MigasReview, Jakarta – Perbaikan tata kelola gas menjadi salah satu komitmen pemerintah untuk mempercepat pembangunan nasional. Namun, perbedaan harga gas selalu menjadi pertanyaan dari berbagai kalangan, mengingat beberapa tahun terakhir ini lapangan minyak dan gas bumi (migas) di Tanah Air lebih banyak ditemukan dalam bentuk gas. Akan tetapi, infrastruktur pendistribusian gas masih belum merata, tak heran bila Indonesia bagian Timur belum menikmati energi dari gas bumi.

Disampaikan oleh Direktur Jenderal Minyak dan Gas Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmadja Puja, bahwa perbaikan tata kelola akan meliputi perbaikan regulasi untuk kenyamanan iklim investasi sehingga mendorong pengembangan infrastruktur gas.

Sebagai bukti komitmen pemerintah terhadap pengembangan sektor gas, maka diterbitkannya Peraturan Presiden (Perpres) Nomor 40 Tahun 2016 Tentang Penetapan Harga Gas yang mulai berlaku pada 10 Mei 2016. Dalam Perpres tersebut, porsi bagi hasil pemerintah dikurangi, yang tujuannya menstimulasi usaha hilir tanpa membebani usaha di sektor hulu.

“Kementerian ESDM masih menyusun turunan Perpres tersebut. Nantinya diharapkan dapat menggerakkan perekonomian dalam skala lebih besar, meski penerimaan negara berkurang,” ujar Wiratmadja dalam diskusi “Gas Governance in Supporting the Acceleration of Indonesia Economic Development” di The 40th IPA Convention and Exhibition 2016.

Menurut Wiratmadja, kebijakan tersebut sejalan dengan semangat menjadikan sektor minyak dan gas sebagai industri yang memiliki multiplier effect dan menggerakkan sektor ekonomi lainnya. Oleh sebab itu, pemerintah berkepentingan menciptakan ekosistem yang kondusif untuk pengembangan sektor tersebut.

Harga Baru

Membicarakan mengenai harga gas memang tidak seperti minyak yang memiliki acuan ICP (Indonesian Crude Price) yang masing-masing jenis minyak punya harganya. Sehingga ketika membicarakan rantai bisnisnya (gas) juga berbeda.

Hal tersebut dijelaskan oleh Mantan Direktur Utama Pertamina Gas (Pertagas) yang kini menjabat Direktur Utama Pertamina Hulu Energi (PHE) R. Gunung Sardjono Hadi, bahwa perlu dipahami dari sisi upstream (hulu) dalam pengembangan suatu lapangan memiliki karateristik yang berbeda pada saat kontrak yang sedang berjalan. Ketika mengembangkan lapangan yang baru, dengan investasi yang baru, maka muncul harga yang baru. Selain itu, di minyak sederhana (rantai bisnisnya), yaitu dari producer langsung ke end user atau katakan trader langsung ke end user. Berbeda dengan gas, rantai bisnisnya cukup panjang, dimana terdapat producer.

“Pertama kita bisa direct (langsung) ke end user, sehingga kami bisa mengestimasi berapa harga di hulu, keekonomian sudah dipastikan oleh SKK Migas ditambah dengan membangun pipa. Rantai bisnis seperti ini, masuk ke dalam mekanisme hulu, artinya bisa dibundling dalam satu paket ketemu harga gas yang langsung ke end user. Misalnya, pabrik pupuk,” ujarnya, ketika ditemui MigasReview di Kantornya, beberapa waktu lalu.

Namun, terdapat juga (kadang-kadang) yang sumber gasnya jauh dari infrastruktur atau jauh dari end user. Sehingga perlu infrastruktur tambahan, seperti pipa transmisi yang punya (saat ini) ada 2, yaitu Pertagas dan PGN, dimana dalam transmisi terdapat unsur toll fee. Kenapa dikenakan toll fee? karena terdapat unsur investasi untuk membangun infrastruktur tambahan yang dikontrol oleh BPH Migas. Sementara, di sektor upstream dikontrol oleh SKK Migas, transportasi dikontrol oleh BPH Migas, yang belum dikontrol adalah trader. Karena trader sifatnya independent, ibarat beli harga berapa, mau dijual harga berapa tergantung trader, yang penting ada yang beli.

