Minyak dan Gas Bumi: Beberapa Isu Mendasar

Minyak dan gas bumi (migas) – terutama minyak – hingga kini masih merupakan primadona energi sekaligus komoditas strategis yang belum tergantikan oleh jenis energi lain. Tidak heran jika migas dijadikan sebagai alat geostrategi dan geopolitik berbagai negara dalam memainkan perannya di kancah percaturan dunia internasional. Di dalam negeri sendiri, migas dapat dijadikan sebagai alat strategi politik dalam memenangkan kekuasaan, atau bahkan dapat menjatuhkan rejim kekuasaan. Jatuhnya pemerintahan Orde Baru yang bersikap represif, misalnya, dipicu oleh kenaikan harga BBM.

Beberapa bulan lalu, tepatnya tanggal 13 Nopember 2012, eskalasi ribut-ribut pengelolaan migas di Indonesia berujung pada pembubaran Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Migas (BPMIGAS) oleh Mahkamah Konstitusi (MK) yang dalam amar keputusannya menyatakan BPMIGAS inkonstitusional dengan berbagai tuduhan dan prejudice yang dikonsumsi oleh publik melalui media massa. Pada dasarnya media massa merekonstruksi realita menjadi berita yang dijual ke publik. Di balik realita yang direkonstruksi tersebut belum tentu mencerminkan keadaan atau kebenaran yang sesungguhnya. Apalagi jika sumber informasi berita dan hasil rekonstruksi realita tersebut berpihak pada ideologi tertentu. Ini hal yang wajar sebab “ideologi” yang dianut media massa merupakan salah satu strateginya dalam merebut pangsa pasar (market share).  

Di balik semua gonjang-ganjing migas di Indonesia yang tak pernah hentinya ini (paling hanya on-off diselingi berita lain), sebetulnya ada beberapa permasalahan klasik mendasar  –  jika tidak dapat dikatakan kronis. Di bawah ini saya mencoba mengemukakan beberapa permasalahan mendasar tersebut.

Dari berbagai referensi sejarah perminyakan, industri migas modern di Indonesia telah dimulai sejak 128 tahun  lalu di jaman pemerintahan Hindia Belanda, yaitu ketika seorang Belanda yang bernama Aeilko Jans Zijlker pada tahun 1885 melakukan pengeboran sumur Telaga Tiga-1 di lapangan minyak Telaga Said di wilayah Deli, Sumatera Utara. Setelah keberhasilan pemboran minyak ini, Zijlker memelopori lahirnya perusahaan minyak Belanda yang bernama Royal Dutch di tahun 1890. Tahun 1907 Royal Dutch  bergabung dengan perusahaan minyak Inggris Shell yang bisnis intinya bergerak di transportasi minyak. Kedua perusahaan ini melebur namanya menjadi The Royal Dutch Shell – atau disingkat SHELL saja. Jadi bumi Indonesia merupakan saksi sejarah tempat berdirinya perusahaan migas raksasa dunia SHELL yang sekarang pom bensinnya sudah merambah Indonesia sebagai konsekuensi liberalisasi tata niaga hilir migas setelah diberlakukannya UU Migas No. 22 Tahun 2001.

Read more (Baca selengkapnya)...

BPMIGAS Bubar, Digantikan oleh SKMIGAS

Ini bukan berita baru. Selama lebih tiga minggu menjadi topik hangat dalam media massa. Sebetulnya sudah sejak  minggu dibubarkannya Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (BPMIGAS),  saya sudah tergelitik untuk menulis oipini pribadi tentang ini. Namun selama beberapa bulan sejak saya posting artikel terakhir di blog ini pada Mei 2012, belum ada mood untuk menulis. Alhasil baru bisa menulis setelah hampir tiga minggu semenjak BPMIGAS dibubarkan. Menulis memang susah-susah gampang. Yang paling susah adalah bagaimana menciptakan “mood” itu sendiri.

Kembali ke topik. Seperti biasa, setiap hari di kala senggang saya sering membaca berita di portal-portal berita on line. 13 November 2012 saat sedang makan siang menyantap soto kudus, saya membaca berita yang sangat mengejutkan: Mahkamah Konstitusi (MK) membubarkan BPMIGAS karena dicap inkonstitusional. BPMIGAS yang sudah 10 tahun menjalankan amanah UU Migas No. 22/2001 tiba-tiba dianggap sebagai anak haram yang tidak syah kelahirannya. Sangat mengejutkan! Tidak hanya di kalangan pelaku kegiatan klaster industri hulu migas, tetapi juga di mata dunia internasional.

Beberapa saat setelah keputusan tersebut dikeluarkan MK, kegiatan proses bisnis hulu migas, terutama yang terkait aspek legalitas seperti lifting (penjualan) migas sempat terganggu. Jika katakanlah kegiatan hulu migas menyumbang pendapatan bersih Rp 350 triliun bagi negara, berarti terhentinya kegiatan operasional migas berpotensi menimbulkan kehilangan pendapatan Rp 1 triliun per hari. Belum lagi para investor akan ragu-ragu dalam mengucurkan dana investasinya karena, lagi-lagi, para investor mengkhawatirkan  adanya ketidakpastian berusaha di Indonesia. Ketidakpastian akan menyebabkan suatu risiko (risk premium) yang tinggi sehingga para investor akan mematok Minimum Attractive Rate of Return (MARR) yang lebih tinggi. Artinya mereka akan sangat hati-hati mengucurkan dananya dan karenanya realisasi investasi dapat tersendat.

Setelah BPMIGAS dibubarkan, untuk tetap menjaga keberlanjutan kegiatan usaha hulu migas yang sangat vital bagi negara, pemerintah pusat bertindak cepat dan segera meresponnya dengan menerbitkan Perpres No. 95/2012 tanggal 13 November 2012 malam serta Kepmen ESDM No. 3135 dan 3136/2012 tanggal 16 November 2012. Perpres dan Kepmen tersebut membidani terbentuknya unit organisasi sementara pengganti eks BPMIGAS yang bernama Satuan Kerja Sementara Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi, disingkat “SKMIGAS”, yang sebelumnya sempat disingkat “SKSPMIGAS”.

Inti dari Perpres dan Kepmen tersebut adalah: (i) Pengalihan tugas, fungsi pengendalian dan pengawasan kegiatan hulu migas berada di bawah Kementerian ESDM; (ii) Semua tupoksi yang selama ini dijalankan oleh BPMIGAS dialihkan ke SKMIGAS. Unit ini langsung dikepalai oleh Menteri ESDM. Keputusan MK dan perubahan nama ini menimbulkan konsekuensi yang luar biasa dalam berbagai aspek yang tidak perlu saya ulas disini.

Sepanjang sejarah berdirinya Republik Indonesia konon baru ada dua lembaga yang dicap inkonstitusional. Pertama,  Partai Komunis Indonesia (PKI) karena jelas-jelas bertentangan dengan Sila Pertama (Ketuhanan Yang Maha Esa) dalam Pancasila. Dan kedua, BPMIGAS, karena dianggap tidak mampu memberikan kemakmuran bagi rakyat Indonesia, alias bertentangan dengan Pasal 33 UUD 45.

Berbagai tudingan dan hujatan pun berhamburan di media massa dan berbagai kalangan. Nyaris tidak ada berita positif tentang keberadaaan dan sumbangsih BPMIGAS selama ini bagi negara, terutama dalam mengamankan tata kelola kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi – yaitu kegiatan eksplorasi dan eksploitasi migas. Hujatan yang paling sering mengemuka adalah bahwa BPMIGAS itu sarang korupsi, boros (tidak efisien), dan lebih memihak kepentingan asing ketimbang kepentingan nasional. Di sebuah food court saat makan malam secara tidak sengaja saya mendengar celotehan sekelompok orang yang mencemooh BPMIGAS, antara lain pola hidup foya-foya seperti main golf, sering mengadakan acara di hotel bintang lima, dan sebagainya.

Mengenal Tugas Pokok dan Fungsi BPMIGAS

BPMIGAS adalah Badan Hukum Milik Negara (BHMN) yang didirikan berdasarkan UU No. 22/2001 tentang Minyak dan Gas Bumi dan Peraturan Pemerintah No. 42/2002 tentang Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi.

Sesuai amanah undang-undang, fungsi utama BPMIGAS adalah mengawasi dan mengendalikan kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi sesuai dengan Kontrak Kerja Sama (KKS), agar pengambilan sumber daya alam minyak dan gas bumi memberikan manfaat dan penerimaan yang maksimal bagi Negara dan demi sebesar-besarnya bagi kemakmuran rakyat Indonesia.

Read more (Baca selengkapnya)...

Pengembangan Gas Metana Batubara (Coalbed Methane) di Indonesia

Hidrokarbon Non Konvensional

Minyak dan gas bumi merupakan senyawa hidrokarbon yang asal-muasalnya dari zat-zat organik (makhluk hidup), sehingga disebut fossil energy (energi fosil). Kita berada dalam era dimana permintaan akan energi primer minyak dan gas bumi terus meningkat, sementara cadangan global makin menipis. Tumbuhnya negara-negara raksasa ekonomi baru seperti Brazil, Rusia, India, dan China (kelompok empat negara ini sering disebut “BRIC”) semakin mempercepat laju konsumsi minyak dan gas bumi. Kondisi ini memaksa manusia untuk mengeksplorasi dan mengeksploitasi berbagai sumber energi lain, baik energi baru maupun terbarukan.

Salah satu sumber energi baru tersebut adalah unconventional hydrocarbon (hidrokarbon non konvensional). Disebut non konvensional karena keberadaan resource-nya di alam dan beberapa sifat fisiknya berbeda dengan minyak dan gas konvensional yang ada. Perbedaaan tersebut antara lain:

• Secara geologis, pada umumnya hidrokarbon non konvensional terbentuk dan terjebak langsung di source rock (batuan asal). Sedangkan hidrokarbon konvensional (minyak dan gas yang kita kenal sekarang ini) setelah terbentuk di source rock bermigrasi dan terjebak di lapisan batuan sedimen.

• Lapisan batuan tempat hidrokarbon non konvensional memiliki permeabilitas sangat rendah (kurang dari 0,1 mili Darcy) dan porositas yang berkisar dari 0,1 sampai 10%.

• Letak sumber daya hidrokarbon non konvensioal di bawah permukaan bumi biasanya lebih dalam daripada hidrokarbon konvensional. Kecuali CBM yang pada umumnya lebih dangkal.

• Dari berbagai rujukan dikatakan bahwa secara kuantitas (volume), potensi hidrokarbon non konvensional jauh lebih tinggi dari hidrokarbon konvensional, namun diperlukan teknologi yang lebih maju dan biaya yang lebih tinggi untuk memproduksinya secara ekonomis. Sehingga tantangan kedepan dalam mengeksplorasi dan mengeksploitasi hidrokarbon non konvensional adalah tantangan teknologi, sumberdaya finansial, dan sumberdaya pendukung lainnya.

Seperti halnya hidrokarbon konvensional, hidrokarbon non konvensional di alam juga didapati dalam bentuk minyak dan gas. Termasuk dalam kelompok unconventional oil (minyak non konvensional) adalah Heavy oil, Shale Oil, dan Oil Sands. Sedangkan kelompok unconventional gas (gas non konvensional) antara lain Coal Bed Methane (CBM), Tight Gas Sands, Oil Shale, dan Gas Hydrates. Jadi CBM merupakan salah satu jenis unconventioanl hydrocarbon. 

 

CBM dapat didefinisikan sebagai gas alam dengan komposisi utama metana (CH4) yang terbentuk bersamaan dengan proses pembentukan batubara (coalification), terjebak dan teradsorpsi pada “cleats” (macropores) dan matriks batubara (micropores). Cleats secara fisik serupa dengan retakan-retakan di lapisan batubara. Air menempati cleats sehingga memberikan tekanan yang cukup untuk menahan gas metana di tempat. 

 

Potensi serta Cadangan CBM Dunia dan Indonesia

Mayoritas cadangan (reserve) CBM yang telah teridentifikasi terdapat di Rusia, Amerika Serikat (termasuk Alaska), China, Australia, Kanada, Inggris (UK), India, Ukraina, dan Kazakhstan. Berdasarkan estimasi, secara worldwide terdapat lebih dari 6000 TCF (trillion cubic feet) gas CBM di tempat (Original Gas In Place – OGIP). Negara-negara yang telah memproduksikan CBM secara komersial adalah Amerika Serikat, Kanada, Australia, India, dan China. Produksi CBM di seluruh dunia saat ini berada di level 6 BCFD (Miliar kaki kubik per hari). Sekitar 5 BCFD produksi CBM berada di Amerika Serikat yang merupakan 10% dari total produksi gasnya.  

