OLEH :
SURYA DARMA Ketua Umum METI
DISAMPAIKAN PADA DIALOG ENERGI 2017 DEWAN ENERGI NASIONAL
Hotel Luwansa, 2 Maret 2017
Strategi mencapai Target
23% EBT dalam KEN
23% 25% 30% 22% 5% 46% 31% 18% 194 MTOE ~ 400 MTOE
Energi Baru dan Terbarukan Minyak Bumi
Gas Bumi
Batubara
Kondisi Saat ini
Tahun 2025
Target Bauran Energi Nasional Tahun 2025 – Amanat KEN
Saat ini Tahun 2025
Pembangkit Listrik 51 GW 115 GW
Konsumsi Energi 0,8 TOE/kapita 1,4 TOE/kapita
Konsumsi Listrik 776 KWh/kapita 2.500 KWh/kapita EBT Minyak Gas Batubara
Mandatori Bauran Penggunaan Energi Primer
Pembangkit Tenaga Listrik (KEN)
Minyak Bumi 25% ~ 96 MTOE Gas Bumi 22% ~ 76,75 MTOE Batubara 22% ~ 113,45 MTOE EBT 23% ~ 84,15 MTOE Baura n En er gi Prime r (PP 79 /2 01 4) Komposisi Kapasitas Pembangkit 60% Fosil 40% EBT 46,8 GW
2025: 115 GW
68,2 GWLatar Belakang
RJPMN : Target Rasio Elektrifikasi 96,6
% pada tahun 2019 & masih banyak
desa belum terlistriki
PP 79/2014 KEN : target energy mixed
EBT 23 % tahun 2025, RUPTL PLN : 25
% tahun 2025.
LATAR BELAKANG
- Penyesuaian harga energi secara bertahap dengan jadwal yang jelas dan realistis menuju kepada harga komoditi energi yang mencapai harga ekonominya.
- Energi baru dan terbarukan perlu dikembangkan dengan memperhatikan keekonomian dan dalam rangka konservasi sumber-sumber energi tak terbarukan
- SUBSIDI bagi masyarakat tidak mampu justru dapat ditingkatkan dari hasil pajak yang meningkat sebagai akibat dari pertumbuhan ekonomi yang baik.
- Untuk menarik investasi berisiko tinggi dan harga energi yang terjangkau diperlukan program-program insentif, termasuk perpajakan. Untuk sistem perpajakan khusus di luar yang berlaku dengan UU 18/2001 tentang perpajakan, maka pengembangan ENERGI memerlukan undang-undang tersendiri (seperti halnya dengan UU Migas).
Amanah UU No. 30 yang seharusnya dilaksanakan
Pemerintah
a) Penyediaan energi dilakukan melalui: 1) inventarisasi sumber daya energi;
2) peningkatan cadangan energi; 3) penyusunan neraca energi;
4) diversifikasi, konservasi, dan intensifikasi sumber energy dan energi; dan
5) penjaminan kelancaran penyaluran, transmisi, dan penyimpanan surmber energi dan energi.
b) Penyediaan energi oleh Pemerintah dan/atau pemerintah daerah diutamakan di daerah yang belum berkembang, daerah terpencil, dan daerah perdesaan dengan menggunakan sumber energi setempat, khususnya sumber energi terbarukan. c) Daerah penghasil sumber energi mendapat prioritas untuk memperoleh energi dari
sumber energi setempat.
d) Penyediaan energi baru dan energi terbarukan wajib ditingkatkan oleh Pemerintah dan pemerintah daerah sesuai dengan kewenangannya.
e) Penyediaan energi dari sumber energi baru dan sumber energi terbarukan yang dilakukan o!eh badan usaha, bentuk usaha tetap, dan perseorangan dapat
memperoleh kemudahan dan/atau insentif dari Pemerintah dan/atau pemerintah daerah sesuai dengan kewenangannya untuk jangka waktu tertentu hingga
KONVERSI ENERGI
Energi PrimerKONVERSI
Energi Sekunder (energi elektrik) Air Batubara Minyak bumi Gas Panas bumi ET lainnya TEKNOLOGI Efisiensi Waste Energi Masalah Lingkungan Masalah sosial Resiko/ KeselamatanPermasalahan & Tantangan
Pengembangan EBT
Masalah Regulasi : Pembinaan, Pengawasan &
Insentif Fiskal?