Oleh karena itu, fluktuasi (harga) yang paling dominan ada di trader, dan kadang-kadang trader sendiripun tidak punya infrastruktur, apabila trader punya infrastruktur tentunya akan memasukkan unsur investasinya. Maka, hal ini salah satu yang dapat mengakibatkan harga gas tinggi (mahal).

Pengembangan Lapangan

Kemudian yang membedakannya lagi (harga gas), memang perlu dipahami bahwa dari upstream di dalam suatu pengembangan lapangan memiliki karateristik yang berbeda pada saat kontrak yang sedang berjalan. Ketika kita menjual dengan harga gas terdapat POD-nya, saat kondisi gas sudah mulai habis kita mengembangkan lapangan yang baru, dengan investasi yang baru, maka muncul harga yang baru. Tentunya, dengan IRR (Internal Rate of Return) yang sama, harganya pasti berbeda. Tapi yang terpenting IRR yang sudah kami tetapkan sudah mendapatkan persetujuan dari SKK Migas dan itupun sekarang tidak tinggi.

“Dulu, kita berbicara saat harga minyak masih tinggi, kemudian mencari gas yang gampang ketimbang minyak, kita bisa mencapai IRR di atas 30%. Sekarang? susah (dengan harga minyak rendah), palingan IRR sekitar 15% artinya sangat sensitif sekali, bisa goncang, tapi itu suatu pilihan yang tidak bisa dihindarkan,” jelas Gunung.

Sehingga, bila ada yang menanyakan harga gas di upstream kenapa mahal? sebenarnya tidak mahal, namun itu harga baru dari pengembangan lapangan baru. “Kitapun mengembangkan sesuai dengan keekonomian. Hanya saja, bila kita bicara di posisi end user, seolah-olah harga tersebut tinggi. Maka, rantai bisnis yang dialami cukup panjang,” ujar Gunung.

Hal yang sama diungkapkan oleh Chairman PT Medco Energi, Tbk. Muhammad Lutfi, bahwa investasi yang dibutuhkan untuk membangun jaringan distribusi dan infrastruktur gas dapat mencapai US$42 miliar. Dengan dana sebesar itu, tidak ada perusahaan Indonesia yang sanggup untuk membiayai proyek tersebut. “Proyek itu akan menarik jika memiliki IRR sebesar 20%. Kalau bisa sebesar itu, pasti akan banyak yang berinvestasi,” katanya.

Maka, paradigma pemanfaatan gas bumi sebagai energi nasional perlu dibarengi dengan memetakan atau memberi gambaran dari sisi pasokan dan pengaturan sumber, kesiapan infrastruktur dan transportasi atau pendistribusian gas, karena bentuknya dapat berupa LNG, CNG atau LPG, yang mana masing-masing jenis gas juga memiliki karateristik berbeda-beda. Hal inipun juga dapat memicu perbedaan harga yang signitifikan.

Sempat tercetus sebuah ide untuk dilakukan pembentukan tim atau semacam komite agar penentuan harga gas dapat komersil. Dimana anggotanya mulai dari upstream hingga downstream termasuk stakeholder terkait. Dari upstream, dalam hal ini SKK Migas dan Kontraktor KKS, dari downstream, dalam hal ini BPH Migas yang terdiri dari transporter, trader, termasuk juga asosiasi pengguna gas dari industri. Komite ini diharapkan dapat menjadi tim komite yang bisa melihat dengan jernih, harga-harga mana saja yang favorable dan bisa diterima, sehingga produk-produk gas diakhir dari end user masih tetap kompetitif. (anovianti muharti)