 

Sementara di Indonesia hingga Desember 2011 beberapa Wilayah Kerja (WK) CBM baru dalam proses sertifikasi cadangan, sehingga angka yang ada baru merupakan potensi sumberdaya CBM saja, yaitu sebesar 453,3 TCF yang terdapat dalam 11 cekungan (basin) yang tersebar di seluruh wilayah Indonesia. Potensi sumberdaya CBM ini lebih besar dibandingkan sumberdaya gas konvensional sebesar 384,7 TCF.

Read more (Baca selengkapnya)...

Selamat Jalan, Mas Wid. Selamat Jalan, The Smiling Professor....

Sabtu sore, 21 April 2012, kira-kira 10 menit menjelang azan maghrib berkumandang di wilayah Jakarta, saya mendapat SMS dari teman lama yang memberitahukan bahwa Prof. Dr. Ir. Widjajono Partowidagdo, MA, MSc, Wakil Menteri ESDM, telah meninggal dunia dalam pendakiannya ke puncak Gunung Tambora. Seperti banyak orang, saya juga kaget mendapatkan berita itu, karena Mas Wid (demikian kami para mahasiswanya biasa memanggilnya) dikenal energik dan memiliki tubuh yang bugar. Saya segera membuka salah satu kanal TV swasta yang sering menayangkan berita, di banner-nya tertulis berita duka atas meninggalnya Mas Wid. Masih kurang puas, saya membuka detik.com, disitu juga saya menemukan berita yang mengkonfirmasi meninggalnya beliau. Tadinya saya berencana akan melayat Sabtu malam itu juga di tempat disemayamkan jenazahnya, yaitu di rumahnya di Jl. Ciragil II Kebayoran Baru. Namun karena waktu ketibaan jenazahnya tidak ada kepastian, saya putuskan melayat Minggu pagi sebelum jenazahnya dimakamkan.

Minggu pagi, 22 April 2012, jam 07.40 saya mengarah ke Jl. Wolter Monginsidi lalu siap membelokkan kendaraan ke Jl. Ciragil II. Begitu tiba di muka Jl. CIragil II, petugas pengamanan memandu saya untuk parkir di bahu Jl. Wolter Monginsidi saja karena Jl. Ciragil II sudah penuh diparkiri kendaraan dan pas ketika itu Presiden RI, Susilo Bambang Yudhoyono, sedang melayat juga. Setelah Presiden RI pulang, saya masuk ke tempat kediaman almarhum dan keluarganya. Rumah kediaman almarhum termasuk biasa-biasa saja untuk ukuran pejabat yang levelnya setengah tingkat di bawah menteri. Pertengahan 2009 saya pernah datang ke rumahnya untuk mengambil 4 eksemplar buku “Migas dan Energi” yang saat itu baru terbit. Jl. Ciragil I dan Ciragil II mengapit kali kecil. Kalau melihat lantai-lantai rumah yang ditinggikan dari permukaan jalan, sepertinya Jl. Ciragil I dan II ini kerap kebanjiran saat musim penghujan.

Terkesan penjagaannya tidak ketat seperti di tempat kediaman pejabat kebanyakan, karena di samping itu memang rumah pribadi keluarganya (bukan rumah dinas) beliau dikenal akrab dengan siapapun, tak terkecuali tetangganya. Makanya mulai dari level Presiden RI sampai ke orang-orang biasa, termasuk para tetangganya, menyempatkan diri melayat, memberikan doa dan penghormatan terakhir untuk beliau. Banyak sekali yang datang. Saya berkesempatan ikut menyolatkan jenazah beliau, dan melihat wajah terakhirnya ketika kain kafan penutup wajahnya dibuka. Saya lihat ada senyum di wajahnya, sebagaimana tampilannya sehari-hari yang selalu senyum. Tak lama setelah Wapres Budiono pulang melayat, Rektor ITB mewakili pihak keluarga besar menyerahkan jenazah kepada Mensesneg Sudi Silalahi selaku wakil Negara. Dengan upacara kehormatan jenazah beliau diusung ke mobil jenazah dan diberangkatkan ke pemakaman muslim di kompleks San Diego Hills di Karawang.

Read more (Baca selengkapnya)...

BBM: Naik... Tidak.... Naik?

Kebijakan subsidi energi sudah lama dijalankan. Paling tidak, seingat saya, sejak masa pemerintahan Orde Baru. Maksud Pemerintah ketika itu adalah agar pertumbuhan ekonomi cepat bergulir dengan biaya input yang murah dan terjangkau oleh masyarakat kebanyakan, dimana ketika itu pendapatan per kapita rata-rata Indonesia masih berada dalam kategori negara miskin. Sayangnya, sejalan dengan pertumbuhan ekonomi dan peningkatan pendapatan per kapita, kebijakan subsidi energi terus dijalankan – tidak dicabut secara gradual – sehingga tidak lagi tepat sasaran. Seyogyanya yang disubsidi itu adalah langsung orangnya, bukan bendanya, atau bisa juga subsidi dalam bentuk pembangunan berbagai infrastruktur untuk membebaskan masyarakat dari kebodohan, kemiskinan, dan penindasan. Sekarang terlanjur kebijakan subsidi ini sudah menjadi komoditas politik dan memiliki efek domino yang sangat luas. Dan karenanya mengurangi atau mencabut subsidi dipandang sebagai kebijakan yang non populis, bahkan dapat menumbangkan rejim pemerintahan.

Ketergantungan Indonesia terhadap energi berbasis minyak bumi masih sangat tinggi. Menurut Indonesia Energy Outlook 2010 (IEO 2010) yang dirilis Pusat Data dan Informasi Kementerian ESDM, minyak bumi memakan porsi 39% dari total bauran energi primer (primary energy mix) di Indonesia, dan, bersama-sama dengan gas, masih akan terus dominan sampai 20 tahun mendatang. Sementara sejak tahun 2004 Indonesia sudah menjadi negara pengimpor netto minyak bumi.


Diversifikasi energi teramati jalan di tempat – tidak fokus dan tidak serius. Terutama pemanfaatan EBT (Energi Baru dan Terbarukan) dan substitusi BBM menjadi BBG atau BBN. Saat ini diperkirakan hanya tersisa 3 SPBU di Jakarta yang menyediakan BBG. Salah satu penyebab tidak berjalannya diversifikasi energi ini adalah karena pasca Orde Baru prioritas para elit lebih tercurah ke permasalahan politik, sehingga pembangunan sektor energi termasuk yang kehilangan momentum. Hal lain yang teramati menghambat pemanfaatan EBT adalah euforia otonomi daerah yang berlebihan, sehingga banyak program/agenda pembangunan dari pusat yang tidak berjalan di level daerah.

Minyak dan gas bumi masih sebagai sektor penyumbang terbesar pendapatan negara dibandingkan sektor-sektor lain. Kisarannya 20-30%, tergantung fluktuasi nilai Indonesia Crude Price (ICP – indeks harga minyak mentah Indonesia). Di satu sisi merupakan hal positif dan membanggakan, karena migas masih menjadi sektor andalan. Namun di sisi lain dapat dipandang negatif. Sebab jika sebuah negara terus menerus bergantung pada Sumber Daya Alam (SDA) untuk memacu pertumbuhan ekonominya, berarti sektor-sektor non SDA, terutama industrialisasi, kurang berkembang.

Berdasarkan kenyataan-kenyataan di atas, dari sisi Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN) memang serba salah dan rentan gejolak. Kalau harga minyak naik, pendapatan negara dari sektor hulu migas akan meningkat, dan investasi untuk kegiatan eksplorasi dan eksploitasipun meningkat, namun APBN dari sisi pengeluaran akan tertekan karena terjadi peningkatan belanja subsidi. Sebaliknya, jika harga minyak mentah turun, beban pengeluaran APBN menjadi lebih ringan karena belanja subsidi akan menurun, namun intensitas kegiatan eksplorasi dan produksipun akan menurun pula, sehingga dapat mengakibatkan menurunnya produksi dan minimnya penemuan cadangan baru; akibatnya APBN akan tertekan dari sisi pendapatan. Jika subsidi BBM dicabut, akan terjadi penolakan yang luar biasa dari masyarakat, apalagi hingga saat ini Pemerintah belum dapat menyediakan energi alternatif pengganti BBM secara massal yang harganya sama atau lebih rendah dari harga BBM bersubsidi.

Asumsi makro APBN yang hanya menempatkan “minyak” sebagai target lifting makin memperparah adanya semacam asimetri informasi, dimana sebagian besar masyarakat Indonesia (termasuk para elit dan pengamat yang tidak pernah terlibat langsung dalam tata kelola usaha hulu migas) masih beranggapan bahwa Indonesia sangat kaya minyak. Padahal di akhir tahun 2009 cadangan terbukti minyak Indonesia yang tinggal 3,96 miliar barel (dengan rasio cadangan terbukti terhadap produksi 10,5 tahun) hanya 0,29% dari total cadangan minyak dunia. Sedangkan produksi minyak Indonesia yang sekarang di level 920-an ribu barel per hari hanya 1,13% dari total produksi minyak dunia (BP Statistical Review of World Energy 2011). Semestinya asumsi makro APBN menyebutkan “minyak dan gas bumi” secara bersamaan dalam satuan Barrel of Oil Equivalent per Day (BOEPD). Kegiatan usaha hulu migas kini dan akan datang secara volumetrik (BOE) akan lebih didominasi oleh gas. Kita telah memasuki era gas. Era minyak diramalkan akan menjadi “masa lalu” jika tidak ada lagi temuan cadangan minyak yang volumenya signifikan. Memang pasca ditemukannya cadangan minyak di Lapangan Banyu Urip, Cepu, dapat dikatakan tidak ada lagi temuan cadangan yang berarti, paling-paling sekedar tambahan transformasi dari probable reserve dan possible reserve menjadi cadangan pasti (proven reserve).

Target produksi dan pendapatan sektor hulu migas dalam APBN yang selama ini teramati ditetapkan secara sepihak oleh Pemerintah menyebabkan eksploitasi migas sebagai SDA tak terbarukan (non renewable and depleted natural resources) cenderung mengarah ke “asal kuras habis”, tidak lagi sejalan dengan konsep pembangunan berkelanjutan – dimana harus ada konservasi SDA yang disisakan untuk generasi mendatang jika memang cadangannya makin menipis.

Indonesia Sangat Boros Energi?

Para pengemat menilai dengan elastisitas energi (ε) sebesar 1,84 Indonesia dikatakan sangat boros energi (jika menurut versi IEO 2010 angka elastisitas energi Indonesia sekitar 1,4). Elastisitas energi didefinisikan sebagai persentase peningkatan kebutuhan energi terhadao persentase pertumbuhan Gross Domestic Product (GDP) atau Produk Domestik Bruto. Artinya berapa persen diperlukan tambahan pasokan energi dalam setiap persen pertumbuhan GDP. Namun boros-tidaknya konsumsi energi tidak dapat dilihat dari perspektif elastisitas energi semata. Tingkat efisiensi konsumsi energi dapat dilihat juga dari (i) seberapa besar output ekonomi untuk setiap unit energi yang dikonsumsi – atau singkatnya Rasio GDP terhadap Konsumsi Energi, dan (ii) kurva “S” pertumbuhan konsumsi energi.

Rasio GDP terhadap Konsumsi Energi

Di bawah ini diagram sederhana linier antara input dan output aktivitas ekonomi:


Dua tahun lalu saya melakukan exercise terhadap 13 negara: Amerika Serikat, Inggeris (UK), Switzerland, Norwegia, Jepang, Korea Selatan, China, India, Singapura, Thailand, Malaysia, Indonesia, dan Malaysia. Data GDP nominal diambil dari www.en.wikipedia.org. Sedangkan data konsumsi energi primer diambil dari BP Statistical Review of World Energy 2009. Data GDP dan konsumsi energi primer tahun 2008 untuk ketiga belas negara ditampilkan dalam bentuk tabel.

Lalu rasio GDP terhadap konsumsi energi diurutkan dari besar ke kecil dan ditampilkan dalam bar chart. Satuan Rasio GDP terhadap Konsumsi Energi adalah US Dollar per TOE. Artinya berapa dollar Amerika Serikat yang dapat dihasilkan (sebagai output aktivitas ekonomi) untuk setiap TOE energi yang dikonsumsi sebuah negara.


Dari tiga belas negara, ternyata Switzerland yang paling efisien konsumsi energinya; katakanlah demikian jika Rasio GDP terhadap Konsumsi Energi ini bisa dijadikan sebagai tolak ukur tingkat efisiensi energi. Switzerland, negara yang hidup dari industri jasa, dalam setiap TOE energi yang dikonsumsinya bisa menghasilkan pendapatan US$ 17 ribu lebih. Amerika Serikat, negara adidaya yang sering jadi rujukan negara-negara lain, hanya menghasilkan US$ 6281 per TOE, lebih rendah dari Filipina yang menghasilkan US$ 6676 per TOE. Indonesia menghasilkan US$ 4114 dalam setiap TOE energi yang dikonsumsi.