Masalah Bisnis : Ketidak pastian Harga Keekonomian
Masalah Legal : Seringnya berubah2 yang
menimbulkan ketidakpastian hukum - Perlu adanya UU
ET
Masalah Tekonologi : Transfer of Technology & Local
Content
Masalah SDM : Strategi Penyiapan SDM untuk Leaf
Frog ke 23%
Permasalahan & Tantangan
Pengembangan EBT
Kebijakan Feed in Tariff ( FIT ) -EBT dengan harga yang relatif masih lebih mahal memerlukan kepastian
tersedianya mekanisme dan alokasi subsidi.
Program memanfaatkan sumber energi setempat dalam
rangka melistriki daerah “off grid” memerlukan model bisnis baru untuk memastikan “sustainability”
Penetrasi “Variable Energy” ke “grid” memerlukan
pendekatan teknis yang terintegrasi dalam perencanaan system dan operasi grid.
Explorasi uap panas bumi menjadi tantangan utama dalam
alur bisnis pengembangan PLTP.
Kebutuhan dana investasi ( project financing ) memerlukan
kepastian regulasi,model bisnis, kualifikasi PPL/IPP dan “creditworthiness” dari “Offtaker”.
FAKTA DALAM BISNIS
ENERGI TERBARUKAN
1. Kebijakan harga (ET) belum memperlihatkan kesungguhan Pemerintah dalam mendukung pemanfaatan ET;
2. Mekanisme yang ada tidak “bankable” sehingga “Pengembang” tidak ada;
3. Bank Nasional belum tertarik mendanai proyek ET;
4. Perumusan kebijakan sulit dilakukan karena harapan stakeholders yang tidak sama;
5. Teknologi lokal belum berkembang (kecuali microhydro), sehingga biaya investasi mahal.
Strategi pencapaian 23% EBT
Aspek Regulasi : Pembinaan, Pengawasan &
Insentif Fiskal
Aspek Bisnis : Harga berdasarkan Keekonomian
Aspek Legal : Perlu adanya UU ET
Aspek Tekonologi : Transfer of Technology &
Local Content
Aspek SDM : Strategi Penyiapan SDM untuk
Leaf Frog
Mengapa Energi Terbarukan
Perlu Dikembangkan Ketingkat
Komersial ?
• Keterbatasan dan menurunnya cadangan energi fosil Indonesia;
• Potensi cadangan ET belum sepenuhnya diusahakan mencapai tingkat komersial;
• Meningkatnya kesadaran masalah lingkungan dan keprihatinan terhadap efek rumah kaca;
• Sebagai energi alternatif untuk energi fosil guna menjamin kelangsungan pemenuhan kebutuhan energi nasional (energy security) dan mencapai daerah terpencil;
• Menyisihkan energi fosil untuk diekspor guna mendatangkan devisa;
• Sifatnya yang terbaharui secara alami, dan ramah lingkungan,
• Meningkatkan partisipasi UKM, baik manufakturing maupun pengusahaannya, termasuk pendanaan;
• Membantu mempercepat pembangunan daerah pedesaan, karena sumber ET yang tersedia di desa-desa.
Sifat-sifat Energi Terbarukan
Site specific
Ketersediaannya ada yang sepanjang
tahun (geothermal & Bio-energi), ada juga
hanya pada waktu tertentu saja (untuk
surya dan bayu)
Jenis ET tertentu tersedia disemua lokasi
di Indonesia.
Jenis ET tertentu tidak dapat dipindahkan,
tapi juga tidak memerlukan transportasi.