China ternyata paling tidak efisien konsumsi energinya dari 13 negara yang di-exercise. China hanya menghasilkan US$ 2447 dari setiap TOE energi yang dikonsumsinya. Filipina paling tinggi di antara sesama negara ASEAN. Memang biasanya terbatasnya ketersediaan sumber daya energi domestik (banyak melakukan impor untuk memenuhi kebutuhan energi) dapat menstimulasi sebuah negara menjadi lebih efisien dalam mengkonsumsi energi. Apalagi di Filipina tidak ada kebijakan subsidi energi seperti di Indonesia.

Akan halnya Indonesia sendiri, jika dibandingkan sesama negara ASEAN selain Filipina, posisi Indonesia masih lebih baik dari Malaysia, Thailand, dan Singapura. Bahkan lebih baik dari Korea Selatan, India, dan China. Memang rasio GDP terhadap konsumsi energi belum tentu secara langsung mencerminkan tingkat kemakmuran sebuah negara. Malaysia, Korea Selatan, Singapura, Thailand, dan China memiliki GDP per kapita lebih tinggi dari Indonesia, walau rasio GDP terhadap konsumsi energi mereka lebih rendah. Namun, paling tidak, seberapa efisien konsumsi energi sebuah negara bisa dilihat dari perspektif lain, tidak semata berdasarkan parameter elastisitas energi.

Kurva “S” Pertumbuhan Konsumsi Energi


Kurva “S” merupakan salah satu cara yang sering digunakan untuk memonitor progres sebuah proyek. Cara yang sama dapat diterapkan untuk menganalisa evolusi pertumbuhan kebutuhan energi sebuah negara. Kurva “S” pertumbuhan energi dibagai menjadi empat fase, yaitu fase pra-industrialisasi, fase pembangunan (industrialisasi), fase ekuilibrium, dan fase lanjutan.

Fase pra-industrialisasi adalah periode ketika sebuah negara belum mengalami industrialisasi atau belum begitu intensif melakukan pembangunan fisik. Pada fase ini tentunya kebutuhan akan energi relatif kecil. Untuk Indonesia dapat dikatakan fase ini terjadi antara tahun 1945 sampai 1970. Fase pembangunan (industrialisasi) adalah periode dimana industrialisasi sangat intensif sehingga memacu pertumbuhan ekonomi dan selanjutnya menyebabkan kebutuhan energi meningkat pesat. Indonesia saat ini berada di fase kedua ini.

Fase ekuilibrium adalah periode dimana supply-demand energi sebuah negara sudah mencapai titik keseimbangan, yaitu ketika negara tersebut sudah mapan dan mampu menyeimbangkan berbagai kebutuhan nasionalnya, sehingga pertambahan kebutuhan energinya sangat rendah. Untuk fase selanjutnya tergantung lagi pada kondisi sebuah negara. Apakah ada industrialisasi lanjutan atau tidak. Di fase lanjutan ini permintaan energi bisa naik, stagnan, atau turun tergantung keberhasilan manajemen energi negara tersebut dalam melakukan konservasi, efisiensi, dan diversifikasi energi.

Bahwa bangsa kita masih berbudaya tidak efisien, sehingga memicu terjadinya pemborosan energi, dengan sportif kita mesti mengakui. Tetapi sebetulnya besarnya angka elastisitas energi bukanlah karena budaya tidak efisien semata, melainkan lebih karena didorong oleh beberapa faktor berikut:

• Supply-demand energi di Indonesia belum mencapai titik ekuilibrium. Contohnya saja di sub sektor energi listrik, akhir tahun 2009 rasio elektrifikasi nasional baru mencapai sekitar 65% - masih jauh di bawah 100%; artinya rata-rata di seluruh wilayah Indonesia masih ada 35 dari 100 rumah tangga yang belum dialiri listrik.


• Pertumbuhan industri dan pemukiman yang pesat memerlukan tambahan pasokan energi yang besar untuk mengimbanginya.


• Jika dilihat dari pemetaan konsumsi energi per kapita yang dirilis oleh International Energy Agency dalam World Energy Outlook 2008, Indonesia termasuk dalam range terendah, bahkan lebih rendah dari beberapa negara ASEAN. Rendahnya konsumsi energi per kapita ini disebabkan karena ketersediaan dan kemudahan akses energi di wilayah Indonesia yang tidak merata dan belum berkeadilan. Kawasan JAMBAL (Jawa-Madura-Bali) dan kota-kota besar lainnya cenderung berlimpah energi, sedangkan di kawasan terpencil (bahkan ada yang berdekatan langsung dengan sumber energi) tidak tersedia insfrastruktur dan akses terhadap energi.


• Pasca diterpa krisis moneter 1998 beberapa sektor pembangunan di Indonesia sempat kehilangan momentum, antara lain karena para elit lebih berkonsentarasi ke permasalahan politik, euforia demokratisasi, dan otonomi daerah. Tentunya banyak langkah pemerintah yang sifatnya “tancap gas” untuk mengejar berbagai proses pembangunan yang pernah tertunda. Energi adalah salah satu sektor yang sempat kehilangan momentum pembangunan.

Butir-butir di atas mengindikasikan bahwa Indonesia memang masih membutuhkan banyak tambahan pasokan energi dari tahun ke tahun sebelum mencapai titik ekuilibrium, sehingga tidak heran jika elastisitas energinya masih tinggi (di atas angka “1”). Sedangkan negara-negara maju yang rasio elektrifikasinya sudah 100% dan supply-demand energinya sudah mencapai titik ekuilibrium, ditambah dengan budaya efisien, angka elastisitas energinya sangat rendah, bahkan ada yang negatif. Dari analisa singkat Kurva “S” ini juga dapat dikatakan bahwa tidak fair jika menentukan boros atau tidaknya konsumsi energi hanya berdasarkan angka elastisitas energi semata. Mesti dilihat kondisi sebuah negara dikaikan dengan tingkat kemajuannya. Ketika industri dan ekonominya sedang tumbuh pesat, maka kebutuhan energinya akan meningkat secara signifikan. Ketika negara tersebut sudah mapan dan mampu menyeimbangkan berbagai kebutuhan nasionalnya, angka elastisitas energinya akan rendah.

Penutup

1. Adanya kenyataan bahwa (i) ketergantungan yang sangat tinggi terhadap energi berbasis minyak bumi (BBM), (ii) Indonesia yang sudah menjadi importir netto minyak bumi sejak tahun 2004, (iii) diterapkannya subsidi energi sejak lama, (iv) peran hulu migas dalam pendapatan negara masih sangat dominan, dan (v) diversifikasi energi yang terasa jalan di tempat menyebabkan Indonesia pada posisi serba salah dari sisi neraca APBN. Jika harga minyak mentah naik, pendapatan negara akan naik namum APBN akan tertekan dari sisi pembelanjaan karena membengkaknya belanja subsidi. Sebaliknya, jika harga minyak turun, APBN akan tertekan dari sisi pendapatan, namun aman dari sisi pembelanjaan.


2. Selama diversifikasi energi belum berjalan baik dan ketergantungan terhadap minyak masih tinggi, maka diperkirakan Pemerintah akan terus menuntut sektor hulu migas menggenjot level produksinya seperti kecenderungan yang telah terjadi selama ini. Sehingga eksploitasi migas akan mengarah ke praktek “asal kuras habis” ketimbang pembangunan berkelanjutan. Oleh karena itu, Pemerintah harus melakukan efisiensi, konservasi, dan diversifikasi energi secara sungguh-sungguh. Masyarakat akan lebih “legowo” menerima kenyataan BBM dengan harga keekonomian apabila sudah ada alternatif energi pengganti BBM yang sama atau lebih murah harganya dibanding BBM bersubsidi. Kenyataan yang sering terjadi terbalik: Pemerintah mengurangi/mencabut subsidi terlebih dahulu baru berjanji mengembangkan energi alternatif yang lebih murah, namun kenyataannya janji tersebut sering tidak ditepati.


3. Salah satu penyebab sulitnya pengembangan energi alternatif pengganti BBM karena harganya “dipaksa” bersaing dengan harga energi yang disubsidi, sehingga kurang menarik minat investor. Oleh karena itu, pencabutan subsidi secara gradual diharapkan dapat memicu upaya diversifikasi energi.


4. Boros-tidaknya konsumsi energi sebuah negara tidak dapat hanya dilihat dari angka elastisitas energinya semata, namun juga harus dilihat berapa output ekonomi (GDP) yang dihasilkan dari setiap unit energi yang dikonsumsi serta kondisi pembangunan atau tingkat kemajuan di negara tersebut.


5. Semua pemangku kepentingan di sektor energi, terutama Pemerintah, BUMN dan BUMD yang bergerak di usaha energi, kontraktor asing dan perusahaan nasional yang begerak di sektor energi sepatutnya memberikan contoh/teladan dalam diversifikasi dan penghematan energi. Misalnya mempelopori penggunaan mobil bermesin hybrid untuk kendaraan dinas/operasional dan penggunaan BBG. Jangan mentang-mentang kendaraan dinas yang disediakan oleh instansi/perusahaannya lantas menggunakan kendaraan roda empat ber-cc besar yang boros BBM. Ini artinya sangat minim keteladanan dan minim rasa empati di tengah-tengah galaunya perasaan rakyat dalam menyongsong kenaikan BBM yang nampaknya sudah di depan mata karena “gong”-nya sudah ditabuh oleh Pemerintah.


6. Asimetri informasi yang terjadi selama ini, bahwa masyarakat Indonesia masih beranggapan Indonesia negara kaya minyak, harus diluruskan:
   • Insan-insan migas melalui kegiatan kehumasan harus aktif mengkampanyekan bahwa Indonesia bukan negara kaya minyak, sekaligus merubah persepsi dari “Barrel of Oil” menjadi “Barrel of Oil Equivalent” karena kita sudah memasuki era gas.
   • Asumsi makro APBN seyogyanya menampilkan target lifting “minyak dan gas” dalam Barrel of Oil Equivalent per Day (BOEPD), ketimbang hanya target lifting minyak dalam Barrel Oil per Day (BOPD). Selain itu target lifting mesti dilihat dari kemampuan maksimal (deliverability) lapangan-lapangan migas yang ada, bukan ditentukan secara sepihak oleh Pemerintah pada saat penyusunan RAPBN.


7. Jika Pemerintah mengharapkan porsi tambahan keuntungan dari windfall profit disebabkan lonjakan harga minyak (indeks ICP rata-rata di bulan Februari 2012 sebesar US$ 122,17 per barel), tidak ada salahnya mencoba menegosiasi Kontratktor KKS, meskipun termin fiskal kontrak PSC kita menganut fix rate dan kontrak pada dasarnya menganut asas “pacta sunt servanda”, seperti yang sempat diwacanakan dengan “sharing the pain” di tahun 2008 ketika harga minyak dunia sempat hampir menyentuh level US$ 150 per barel.


8. Belajar dari penerapan kontrak bagi hasil (Production Sharing Contract – PSC) negara lain, ditambah dengan fluktuasi harga minyak yang sukar diprediksi batas atas-bawahnya, maka memang sudah waktunya mengkaji dan menerapkan formula sliding scale terhadap beberapa parameter PSC, baik yang front end loaded, seperti bonus-bonus, maupun yang neutral (back end loaded), seperti besaran first tranche petroleum (FTP), profit split, dan tax rate. Kriteria sliding scale-nya bisa berdasarkan tingkat produksi, harga minyak, Revenue-to-Cost ratio, dsb. Dengan demikian, jika ada windfall profit, Pemerintah secara otomatis dapat ikut menikmati tambahan porsi keuntungan tanpa perlu repot-repot menegosiasi kontraktor. Seperti misalnya ribut-ribut Freeport yang terus timbul-tenggelam tanpa solusi final.


9. Sehubungan dengan kondisi dan dinamika kegiatan usaha migas baik di tataran nasional, regional, maupun internasional, tidak ada salahnya mengkaji bentuk-bentuk kontrak lain yang mungkin saja lebih menguntungkan bagi negara, seperti misalnya Royalty/Tax System, Service Agreement, PSC yang di-split langsung dari gross revenue (Peruvian type PSC), dan PSC dengan cost recovery limit. Dalam UU No. 22/2001 tentang Migas, PSC hanyalah salah satu bentuk kontrak kerja sama, jadi tidak menutup peluang terhadap bentuk-bentuk kontrak selain PSC. Ada istilah “no model fits for all conditions”.


10. Sebagai non-renewable and depleted resources, sudah saatnya ada dana abadi yang disisihkan dari pendapatan kegiatan hulu migas (semacam depletion premium) yang dapat digunakan untuk melakukan assessment cekungan/sumber hidrokarbon secara lebih detail dan lebih representatif, sehingga ketika sebuah wilayah kerja baru ditenderkan, kontraktor mendapatkan gambaran yang lebih jelas dan dengan tingkat keberhasilan (success ratio) eksplorasi lebih tinggi. Selain itu, dana depletion premium dapat digunakan untuk keperluan riset-riset dan inovasi untuk menjawab tantangan kegiatan hulu migas di masa mendatang yang akan didominasi oleh teknologi lepas pantai (offshore), Enhanced Oil Recovery (EOR), pengolahan gas, dan pengembangan hidrokarbon non konvensional. Selama ini teramati ada ketidakseimbangan dalam tingkat penguasaan teknologi, dimana para ekspatriat dari kontraktor migas asing jauh lebih menguasai, sehingga yang namanya “best engineering practices” di kegiatan usaha hulu migas terkesan lebih “didikte” oleh kontraktor migas asing.


11. Keandalan data sumber daya (resources) energi primer banyak dipertanyakan tingkat akurasinya. Misalnya di berbagai publikasi disebutkan sumber daya tenaga air (hydro) sebesar 76,7 MWe. Konon data ini dibuat di pertengahan tahun 1980-an dimana kondisi sungai-sungai di Indonesia ketika itu jauh lebih tinggi kualitas fisik dan debitnya dibandingkan kondisi sekarang. Ini yang dikatakan harus transparan dan jujur dalam memberikan data.

Begitu strategisnya migas bagi kepentingan nasional, begitu banyaknya pemangku kepentingan, begitu banyaknya faktor internal dan eksternal yang memengaruhi, begitu banyaknya tantangan dan kendala, serta – tak kalah penting – begitu banyaknya yang memiliki kepentingan politik-ekonomi, maka usaha untuk memperbaiki tata kelola migas – baik di kegiatan usaha hulu maupun hilir – memerlukan kajian yang mendalam, komprehensif, dan pendekatan yang holistik. Yang paling utama adalah bahwa para pemangku kepentingan harus mengedepankan itikad baik (good faith) dan kepentingan bangsa. Jangan menjadikan Indonesia sebagai benalu bagi dirinya sendiri. Berdosa kita kepada para founding fathers negara ini yang rata-rata sangat visioner – memiliki pemikiran dan pandangan jauh kedepan.

Read more (Baca selengkapnya)...

Kebijakan Energi dan Kebutuhan Energi Nasional

Kebijakan Energi Nasional

Kebijakan energi nasional Indonesia dijabarkan dalam Peraturan Presiden No. 5 Tahun 2006 tentang Kebijakan Energi Nasional. Bab II Pasal 2 dari Perpres tersebut memuat tujuan dan sasaran kebijkan energi nasional:

(1) Kebijakan Energi Nasional bertujuan untuk mengarahkan upaya-upaya dalam mewujudkan keamanan pasokan energi dalam negeri.

(2) Sasaran Kebijakan Energi Nasional adalah:
a. Tercapainya elastisitas energi lebih kecil dari 1 (satu) pada tahun 2025.
b. Terwujudnya bauran energi (primer) yang optimal pada tahun 2025, yaitu peranan masing-masing jenis energi terhadap konsumsi energi nasional:
i. Minyak bumi menjadi kurang dari 20% (dua puluh persen).
ii. Gas bumi menjadi lebih dari 30% (tiga puluh persen).
iii. Batubara menjadi lebih dari 33% (tiga puluh tiga persen).
iv. Bahan bakar nabati (biofuel) menjadi lebih dari 5% (lima persen).
v. Panas bumi menjadi lebih dari 5% (lima persen).
vi. Energi baru dan energi terbarukan (EBT) lainnya, khususnya biomassa, nuklir, tenaga air, tenaga surya, dan tenaga angin menjadi lebih dari 5% (lima persen).
vii. Batubara yang dicairkan (liquefied coal) menjadi lebih dari 2% (dua persen).

Meskipun Gas Metana Batubara atau Coal Bed Methane (CBM) tidak disebut secara spesifik dalam sasaran bauran energi primer dalam Perpres 5/2006, namun menurut target Bauran Energi Nasional yang dirilis oleh Ditjen Migas dalam brosur berjudul Investment Opportunities in Indonesia Oil and Gas Sector and Biofuel Development, CBM termasuk dalam bagian EBT bersama-sama dengan jenis energi terbarukan lainnya.

Selanjutnya, pemerintah akan terus melakukan analisis sisi pasokan dan permintaan energi. Sehingga pada tahun 2025 mendatang minyak hanya mencapai 23 persen, gas 19 persen, batubara 30 persen, dan energi terbarukan sebanyak 25,9 persen. Energi terbarukan tersebut terdiri dari energi air (hidro), biomassa, energi surya, dan panas bumi (www.republika.co.id, 16 Desember 2011).

Potensi dan Kebutuhan Pasokan Energi Primer Indonesia

Energi primer adalah energi yang terkandung dalam sumber energi yang langsung disediakan oleh alam dan belum mengalami konversi (perubahan). Minyak bumi, gas bumi, batubara, panas bumi, tenaga air, tenaga angin, radiasi matahari, ombak laut, dan bahan radioaktif adalah contoh-contoh sumber daya energi primer. Indonesia dikarunia beragam energi, baik energi fosil, non fosil, energi baru, maupun energi terbarukan. Tabel 1 menunjukkan berbagai macam energi primer di Indonesia beserta potensi, cadangan, tingkat produksi, dan utilisasinya.


Teramati pertumbuhan kebutuhan pasokan energi primer di Indonesia dalam kurun waktu 10 tahun terakhir meningkat pesat karena didorong oleh faktor-faktor berikut:

• Kondisi supply-demand energi di Indonesia belum mencapai titik ekuilibrium. Contohnya saja di sub sektor energi listrik, saat ini rasio elektrifikasi nasional baru mencapai sekitar 67% - masih jauh di bawah 100%. Artinya rata-rata di seluruh wilayah Indonesia masih ada 33 dari 100 rumah tangga yang belum dialiri listrik.

• Pertumbuhan industri dan pemukiman yang pesat memerlukan tambahan pasokan energi yang besar untuk mengimbanginya.

• Jika dilihat dari mapping konsumsi energi per kapita yang dirilis oleh International Energy Agency dalam World Energy Outlook 2008, Indonesia termasuk dalam range terendah, bahkan lebih rendah dari beberapa negara ASEAN.

• Pasca diterpa krisis multidimensi tahun 1998 banyak sektor pembangunan di Indonesia sempat kehilangan momentum. Tentunya banyak langkah pemerintah yang sifatnya “tancap gas” untuk mengejar berbagai proses pembangunan yang sempat tertunda. Energi adalah salah satu sektor yang sempat kehilangan momentum pembangunan.

Butir-butir di atas mengindikasikan bahwa Indonesia memang masih membutuhkan banyak tambahan pasokan energi dari tahun ke tahun sebelum mencapai titik ekuilibrium; yaitu sampai proses industrialisasi, pertumbuhan pemukiman, dan pertambahan penduduk mencapai titik yang paling optimal. Makanya elastisitas energi di Indonesia termasuk tinggi dibanding banyak negara lain – yang secara salah kaprah langsung diklaim banyak pihak sebagai inefisiensi konsumsi energi.

Ketergantungan Indonesia terhadap energi berbasis minyak bumi masih sangat tinggi. Sementara sekitar 80% produksi minyak bumi Indonesia berasal dari cekungan-cekungan tua yang telah berproduksi sejak dan sebelum tahun 1970. Cadangan minyak Indonesia semakin menipis karena rendahnya Reserve Replenishment Ratio (RRR). Lapangan-lapangan tua telah memasuki fase penurunan produksi secara alamiah. Mau tidak mau Indonesia harus berupaya mencari dan mengembangkan sumber energi lain, baik energi baru maupun terbarukan (EBT). CBM adalah salah satunya.

Menurut Indonesia Energy Outlook 2010 (IEO 2010) yang diterbitkan Pusat Data dan Informasi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral seperti yang ditunjukkan pada Gambar 1, kebutuhan pasokan energi primer tahunan Indonesia saat ini berada di level 1,08 Miliar BOE – atau rata-rata 2,96 Juta BOEPD. Minyak dan gas masing-masing memakan porsi 39% dan 19% dari bauran energi primer nasional.


Dalam 20 tahun mendatang kebutuhan pasokan energi primer meningkat lebih dari tiga kali lipat. Menurut Skenario Mitigasi dalam IEO 2010, di tahun 2030 kebutuhan pasokan energi primer akan menjadi 3,45 Miliar BOE – atau rata-rata 9,45 Juta BOEPD. Porsi minyak dan gas konvensional di tahun 2010 masih dominan, yaitu sebesar 56%. Akan semakin banyak produksi energi primer Indonesia yang digunakan untuk memenuhi kebutuhan domestik yang terus meningkat di masa mendatang. Oleh karena itu, menurut skenario ini, kebutuhan pasokan CBM di tahun 2030 diintrodusir sebesar 103 Juta BOE (setara 1,6 Miliar SCFD), atau 10% dari total kebutuhan pasokan gas nasional.

Read more (Baca selengkapnya)...

Mengapa Instansi dan Kegiatan Usaha di Sektor Energi Tidak Mempelopori Pemakaian Mobil Hybrid untuk Kendaraan Dinas dan Operasional?

(Masukan untuk Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral)

Oleh: Gamil Abdullah

{Kamis siang, 1 Desember 2011, saya berkesempatan bertemu langsung dengan Prof. Widjajono Partowidagdo (Wakil Menteri ESDM) di kantornya untuk menyampaikan masukan ini kepada beliau. Saya posting di blog ini untuk sharing kepada rekan-rekan sesama pembelajar energi. Isi masukan ini sebetulnya sama dengan atikel yang saya posting tanggal 7 Oktober 2011, hanya penulisannya dibuat dengan bahasa yang lebih teknis.}

When we heal the earth, we heal ourselves. - David Orr

Latar Belakang

Berdasarkan neraca energi dari Handbook of Energy and Economics Statistics of Indonesia 2010 yang diterbitkan Pusat Data dan Informasi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (Pusdatin ESDM), total konsumsi energi final Indonesia di tahun 2009 sebesar 893,76 Juta Setara Barel Minyak (SBM). Sebanyak 317,67 Juta SBM, atau 35,6% dari total konsumsi energi final, merupakan jenis bahan bakar berbasis minyak bumi (BBM). Sektor transportasi mengkonsumsi BBM sebanyak 210,16 Juta SBM, atau 66,2% dari total konsumsi BBM.

Sejak tahun 2004 Indonesia sudah menjadi importir netto minyak bumi dan telah lama menerapkan kebijakan subsidi energi untuk BBM jenis premium dan solar. Sehingga dari sisi neraca keuangan negara cukup serba salah. Jika harga minyak naik, pendapatan negara dari sektor Migas naik, namun APBN akan tertekan dari sisi pembelanjaan karena belanja subsidi akan membengkak. Sebaliknya, jika harga minyak turun, belanja subsidi akan turun, namun sisi pendapatan negara dari sektor Migas juga akan turun. Himbauan yang tertulis di berbagai SPBU agar mengkonsumsi BBM non subsidi untuk kalangan mampu teramati tidak efektif, apalagi mayoritas kendaraan bermotor yang dibuat di dalam negeri memiliki spesifikasi mesin yang masih dapat mengkonsumsi BBM bersubsidi.

Kondisi dimana Indonesia sudah menjadi importir netto minyak bumi, ketergantungan yang masih sangat tinggi terhadap pasokan energi primer jenis minyak bumi (sekitar 39% dari bauran energi primer menurut versi Indonesia Energy Outlook 2010, Pusdatin ESDM), menerapkan kebijakan subsidi energi sejak lama, ditambah dengan implementasi efisiensi energi dan diversifikasi energi yang dinilai banyak kalangan jalan di tempat, menyebabkan Indonesia rentan gejolak karena sering dibayang-bayangi krisis energi, bahkan kekurangan pasokan energi (scarcity of energy).