Kebijakan Harga dan Pasar Untuk
Energi Terbarukan Indonesia
Harga Energi harus berdasarkan nilai ekonomik yang berasal
dari biaya produksi, lingkungan & biaya konservasi serta keuntungan yang wajar.
Harga ET diregulasi sedemian rupa agar berdampingan
dengan harga BBM.
Pemerintah harus mendukung penuh pembangunan proyek ET
yang berskala besar dengan menetapkan Mekanisme ‘Feed in
Tariff’ atau harga patokan (kebijakan harga) untuk pembangkit tenaga listrik.
Pemerintah harus meregulasi pasar ET, termasuk pengaturan
kuota minimum untuk ET untuk pembangkit listrik, liquid fuel dan gas yang dihasilkan dari sumber ET.
ET tidak berkembang karena kalah dengan harga BBM
subsidi. Oleh karena itu Pemerintah harus mensubsidi pula harga ET agar sama Nilainya.
Kebijakan Insentif Fiskal ET
Pemerintah harus subsidi BBM dan Listrik serta tingkatkan
dengan ET & EBT [low carbon energy [LCE]]
Pemerintah harus memberikan Fiskal khusus dan insentip
lainnya untuk pembangunan proyek ET. Insentip diberikan untuk ET sama seperti untuk BBM.
Pemerintah harus memberikan insentip kepada pengguna
dan pemasok ET & EBT serta efisiensi energi dan konservasi energi dalam operasinya.
Pemerintah harus memberikan insentip kepada pusat
kajian, pabrikan, manufaktur teknologi ET.
Pemerintah harus memiliki dan mendukung peran dari
Bank nasional (saham Indonesia) untuk pengembangan program ET, program efisiensi energi serta program
Rekomendasi
Diperlukan segera adanya Regulasi yang memberikan kepastian harga ET yang dapat memiliki nilai keekonomian dan memperoleh pendanaan untuk proyek ET.
Pemerintah segera memberikan subsidi ET sebagai pengganti sumsidi BBM yang memadai untuk mendukung target ET, melalui APBN seperti subsidi BBM.
Pemerintah diharapkan dapat memberikan kepastian dan kemudahan dalam perizinan pengembangan ET.
Perlu dipikirkan adanya UU ET di Indonesia agar Regulasi [FiT] ET & pendanaan untuk proyek ET ada kepastian dan sering berubah-ubah.
Masyarakat Energi Terbarukan Indonesia
2 Maret 2017Critical Issues
Beberapa critical issues didalam skim pembiayaan ini:
Pricing
Kebijakan Power Purchase Agreement (PPA) Aspek Lingkungan Hidup
Time and Cost Overun
6
Government Regulation
Factors Affecting to the Tariff
1. PROJECT CAPITAL COST
i. Resources Development
ii. Steam Field Facilities
iii. Power Generation and Facilities
2. O & M COST
i. Steam field
ii. Power generation; i.e O/H, etc.
iii. Make up well; enthalpy, decline rate, success ratio and well deliverability.
3. FISCAL TERMS
4. ECONOMICS PARAMETERS 5. IRR
Factors Affecting to the Tariff
1. PROJECT CAPITAL COST ; 2. O & M COST
3. FISCAL TERMS
i. Corporate income tax (25%); new tax law @ 2010 ii. Royalty (2.5%); (revisi PP 45/2003)
iii. Tax exemption on imported goods (0%); PDRI (PMK 177 & 178/2007 iv. Investment allowance 5% per year for 6 yrs (30%); PP 1/2007 & PP
82/2008
v. Dividend tax (10%) (UU 36/2008)
vi. Tax loss carry forward, extended to 10 yrs vii. Signature Bonus $ 1.0M – 2.0M
4. Economics
i. Inflation rate :2.5% - 5.0% pa ii. Long Lead Time (5-6-8 yrs)
iii. Depreciation rate: 8 yrs instead of 15 yrs (PP 62/2008) iv. No CDM
v. Tariff: levelized (flat) or 2.5% escalation vi. Plant life: 30 yrs