Banyak kalangan menilai pemakaian energi di Indonesia tidak efisien. Salah satu penyebab inefisiensi tersebut adalah minimnya keteladanan (leads by examples) dari pihak-pihak terkait, terutama para elit baik di pusat maupun di daerah, untuk bersungguh-sungguh memperlihatkan langkah nyata kepada masyarakat sebagai upaya menghemat energi. Kita sering melihat mobil-mobil dinas jenis SUV 4x4 delapan silinder dan sedan mewah ber-cc besar yang sangat boros BBM berseliweran di jalan raya. Dana untuk pengadaan dan penyediaan BBM kendaraan dinas instansi pemerintah biasanya diambil dari anggaran APBN/APBD. Taruhlah mobil tersebut tidak mengkonsumsi BBM bersubsidi. Namun esensi masalahnya bukan mampu atau tidak mampu membeli BBM non subsidi, tetapi minyak bumi sebagai bahan dasar BBM merupakan sumber daya energi tak terbarukan yang harus dihemat.

Sementara itu, untuk menunjukkan partisipasinya di kancah pergaulan dunia dalam menekan laju pertumbuhan pemanasan global (global warming), Pemerintah Indonesia melalui Presiden RI ketika menghadiri Konferensi Perubahan Iklim COP-15 di Copenhagen, Denmark, 7-18 Desember 2009 telah berkomitmen untuk menurunkan tingkat emisi gas rumah kaca di Indonesia sebesar 26% di tahun 2020. Artinya level gas rumah kaca di Indonesia pada tahun 2020 turun menjadi 74% dibanding level sekarang ini. Di tengah berbagai praktek kejahatan dan pencemaran lingkungan yang masih terus berlangsung; seperti pembalakan liar, pembakaran hutan, serta polusi asap pabrik dan kendaraan; apakah komitmen ini realistis? Waktu yang akan menjawabnya.

Teknologi Kendaraan Masa Depan

Di bidang industri otomotif, salah satu solusi untuk menjawab isu global tersebut adalah membuat kendaraan yang mampu menghemat konsumsi BBM sekaligus mampu menghasilkan emisi gas buang yang sangat kecil – bahkan nol emisi. Ada tiga macam teknologi yang berkembang saat ini, yang dikatakan sebagai teknologi mobil masa depan, yaitu (i) kendaraan tipe hybrid (hybrid drive vehicle), (ii) bertenaga listrik penuh (electric vehicle), dan (iii) bertenaga hidrogen (hydrogen fuel cell vehicle).

Secara sederhana sistem penggerak mobil hybrid menggunakan sinergi antara motor bakar konvensional (berbahan bakar BBM), motor listrik, dan baterai penyimpan tenaga. Beberapa pabrikan mengklaim konsumsi BBM mobil hybrid di kisaran 20-25 km per liter dengan emisi yang sangat rendah (super low emission), bahkan beremisi nol (partly zero emission) ketika hanya motor listrik yang bekerja.


Babak selanjutnya dalam perjalanan menuju solusi berkendara ramah lingkungan adalah bagaimana menyajikan dapur pacu yang benar-benar bebas emisi. Salah satu solusinya adalah menghadirkan kendaraan berkonsep Battery Electric Vehicle, alias mobil listrik (EV). Mengandalkan sistem penggerak yang terdiri atas motor listrik yang mendapatkan energi dari baterai, EV praktis tidak menghasilkan emisi gas buang sedikitpun. Masalahnya, teknologi baterai yang ada saat ini masih butuh waktu 10-15 tahun sebelum mampu membuat EV memiliki jarak tempuh setara mobil biasa. Sebagai tahap awal, konsep EV-pun hanya dipakai untuk kendaraan perkotaan (komuter) yang rata-rata penggunanya hanya menempuh jarak 20-30 km sehari.


Selain memanfaatkan energi listrik, perhatian para insinyur mengarah ke udara. Pilihan jatuh pada hidrogen. Gas yang berada di nomor satu dalam susunan berkala ini memiliki karakter mudah terbakar. Lebih mudah dibandingkan bensin. Namun butuh proses khusus untuk memisahkan hidrogen dari elemen udara lainnya. Harus disimpan dalam tangki bertekanan sehingga aman digunakan.

Pemanfaatan hidrogen untuk kendaraan dilakukan dengan dua cara. Pertama sebagai pengganti bensin untuk motor pembakaran dalam. Kedua digunakan sebagai bahan fuel cell dalam menghasilkan listrik. Masih butuh biaya yang sangat tinggi dalam pengembangan dan penelitian. Belum lagi infrastrukturnya yang belum tersedia. Itulah mengapa, paling tidak baru sekitar 5-10 tahun lagi mobil berbahan bakar hidrogen tersedia secara massal.


Dari tiga macam teknologi kendaraan masa depan tersebut di atas, opsi yang paling realistis saat ini adalah menggunakan kendaraan bermesin hybrid, karena teknologi ini sudah digunakan secara meluas oleh berbagai pabrikan otomotif kenamaan dunia dengan riset yang sangat intensif, sehingga terus ada penyempurnaan dari waktu ke waktu. Penggunaannya di negara-negara majupun sudah meluas. Beberapa instansi pemerintah di negara maju, seperti jajaran Kementerian Inggris, menggunakan kendaraan tipe ini sebagai kendaraan dinas.

Kebijakan Yang Tidak Berpihak

Harga mobil hybrid di Indonesia lebih mahal sekitar 50% dibanding mobil konvensional yang setara, dan hampir tiga kali lipat dibandingkan harga mobil hybrid di Amerika Serikat. Salah satu penyebabnya karena tidak ada keringanan tarif bea masuk dan pajak. Padahal semestinya kendaraan hemat energi dan emisi rendah mendapatkan keringanan sebagaimana yang telah diterapkan untuk mobil berkapasitas mesin di bawah 1500 cc atau yang diimpor dalam bentuk terurai.

Menurut majalah AutoExpert edisi khusus Agustus 2010, mobil hybrid Toyota Prius Gen3 resmi masuk Indonesia tahun 2009 yang dijual melalui Agen Tunggal Pemegang Merek (ATPM) PT Toyota Astra Motor. Harga jual Prius saat ini mencapai Rp 600 juta. Bandingkan dengan kendaraan konvensional yang setara yaitu Toyota Corolla Altis 2000 cc yang berharga sekitar Rp 390 juta. Atau bandingkan dengan harga Prius di Amerika Serikat yang hanya di kisaran US$ 23 ribu (sekitar Rp 200 juta bila dikurskan). Karena kebijakan pajak di negeri ini belum berpihak pada kendaraan ramah lingkungan dan hemat energi, akibatnya Prius tidak mendapatkan keringanan sedikitpun. Makanya penjualannya hanya berkisar belasan unit dalam setahun dan hanya sesekali saja terlihat melaju di jalan raya kota Jakarta. Di beberapa negara seperti Jepang, Amerika Serikat, Thailand, Filipina, dan Singapura pemerintahnya memberikan insentif, baik berupa keringanan bea masuk maupun tax credit kepada para pembeli.

Memang untuk saat ini kendaraan hybrid belum populer pemakaiannya di Indonesia, antara lain disebabkan:

• Terutama karena harga jualnya yang mahal, masih jauh di bawah kemampuan daya beli rata-rata masyarakat kelas menengah di Indonesia.


• Ketersediaan layanan purna jual masih terbatas.


• Penjualan didominasi importir umum, sehingga masih diragukan layanan purna jualnya, walaupun sudah ada brand tertentu yang dijual melalui ATPM.


• Mindset yang berkembang di benak konsumen adalah kendaraan tipe hybrid ini tidak seandal kendaraan bermesin konvensional. Padahal anggapan ini tidak benar, teknologi hybrid berkembang pesat.

Mengapa Instansi dan Kegiatan Usaha Energi Tidak Mempelopori Pemakaian Mobil Hybrid?

Instansi dan lembaga pemerintah yang menangani tata kelola energi serta kegiatan usaha energi (termasuk BUMN yang bergerak di bidang energi) merupakan pemangku kepentingan utama dalam tata kelola dan tata niaga energi di Indonesia, yang tentunya dalam tataran implementasinya mesti sejalan dengan cetak biru kebijakan energi nasional dan kebijakan lingkungan. Sudah selayaknya instansi dan kegiatan usaha energi mempelopori langkah nyata dalam kehidupan sehari-hari yang dapat memberikan dua solusi sekaligus: menghemat energi dan mengurangi kadar emisi gas buang. Salah satu langkah yang dapat ditempuh adalah menggunakan mobil hybrid untuk kendaraan dinas dan operasional di lingkungan kegiatan usaha energi.

Meskipun kami tidak memiliki data jumlah kendaraan dinas dan operasional di lingkungan instansi dan kegiatan usaha energi, namun diperkirakan jumlahnya mencapai puluhan ribu unit. Belum lagi kendaraan operasional yang berada di lapangan. Umumnya kendaraan dinas dan operasional diadakan dengan cara sewa (rental). Risiko dan liability lebih banyak berada di pihak penyedia jasa sewa. Pihak pemakai cukup memiliki keleluasaan menentukan jenis dan spesifikasi kendaraan yang dikehendaki.

Jika para pemangku kepentingan di sektor energi tergerak untuk menggunakan mobil hybrid secara massal, maka hal pertama yang harus dilakukan adalah bersinergi untuk:

• Melobi instansi pemerintah terkait (seperti Kementerian Keuangan dan Kementerian Perdagangan) agar dapat memberlakukan keringanan tarif bea masuk, keringanan pajak dalam rangka impor, dan keringanan pajak-pajak penjualan (termasuk pajak penjualan barang mewah); sehingga harga jual mobil hybrid lebih terjangkau.


• Memberikan ‘penekanan’ kepada ATPM agar terhadap penjualan mobil hybrid ini marjin keuntungan mereka dapat ditekan seminimum mungkin.

Jika harga mobil hybrid terjangkau, maka:

• Peminatnya akan semakin banyak, tidak terbatas pada instansi dan perusahaan sektor energi saja. Para pegawai dan masyarakat biasapun yang masih memilih kendaraan pribadi untuk moda transportasinya akan ikut tergerak untuk membelinya, mengingat (i) angkutan umum selama ini belum terjamin keamanan dan kenyamanannya, (ii) mayoritas masyarakat Indonesia sudah menyadari pentingnya hemat energi dan udara bersih, dan (iii) harga keekonomian BBM cenderung terus meningkat dalam dua tahun terakhir seiring meningkatnya harga minyak dunia.


• ATPM akan tergerak untuk menyediakan jaringan penjualan sekaligus layanan purna jual, sehingga dapat menepis keraguan terhadap layanan purna jual. Bisa jadi, jika sudah dipandang mencapai level playing field yang memadai, para ATPM akan mendirikan pabrik perakitan di Indonesia dan menjadikan Indonesia sebagai basis produksinya, sehingga dapat dijadikan momentum untuk mengakselerasi tingkat penguasaan IPTEK bangsa Indonesia terhadap teknologi kendaraan masa depan.

Di mata masyarakat, penggunaan mobil hybrid oleh instansi dan perusahaan yang bergerak di sektor energi memperlihatkan langkah nyata dalam memberikan keteladanan hemat energi dan mengurangi emisi. Kalau ada pejabat instansi atau perusahaan merasa mobil seperti Toyota Prius kurang mewah, sedan-sedan premiumpun banyak yang mengeluarkan versi hybrid-nya.

Andaikan harga mobil hybrid terjangkau, maka opsi menggunakan mobil hybrid sebagai sarana transportasi perorangan dan keluarga di Indonesia untuk saat ini bahkan lebih reasonable ketimbang menggunakan bahan bakar gas (BBG) untuk bahan bakar kendaraan, terutama dari segi keamanan (safety) dan mengingat belum tersedianya jaringan distribusi penjualan BBG secara memadai. Sudah berapa kali kita mendengar berita tangki BBG bus angkutan massal di Jakarta meledak. Pemakaian BBG dengan menggunakan converter kit pada kendaraan pribadipun tidak terjamin keamanannya, selain menuntut perawatan dan perhatian ekstra.

Penutup

Penggunaan mobil hybrid merupakan salah satu solusi (baik jangka pendek maupun jangka panjang) dalam upaya menghemat energi sekaligus mengurangi emisi, disamping solusi lain seperti mengalihkan pemakai mobil pribadi ke angkutan umum massal dan penggunaan BBG sebagai pengganti BBM. Jika kelak penggunaan mobil hybrid (atau jenis kendaraan masa depan lain seperti electric vehicle dan hydrogen fuel cell vehicle) dapat digunakan secara luas, baik sebagai kendaraan dinas maupun kendaraan pribadi, maka hal ini merupakan sebuah langkah revolusioner.

Sesungguhnya isu ancaman kekurangan pasokan energi dan pemanasan global merupakan isu bersama seluruh umat manusia di dunia karena kita semua ditakdirkan Tuhan berpijak di atas bumi yang sama dan bernafas dengan menghirup udara yang sama.

DISCLAIMER:
Masukan ini merupakan hasil kajian dan pendapat pribadi penulis. Tidak dimaksudkan untuk mencerminkan pendapat atau kebijakan instansi tempat penulis bekerja. Penyebutan nama merek (brand) dan tampilan gambar sama sekali tidak dimaksudkan untuk pengiklanan, melainkan hanya untuk lebih memperjelas konten penulisan.

Read more (Baca selengkapnya)...

Seputar Dilematika Cost Recovery Limit dan Kontrak PSC Yang Tidak Luwes

Berbagai pemangku kepentingan dalam tata kelola usaha hulu minyak dan gas bumi (migas) terus menghendaki bagian yang lebih banyak untuk pemerintah. Wacana untuk membatasi penggantian biaya operasional (cost recovery) terus bergulir sejak tiga tahun yang lalu, meskipun saat ini baru berujung pada cost recovery capping, belum betul-betul menjadi cost recovery limit seperti yang pernah diterapkan di Production Sharing Contract (PSC) Generasi Pertama di Indonesia dalam periode 1966-1976 – setelah yang pertama kalinya PSC ditandatangani antara pemerintah (Permina ketika itu) dengan perusahaan migas IIAPCO yang berbasis di Amerika Serikat.

Cost recovery atau migas secara umum, di tengah-tengah biaya cost recovery yang cenderung meningkat dan produksi minyak yang masih tertekan, sering jadi kambing hitam dalam berbagai ranah perdebatan, penyebabnya antara lain:

1. Minyak memberikan tremendous wealth – kemakmuran luar biasa, baik di sisi tata niaga minyak itu sendiri maupun di sisi industri penunjangnya. Sehingga banyak pihak yang memiliki berbagai kepentingan politik-ekonomi. Hingga saat ini, dengan berbagai keunggulannya dibandingkan jenis energi lain, dominasi minyak dalam bauran energi dunia masih tak tergantikan. Minyak masih tetap menjadi primadona energi. Pertanyaannya, mengapa mayoritas masyarakat di negara-negara berkembang kaya minyak masih miskin? Ada baiknya kita berkaca pada pernyataan Peter Drucker, “Pada dasarnya tidak ada negara terkebelakang, yang ada hanyalah negara yang salah kelola”.

2. Adanya semacam asimetri informasi, dimana sebagian besar masyarakat Indonesia masih beranggapan bahwa Indonesia sangat kaya minyak. Padahal di akhir tahun 2009 cadangan terbukti minyak Indonesia tinggal 3,96 miliar barel, atau 0,29% dari total cadangan minyak dunia, dengan rasio cadangan terbukti terhadap produksi sekitar 10,5 tahun. Sedangkan produksi minyak Indonesia yang sekarang di level 920-an ribu barel per hari hanya 1,13% dari total produksi minyak dunia (BP Statistical Review of World Energy 2011).

3. Hingga saat ini kegiatan hulu migas masih sebagai penyumbang terbesar anggaran pendapatan negara dibandingkan sektor-sektor lain. Kisarannya 20-30%, tergantung fluktuasi harga minyak dunia.

4. Hingga saat ini Indonesia belum mampu mandiri dalam mengelola sektor migasnya. Andaikan ladang-ladang migas di Indonesia ini 100% digarap oleh orang-orang Indonesia sendiri, sebut saja oleh BUMN seperti Pertamina atau perusahaan swasta nasional lainnya, maka kemungkinan kegiatan usaha migas tidak terlalu sering diributkan. Saat ini baru sekitar 30% dari porsi migas nasional yang diproduksikan sendiri oleh Pertamina dan perusahaan swasta nasional lain yang bergerak di sektor hulu migas. Sisanya yang 70% merupakan porsi perusahaan-perusahaan migas asing yang beroperasi di Indonesia di bawah kontrak kerja sama. Ini berarti Indonesia masih sangat bergantung pada investasi, teknologi, dan sumber daya asing.

Fakta bahwa industri migas modern di Indonesia telah dimulai sejak satu seperempat abad lalu di jaman pemerintahan Hindia Belanda (ketika Aeilko Jans Zijlker pada tahun 1884 melakukan pengeboran sumur Telaga Tiga-1 di lapangan minyak Telaga Said di wilayah Deli, Sumatera Utara) bahkan merupakan tempat lahirnya cikal-bakal perusahaan migas raksasa SHELL, dan fakta bahwa Indonesia merupakan pelopor kontrak model PSC belum mampu juga membuat Indonesia mandiri dalam mengelola sektor migasnya. Padahal tujuan luhur konsep PSC menurut tokoh pencetusnya, Ibnu Sutowo, agar bangsa Indonesia lebih cepat mampu mandiri dan menjadi tuan rumah di negeri sendiri karena manajemen berada di tangan pemerintah (PERTAMINA ketika itu).

5. Sejak 2004 Indonesia sudah menjadi net importer minyak bumi. Saat ini rata-rata konsumsi minyak bumi Indonesia diperkirakan berada pada level 1,3 juta barel per hari. Sedangkan produksi rata-rata di level 920-an ribu barel per hari. Berarti secara netto Indonesia mesti mengimpor rata-rata 380 ribu barel per hari dalam bentuk minyak mentah dan produk berbasis minyak bumi lain yang sudah jadi (BBM, pelumas, dan lain-lain). Sementara kapasitas kilang Pertamina yang ada di seluruh Indonesia hanya sekitar 1 juta barel per hari.


6. Kondisi net importer minyak bumi di satu sisi ditambah dengan kebijakan subsidi BBM di sisi lain menempatkan Indonesia dalam posisi serba salah dan rentan gejolak. Kalau harga minyak naik, pendapatan negara dari sektor hulu migas akan meningkat, dan investasi untuk kegiatan eksplorasi dan eksploitasipun meningkat, namun APBN dari sisi pengeluaran akan tertekan karena terjadi peningkatan belanja subsidi. Sebaliknya, jika harga minyak mentah turun, beban pengeluaran APBN menjadi lebih ringan karena belanja subsidi akan menurun, namun intensitas kegiatan eksplorasi dan produksipun akan menurun pula, sehingga dapat mengakibatkan makin menurunnya produksi dan minimnya penemuan cadangan baru; akibatnya APBN akan tertekan dari sisi pendapatan. Jika subsidi BBM dicabut, akan terjadi penolakan yang luar biasa dari masyarakat, apalagi hingga saat ini Pemerintah belum dapat menyediakan energi alternatif pengganti BBM yang harganya sama murah dengan harga BBM bersubsidi.

7. Ketergantungan Indonesia terhadap energi berbasis minyak bumi masih sangat tinggi. Menurut versi Pusat Data dan Informasi Kementerian ESDM, minyak bumi memakan porsi 39% dari total bauran energi primer (primary energy mix) di Indonesia, dan, bersama-sama dengan gas, masih akan terus dominan sampai 20 tahun mendatang. Hal ini, ditambah dengan kondisi Indonesia sebagai importer netto minyak bumi dan adanya kebijakan subsidi energi, menyebabkan fluktuasi harga minyak sangat sensitif terhadap neraca dan kondisi perekonomian kita.


8. Meskipun daerah penghasil migas mendapatkan kucuran DBH (dana bagi hasil) migas dari pemerintah pusat, namun teramati kucuran dana tersebut tidak betul-betul dirasakan manfaatnya oleh masyarakat di daerah, atau tidak berpengaruh dalam menyejahterakan kehidupan rakyat di daerah.

9. Iklim politik yang terbuka pasca Orde Baru turut berkontribusi dalam menjadikan sektor migas sebagai ranah perdebatan.

Kontribusi Migas Di APBN Cenderung Menurun

Menurunnya persentase kontribusi migas terhadap APBN di tengah-tengah produksi minyak yang belum mampu mencapai target APBN-P 2011 menjadi sorotan, kritikan, sekaligus kekhawatiran dalam tata kelola usaha hulu migas. Besar-kecilnya penerimaan negara dari migas memang akan sangat tergantung pada (i) level produksi migas, (ii) harga energi dunia – terutama harga minyak, (iii) indeks Indonesia Crude Price (ICP), dan (iv) nilai kurs Rupiah terhadap US Dollar.

Sebagian besar negara berkembang, termasuk Indonesia, memulai pembangunannya dengan eksploitasi sumber daya alam. Pendapatan dari sumber daya alam ini kemudian dijadikan modal untuk industrialisasi dan membangun berbagai infrastruktur. Ketika pembangunan di Indonesia masih menganut mazhab REPELITA, jelas sekali tahapan-tahapannya. Dalam jangka panjang, peran/porsi sumber daya alam (SDA) seperti migas dalam pendapatan negara akan semakin menurun apabila industrialisasai dan pembangunan sektor lain di sebuah negara berhasil. JIka peran SDA sebagai penyumbang pendapatan negara terus-menerus dominan, berarti proses pembangunan dapat dikatakan tidak berhasil, karena terus-menerus mengandalkan eksploitasi sumber daya alam yang sebagian besar merupakan sumber daya non-renewable.

Yang penting adalah terus berupaya meningkatkan dan mempercepat produksi dengan tetap berorientasi pada konsep pembangunan berkelanjutan (tidak mengeksploitasi migas dengan cara “kuras habis”). RRR (Reserve Replenishment Ratio) juga harus ditingkatkan dengan temuan cadangan baru.

Peningkatan Biaya Cost Recovery

Naiknya biaya Cost Recovery dan belanja pengadaan barang/jasa bisa dilihat dari dua sisi: sebagai pertanda meningkatnya investasi atau sebagai pemborosan. Perlu dikaji oleh fungsi-fungsi terkait apakah peningkatan biaya tersebut karena (i) harga/biaya satuan komoditas barang/jasa penunjang operasional kegiatan hulu migas meningkat dari tahun ke tahun (karena pengaruh inflasi dunia dan kenaikan harga energi misalnya), (ii) diperlukan biaya yang lebih tinggi dari tahun-tahun sebelumnya untuk meningkatkan atau mempertahankan produksi (cost per BOE), (iii) diperlukan biaya yang lebih tinggi dari tahun-tahun sebelumnya untuk menemukan cadangan baru (finding cost per BOE), (iv) banyaknya lapangan migas yang baru berproduksi komersial, sehingga pendapatan (revenue) dari lapangan tersebut setelah dipotong FTP habis untuk mengganti biaya sunk cost kontraktor ketika masih dalam fase eksplorasi, atau (v) memang terindikasi ada pemborosan dan praktek-praktek curang; sebab banyak Kontraktor KKS yang membawa misi negara asalnya, yaitu mendapatkan pasokan energi sekaligus memasarkan produk negara asalnya.

Untuk itu, fungsi pengawasan (audit) harus diperkuat. Patut kita ingat bahwa para MNE (multi national enterprise) menikmati keuntungan di negara-negara berkembang yang kaya sumber daya alam namun buruk tata kelola pemerintahannya.

Dihapuskannya cost recovery limit pada PSC generasi kedua (1976) ketika itu menjadi kelebihan sistem PSC Indonesia dalam rangka menarik investor asing, sehingga sempat menghantarkan Indonesia mencapai puncak produksi minyak (peak production) 1,685 juta barel per hari di tahun 1977 (BP Statistical Review Of World Energy 2011). Lalu penerapan FTP (First Tranche Petroleum) sebesar 20% (split) di PSC Generasi ketiga (1988) pada hakikatnya sudah membatasi cost recovery.

Wacana Modifikasi PSC

PSC di Indonesia memang dinilai tidak luwes. Paramater-parameter ”front end loaded” seperti bonus-bonus di muka maupun yang ”back end loaded” seperti FTP (First Tranche Petroleum), porsi bagi hasil (profit split), dan tax rate berlaku dalam kondisi apapun alias fix rate. Di China, bagi hasil dan cost ceiling ditentukan berdasarkan produksi. Makin besar produksinya maka makin besar bagian pemerintah dan cost ceiling nya. Di Malaysia bagi hasil dan cost ceiling ditentukan berdasarkan R/C (Revenue-t0-Cost Ratio). Akibatnya, di Indonesia apabila ditemukan prospek yang kurang ekonomis maka kontraktor biasanya sibuk menegosiasikan insentif, dan kalau harga minyak tinggi dari sisi pemeintah sibuk memikirkan bagaimana caranya memperoleh tambahan bagian dari windfall profit. Di Malaysia apabila level produksi, harga, dan biaya berubah maka orang tidak usah pusing lagi memikirkan tambahan bagian dari windfall profit.

Meskipun banyak negara yang dulunya belajar PSC dari Indonesia, namun mereka melakukan modifikasi sehingga PSC mereka lebih luwes. Mereka menerapkan ”sliding scale” terhadap beberapa parameter PSC, tidak fix rate. Sliding scale parameter sudah saatnya dikaji untuk diterapkan.

PSC Indonesia Paling “Generous” terhadap Kontraktor?

Meskipun ”generous” secara fiskal, namun banyak faktor lain yang menjadi bahan pertimbangan investor. Ketidakpastian hukum, ketidakpastian berusaha dalam jangka panjang, masalah keamanan, skor tata kelola pemerintahan yang masih di kisaran kuartil pertama (menurut survei Bank Dunia dan Transparency International), gonta-ganti peraturan, tumpang-tindih peraturan, tumpang-tindih kepemilikan lahan, serta tarik-menarik kekuasaan antara pusat dan daerah merupakan faktor risiko yang sangat diperhitungkan dalam dunia investasi sehingga para investor mematok minimum attractive rate of return (MARR) yang tinggi sebelum memutuskan berinvestasi di Indonesia.

Penutup

Kita harus menerima kenyataan dilematis bahwa di satu sisi kita masih sangat tergantung pada sumber daya asing dalam mengeksplorasi dan mengeksploitasi sumber daya migas, dan di sisi lain kita memang belum mampu mandiri dan menjadi ”tuan rumah” di negeri sendiri dalam kegiatan usaha hulu migas. Sehingga bagaimanapun kita harus tetap bersikap sebagai tuan rumah yang ”ramah” bagi investor asing. Apalagi kegiatan usaha hulu migas kita terus dikejar-kejar target APBN di tengah-tengah level produksi yang belum mampu mencapai target dan jumlah cadangan terbukti yang kian menipis. Untungnya, dari sisi finansial, kemungkinan target pendapatan dapat dicapai karena terbantu oleh indeks ICP yang dalam periode Januari-Oktober 2011 rata-rata US$ 111,49 per barel (www.esdm.go.id) – di atas asumsi ICP dalam APBN-P 2011 yang dipatok US$ 95 per barel.

Belajar dari penerapan PSC negara lain, ditambah dengan fluktuasi harga minyak yang sukar diprediksi batas atas-bawahnya, maka memang sudah waktunya mengkaji dan menerapkan formula sliding scale terhadap beberapa parameter PSC, baik yang front end loaded, seperti bonus-bonus, maupun yang neutral (back end loaded), seperti besaran FTP, profit split, dan tax rate. Kriteria sliding scale-nya bisa berdasarkan tingkat produksi, harga minyak, R/C ratio, dsb. Dengan demikian, negara bisa memperoleh tambahan porsi keuntungan jika ada windfall profit. Harus dicari formula terbaik yang lebih menguntungkan negara namun masih memberikan keuntungan yang memadai untuk memenuhi ROR kontraktor.

Dalam hal menambah bagian untuk pemerintah, salah satu cara yang dapat dilakukan adalah menambah Government Participating Interest melalui NOC (National Oil Company) seperti yang dilakukan negara-negara lain. Di blok-blok PSC lama biasanya ada participating interest Pertamina sebesar 10%.

Sehubungan dengan kondisi dan dinamika kegiatan usaha migas baik di tataran nasional, regional, maupun internasional, tidak ada salahnya mengkaji bentuk-bentuk kontrak lain yang mungkin saja lebih menguntungkan bagi negara, seperti misalnya Royalty/Tax System, Service Agreement, atau PSC yang di-split langsung dari gross revenue (Peruvian type PSC). Dalam UU No. 22/2001 tentang Migas, PSC hanyalah salah satu bentuk kontrak kerja sama, jadi tidak menutup peluang terhadap bentuk-bentuk kontrak selain PSC. No model fits for all conditions!

Untuk kepentingan nasional, sebaiknya kontrak yang sudah mau selesai diprioritaskan untuk dikerjakan oleh perusahaan-perusahaan nasional (Pertamina, swasta nasional, perusahaan daerah) atau paling tidak saham nasionalnya lebih besar. Operatorship oleh perusahaan-perusahaan nasional akan mengakselerasi penguasaan IPTEK migas oleh bangsa Indonesia ketimbang hanya sekedar memiliki participating interest.

Sebagai upaya mempercepat kemandirian dalam mengelola sumber daya migas di negeri sendiri, diharapkan:

(a) Pertamina (sebagai satu-satunya BUMN migas Indonesia) dapat menjadi ujung tombak penguasaan teknologi ekplorasi dan eksploitasi migas yang tren kedepannya akan didominasi oleh kegiatan lepas pantai dan kegiatan EOR.

(b) Lembaga-lembaga Litbang yang ada (LEMIGAS, BPPT, LIPI, Perguruan Tinggi, dll) direvitalisasi lalu disinergikan dalam suatu wadah R&D task force yang tugasnya membuat kajian dan perumusan guna mempercepat penguasaan teknologi dan mempercepat kemandirian Indonesia dalam eksplorasi dan eksploitasi migas. Diharapkan suatu saat Indonesia menjadi net exporter tenaga-tenaga ahli perminyakan. Tidak seperti sekarang hanya mengekspor TKI non-profesi yang sering terbelit masalah di luar negeri.

Ketika saya berkesempatan berkunjung ke Petronas di Kuala Lumpur pada tahun 2006, menurut perbincangan dengan salah seorang Business Development-nya, Petronas memliki Research & Development yang salah satu tugasnya membuat berbagai forecast skenario kondisi migas dunia sampai puluhan tahun mendatang guna merumuskan langkah-langkah strategik-antisipatif bagi Petronas untuk tetap survive dan mampu mengamankan pasokan migas bagi Malaysia di masa mendatang. Bagaimana dengan kita.....??

Kondisi lapangan-lapangan migas yang sudah banyak memasuki fase declining serta kegiatan usaha hulu migas yang dikejar-kejar target APBN terus, dimana angka target APBN biasanya dipatok secara sepihak oleh pemerintah, menyebabkan eksploitasi migas terkesan asal ”kuras habis”. Karena migas adalah sumber daya tak terbarukan, maka pengembangan kegiatan hulu migas seyogyanya sejalan dengan konteks pembangunan berkelanjutan. RRR harus ditingkatkan dengan temuan-temuan cadangan baru melalui kegiatan eksplorasi.

Berbagai wacana perubahan termin PSC tersebut di atas tentunya sangat mungkin dapat diberlakukan terhadap kontrak-kontrak baru – baik terhadap wilayah kerja baru atau wilayah kerja yang sudah habis masa kontraknya. Terhadap kontrak yang sudah berjalan (existing) harus esktra hati-hati sebab menyangkut contract sanctity dan reputasi Indonesia di dunia internasional. Langkah radikal yang dilakukan negara-negara Amerlika Latin dalam menasionalisasi pengelolaan migasnya belum tentu cocok dan belum tentu benar jika dilakukan di Indonesia.

Begitu strategisnya migas bagi kepentingan nasional, begitu banyaknya pemangku kepentingan, begitu banyaknya faktor internal dan eksternal yang mempengaruhi, begitu banyaknya tantangan dan kendala, serta – last but not least – begitu banyaknya yang memiliki kepentingan politik-ekonomi, maka usaha untuk memperbaiki tata kelola migas memerlukan kajian yang mendalam, komprehensif, dan pendekatan yang holistik. {eof}

Read more (Baca selengkapnya)...

Blok Cepu, Masela, dan East Natuna

Pada tanggal 19 Oktober 2011 ketika Presiden RI melantik para Menteri dan Wakil Menteri Kabinet Indonesia Bersatu Jilid II hasil perombakan (reshuffle) “kecil-kecilan” dalam pidato politiknya saat masuk ke topik tentang ketahanan energi nasional, Presiden menyebutkan secara spesifik nama tiga blok migas yang harus dipercepat pengembangan sekaligus produksinya; yaitu (i) Blok Cepu, (ii) Blok Masela, dan (iii) Blok East Natuna (di pidatonya Presiden masih menyebutkan nama lama “Natuna D-Alpha”).

Tidak tahu pasti mengapa secara spesifik Presiden menyebutkan nama tiga blok tersebut (apalagi bukan saya yang bikin teks pidatonya, hehehe...). Apakah nama tiga blok itu memang ada di teks pidatonya, atau terucap sebagai improvisasi seketika dari Presiden. Maklum memang sudah biasa jika pejabat publik menyampaikan pidato menggunakan teks, yang tentu saja bukan dia yang membuat teksnya, sering berimprovisasi sendiri untuk menambahkan penekanan pada beberapa kalimat tertentu yang sangat penting dan perlu digarisbawahi. Kalau Bung Karno dulu menggunakan gaya repetitif (pengulangan) serta penekanan berat untuk kalimat-kalimat yang dianggap beliau penting. Hanya saja, sebagai orator ulung kelas dunia, Bung Karno sangat jarang berpidato dengan membaca teks.

Apapun, baik ada di teks pidato Presiden atau tidak, tiga blok yang secara spesifik disebutkan Presiden tesebut memang memiliki makna strategis bagi Bangsa Indonesia.

Lapangan Minyak Banyu Urip di Blok Cepu

Lapangan minyak Banyu Urip di Blok Cepu yang dikelola bersama oleh ExxonMobil melalui Mobil Cepu Ltd. dan PT Pertamina melalui PT Pertamina EP Cepu merupakan temuan (discovery) terakhir lapangan minyak di Indonesia yang memiliki cadangan besar. Lapangan Banyu Urip mengandung cadangan minyak 250 juta barel. Dalam kegiatan eksplorasi migas di Indonesia tidak ada lagi temuan cadangan minyak yang besar setelah lapangan di Blok Cepu ini. Diharapkan Blok Cepu mampu memproduksi minyak 165 ribu barel per hari (bph) jika sudah dikembangkan penuh. Oleh karena itu blok ini merupakan andalan bagi Indonesia untuk menggenjot produksinya minyaknya agar kembali ke level di atas satu juta bph.

Tahun 2008 ketika Indonesia menyatakan mengundurkan diri dari keanggotaan OPEC karena sudah sejak 2004 menjadi net importer minyak bumi, Wakil Presiden Jusuf Kalla ketika itu menyatakan bila suatu saat produksi minyak Indonesia kembali mencapai level 1,2 juta bph maka Indonesia akan kembali menjadi anggota OPEC. Tetapi satu hal mesti diingat, bahwa katakanlah produksi 1,2 juta bph tersebut dapat dicapai, namun konsumsi kebutuhan minyak dalam negeri akan jauh lebih tinggi dari level sekarang. Sekarang saja kebutuhan pasokan minyak nasional sekitar 1,3 – 1,4 juta bph.

Lapangan Gas Abadi di Blok Masela

Lapangan gas Abadi di Blok Masela yang dikelola oleh Inpex Masela Ltd (perusahaan migas berbasis di Jepang) ditemukan pada Desember 2000 dengan perkiraan cadangan gas mencapai 6 trilliun kaki kubik (TCF). Blok Masela sendiri, dengan luas area saat ini lebih kurang 4.291,35 km², terletak di Laut Arafura dan persis di garis Selatan Zona Ekonomi Eksklusif (ZEE), sekitar 800 km sebelah timur Kupang, Nusa Tenggara Timur atau lebih kurang 400 km di utara kota Darwin, Australia, dengan kedalaman laut 300 – 1000 meter. Lapangan Abadi, seperti yang saya kutip dari salah satu website yang bersumberkan informasi dari Wood Mackenzie, menempati urutan kedelapan dari 10 besar lapangan migas yang ditemukan dalam dekade 2000-2010. Keriteria 10 besar tersebut dilihat dari cadangan minyak atau gas yang terkandung di dalamnya setelah dikonversi ke satuan setara barel minyak (barrel of oil equivalent).



Di Lapangan Abadi ini rencananya akan dibangun kilang LNG terapung atau Floating LNG (disingkat “FLNG”) dengan kapasitas mencapai 2,5 juta ton per tahun. Kilang LNG ini diharapkan akan mulai berproduksi di akhir 2016. Tentunya gas yang dihasilkan dari Blok Masela ini akan sangat berarti dalam menambah pasokan gas nasional – baik untuk memenuhi pertumbuhan kebutuhan gas domestik yang meningkat pesat (sejalan dengan pertumbuhan industri dan kebijakan diversifikasi energi) maupun untuk diekspor.

FLNG merupakan teknologi termutakhir (state-of-the art) pengolahan gas alam di lepas pantai. Yang umum sekarang adalah gas dari lepas pantai dialirkan melalui pipa lalu diproses di kilang LNG di daratan untuk dicairkan, kemudian baru diekspor. Dengan FLNG tidak perlu dilakukan pemipaan ke darat. Gas alam langsung dicairkan di lokasi lapangan gas di lautan lalu langsung dapat diangkut dengan kapal-kapal tangker LNG dari tempat FLNG berada.

Sampai saat ini (Oktober 2011) belum ada satupun FLNG yang sudah terbangun di dunia. Ada tiga negara yang berlomba-lomba untuk menorehkan milestone sejarah sebagai negara pertama yang berhasil membangun dan mengoperasikan FLNG, yaitu Indonesia, Brazil, dan Australia.

Belakangan Brazil – melalui perusahaan migas nasionalnya Petrobras – Agustus 2011 lalu diberitakan menunda, belum membatalkan, pembangunan FLNG. Padahal sudah ada tiga peserta lelang yang memasukkan penawaran, yaitu (i) konsorsium Technip, Modec, dan JGC; (ii) konsorsium SBM dan Chiyoda; dan (iii) Saipem. Alasan penundaan menurut Petrobras karena akan dikaji lagi kelayakan ekonominya, sebab biaya pembangunan FLNG memang sangat mahal. Untuk periode 2011-2015 Petrobras hanya akan menggunakan pemipaan untuk mengalirkan gas dari Santos basin’s sub-salt area ke pengilangan LNG di daratan. Berarti, jika kemudian Petrobras memutuskan untuk menggunakan FLNG, maka realisasinya paling cepat di 2016. Demikian yang saya kutip dari www.lngworldnews.com, 5 Agustus 2011.

Kemungkinan alasan Petrobras menunda rencana pembangunan FLNG tersebut bukan semata dari sisi keekonomian, tetapi juga mereka melihat dari sisi apakah ada nilai tambah yang lebih maksimum bagi bangsa Brazil sendiri. Semakin canggih teknologi maka, bagi sebuah negara berkembang, akan semakin banyak menggunakan komponen dan sumberdaya impor. Sementara Brazil termasuk negara yang dinilai bersemangat tinggi dan terus konsisten dalam meningkatkan pemberdayaan industri dalam negerinya melalui implementasi road map yang jelas dan terukur. Bisa jadi Brazil tidak rela bila industri dalam negerinya terkorbankan gara-gara pembangunan FLNG yang akan sangat banyak menggunakan komponen dan sumberdaya impor. Jika biaya membangun FLNG kelewat mahal, maka kelak akan terjadi pembengkakan biaya Cost Recovery, dan migas sebagai sumberdaya alam tak terbarukan (non renewable) akan dipertaruhkan untuk mengganti biaya tersebut.

Sementara di Australia, perusahaan migas raksasa Royal Dutch Shell yang berbasis di Belanda pada tanggal 20 Mei 2011 sudah memutuskan jadi membangun FLNG untuk pengolahan gas di Lapangan Prelude. FLNG yang akan dibangun memiliki struktur masif dengan berat 600 ribu ton, berlokasi sekitar 450 km arah Barat Laut Broome, Australia Barat. Kapal FLNG-nya akan dibangun di galangan kapal Samsung di Korea Selatan dan diharapkan sudah dapat beroperasi di tahun 2016.



Jadi, Indonesia, Autralia, dan Brazil (jika memutuskan jadi membangun FLNG) sama-sama mematok target 2016 untuk mengoperasikan FLNG. Ketiganya sedang “balapan” untuk menjadi yang pertama. Kita lihat saja nanti siapa pemenangnya. Kalau menurut saya sih, bukan permasalahan menjadi juara pertamanya. Melainkan apakah membangun FLNG tersebut sudah merupakan opsi terbaik bagi Indonesia dari sisi keekonomian, pemberdayaan kapasitas nasional, dan kemakmuran sebesar-besarnya bagi rakyat Indonesia. Indonesia, yang dipandang lemah sekaligus tidak memprioritaskan IPTEK pasca pemerintahan Habibie, dapat dipastikan akan banyak bergantung pada sumberdaya impor untuk hal-hal yang state-of-the art. Pendekatan yang dilakukan Brazil untuk mengkaji ulang rencana pembangunan FLNG cukup masuk akal bagi sebuah negara berkembang.

Blok East Natuna (dahulu bernama Natuna D-Alpha) di Laut Natuna

Dilihat dari sejarahnya, seperti yang saya kutip dari Indonesian Petroleum Directory 2002, Blok Natuna D-Alpha pertama kali dieksplorasi oleh Agip, perusahaan migas Italia, yang pada tahun 1973 menemukan struktur lapisan yang berpotensi mengandung gas, tetapi kemudian diserahkan kembali kembali kepada Pemerintah Indonesia. Tahun 1980 pemerintah memberikan kontrak PSC kepada Esso (anak perusahaan Exxon) yang berpatner dengan Pertamina. Dalam kurun waktu 1984-1994 melalui berbagai interpretasi data uji seismik dan studi geologi diperoleh perkiraan volume gas di tempat atau Initial Gas in Place (IGIP) sebesar 222 TCF (trillion cubic feet), dan cadangan terbukti sebesar 46 TCF. Kandungan gas CO2 sekitar 70%; sangat tinggi.

Bicara angka cadangan, terus terang saya tidak tahu persis apakah angka 46 TCF tersebut merupakan angka bersih setelah dipotong 70% kandungan CO2 atau termasuk CO2-nya. Tetapi jika membandingkannya dengan lapangan gas Tangguh di Papua yang memiliki cadangan terbukti sebesar 14,4 TCF, sepertinya angka cadangan 46 TCF di Blok East Natuna tersebut sudah dipotong kandungan CO2-nya. Konon lapangan gas East Natuna ini merupakan lapangan gas dengan cadangan nomor dua terbesar di dunia.

Blok East Natuna akan dikelola secara konsorsium oleh Pertamina (sebagai pimpinan konsorsium), ExxonMobil, Total E&P, dan Petronas. Belakangan ada selentingan bahwa ExxonMobil dan Petronas mau mundur dari konsorsium. Lalu ada lagi selentingan hanya Petronas yang mau undur. Dalam pemberitaan pada tanggal 7 Oktober 2011, Dirjen Migas, Ibu Evita Legowo, mengatakan hingga saat ini belum ada yang mundur dari konsorsium. Lagian menurut kabar yang beredar kontrak PSC (Production Sharing Contract)-nya pun belum dibuat. Jadi belum ketahuan apa termin dalam kontraknya, termasuk skema bagi hasil dan sistem fiskalnya seperti apa.

Makna strategis Lapangan East Natuna dapat dipandang dari berbagai sudut:

Pertama, aspek geopolitik. Melihat lokasinya, Blok East Natuna yang terletak di perairan Laut Natuna ini sudah berada di kawasan Zona Ekonomi Eksklusif (ZEE). Di dalam ZEE ini, Indonesia mendapat kesempatan pertama dalam memanfaatkan sumber daya yang terdapat di laut dan di bawahnya. Kita ingat dalam pelajaran “Wawasan Nusantara”, menurut point-to-point theory yang digagas oleh salah seorang bapak bangsa kita, yaitu Ir. H. Djuanda (alm.), garis batas teritorial maritim negara Kepulauan Indonesia adalah 12 mil laut dari garis yang menghubungkan titik-titik terluar dari pulau-pulau terluar. Sedangkan ZEE adalah jalur laut selebar 200 mil laut ke arah laut terbuka diukur dari garis dasar batas wilayah teritorial kemaritiman Indonesia.

Di sebelah barat Natuna ada Malaysia dan Thailand. Sebelah utaranya ada Vietnam dan China. Lalu di sebelah timurnya ada Filipina. Jika Blok East Natuna ini mulai dikembangkan maka adanya kegiatan eksploitasi migas di kawasan-kawasan pinggiran (frontier) atau di ZEE menunjukkan kedaulatan (sovereignty) negara kita di dunia internasional. Seperti yang beberapa kali kita dengar, di sebelah utara Laut Natuna, yaitu di Laut China Selatan, beberapa negara sering berselisih faham dan saling klaim memperebutkan gugus pulau atau garis batas wilayah kemaritiman. China, karena merasa memiliki kekuatan militer terbesar di kawasan Asia Timur dan Tenggara (bahkan mungkin terkuat di Asia saat ini), terkesan agresif dan terang-terangan mengklaim beberapa kawasan perairan dan pulau di Laut China Selatan sebagai bagian dari wilayahnya. Jangan-jangan suatu saat nanti kawasan perairan dan pantai yang pernah disinggahi armada kapal Laksamana Cheng Ho diklaim China sebagai bagian dari wilayahnya hanya karena ditemukan ada bekas pecahan gelas atau piring makan anak buah Cheng Ho di kawasan tersebut, hehehe…

Oleh sebab itu, aktivitas ekonomi dan pembangunan yang berlangsung di kawasan-kawasan frontier sangat penting artinya bagi penegakan kedaulatan sebuah negara. Apalagi di kawasan Laut China Selatan dan Laut Natuna ada tendensi menjadi rebutan berbagai negara karena banyak mengandung sumberdaya alam, terutama sumberdaya energi. Kalau sudah saling klaim dan tidak ada kesepakatan jalan damai, ya hukum rimba akan berlaku: yang militernya terkuat itu yang menang. Tidak heran jika di kawasan ini beberapa negara menjalin kontrak kerja sama dengan perusahaan migas yang berinduk di Amerika Serikat dengan harapan tentunya agar China tidak terlalu galak. Amerika pasti akan membela kepentingannya di luar negeri, apalagi jika menyangkut energi. Amerika Serikat mengkonsumsi sekitar seperempat bagian dari total konsumsi energi primer dunia

Kedua, tantangan teknologi. Sangat tingginya kadar CO2 yang terkandung dalam gas East Natuna (mencapai 70%) mengharuskan adanya peralatan dengan teknologi tinggi yang mampu mendaur ulang sekaligus memanfaatkan buangan CO2 untuk keperluan komersial. Jika diambil dengan metode konvensional, gas CO2 akan langsung lepas ke atmosfer. Padahal, kandungan gas CO2 di Blok East Natuna merupakan kumpulan CO2 terbesar di dunia. Jika gas ini terlepas ke udara, emisi CO2 tahunan Indonesia akan meningkat 50 persen. Dalam 30 tahun, total CO2 dari ladang ini dapat menaikkan konsentrasi CO2 dunia sebesar 4,3 ppm (part per million) atau lebih dari satu persen. Demikian menurut yang saya kutip dari salah satu sumber. Selain itu, gas CO2 akan bersifat korosif apabila di dalam gas alam mengandung uap air (H2O) yang dapat mengasamkan CO2 menjadi H2CO3. Tentunya material yang digunakan untuk pemboran dan fasilitas pengembangan lapangan harus dibuat dari material khusus yang tahan korosi.

Hal lain terkait tantangan teknologi adalah lokasi East Natuna yang terletak di Laut Natuna. Kalau kita melihat Batimetri (Peta Kedalaman Laut) Kepulauan Indonesia, Laut Natuna termasuk perairan laut dangkal dengan kedalalaman kurang dari 500 meter bahkan ada area laut yang dalamnya tidak sampai 200 meter. Namun untuk membangun fasilitas produksi Lapangan East Natuna diperlukan teknologi rancang bangun lepas pantai yang canggih dan mampu menahan ektrimisme perubahan cuaca ketika musim monsoon tiba di bulan-bulan Oktober sampai Februari.

Ketiga, tantangan finansial. Dari informasi yang saya peroleh dua tahun lalu, konon biaya pemboran dan penyelesaian satu sumur saja di Lapangan East Natuna bisa mencapai US$ 70 juta. Sedangkan total biaya yang diperlukan untuk pengembangan East Natuna diperkirakan sampai US$ 52 miliar. Bandingkan dengan proyek gas Tangguh yang memiliki anggaran biaya US$ 6,5 miliar (korantempo.com, 1 September 2008).

Seberapa besar angka US$ 52 miliar ini dapat dibandingkan dengan angka APBN 2011. Anggaran Belanja Negara dalam APBN 2011 besarnya Rp 1229,56 triliun. Berarti, dengan kurs Rp 9000 per US$, biaya pengembangan lapangan gas East Natuna yang harus dikeluarkan Pertamina dan konsorsiumnya setara dengan 38% Anggaran Belanja Negara. Sebesar apapun perusahaannya, termasuk ExxonMobil sendiri, akan keteter dengan biaya sebesar itu.

Proyek pengembangan lapangan East Natuna akan sangat padat modal, padat teknologi dan padat risiko. Barangkali faktor-faktor ini yang menyebabkan Pertamina harus bermitra dan membentuk semacam konsorsium dengan beberapa perusahaan migas asing untuk mengembangkan East Natuna.

Bagaimana kita mesti meyikapi jika Pertamina lagi-lagi mesti mengandeng mitra asing untuk menggarap mega proyek? It’s not the end of the world – bukan berarti kiamat. Pertamina boleh saja membentuk konsorsium, tetapi tetap Pertamina yang harus jadi leader (pimpinannya). Seharusnyalah perusahaan migas nasional yang memimpin, agar kepentingannya diharapkan semaksimal mungkin berpihak pada kepentingan nasional.

Cukup sekian dulu. Capek ngetiknya nih, hehehe.…

Read more (Baca selengkapnya)...