Prediksi Industri Energi Indonesia 2012 – Seputar Indonesia 30.04.12

Posted on April 30, 2012

2


Listrik, Besar Pasak dari Tiang

Kebutuhan yang besar, pasokan terbatas, serta harganya yang mahal menjadi masalah klasik dalam industri listrik Indonesia.

Hingga saat ini masih banyak masyarakat yang tidak leluasa bahkan belum menikmati fasilitas listrik. Hal ini tecermin dari konsumsi listrik per kapita yang masih sangat kecil. Berdasarkan data Bank Dunia yang dilansir Frost & Sullivan,konsumsi listrik Indonesia sekitar 750 kWh per kapita.

Hal ini jauh di bawah Malaysia atau Singapura yang masing-masing sekitar 3.700 kWh per kapita dan 7.900 kWh per kapita. Bahkan tingkat konsumsi listrik Indonesia masih kalah dengan Vietnam yang sekitar 1.000 kWh per kapita.Di tingkat Asia Tenggara,besaran konsumsi listrik per kapita Indonesia sebanding dengan Filipina. Hal tersebut menggambarkan, banyak daerah yang belum menikmati listrik secara maksimal. Selama 2010 misalnya, semua daerah di Indonesia kecuali Jawa mengalami defisit listrik.

Sifat terisolasi daerah di Indonesia dan kurangnya fasilitas transmisi dan distribusi membuat transfer kelebihan daya menjadi sangat mahal. Fakta ini menunjukkan, listrik masih menjadi kebutuhan besar bagi masyarakat Indonesia.Hal ini juga berarti industri listrik mempunyai pasar yang besar untuk dikembangkan karena kebutuhannya masih besar dan belum dipenuhi dengan maksimal. Kebutuhan listrik yang besar ini menuntut pemerintah untuk bisa memenuhinya. Untuk itu, PLN memasok 78% listrik, sisanya sebesar 22% dipasok swasta (independent power producer/IPP).

Menurut analisa Frost & Sullivan, pada lima tahun mendatang potensi investasi untuk pembangkit listrik adalah sekitar USD33,5 miliar.Kapasitas pembangkit juga mengalami pertumbuhan tahunan sebesar 13,8%. Pertumbuhan ini terjadi pada pembangkit tenaga uap, yang didorong cadangan batu bara, permintaan domestik yang kuat, dan fokus pemerintah untuk mempromosikan sektor ini. Harapannya, pada 2018 total kapasitas terpasang sebesar 33 GW.Kapasitas terpasang dari sektor ini diperkirakan akan tumbuh pada CAGR (compound annual growth rate) 13,8% selama periode 2008–2018.

Cadangan batu bara Indonesia memiliki yang berlimpah dan permintaan yang kuat untuk sektor manufaktur akan menjadi pendorong utama bagi pertumbuhan sektor listrik tenaga uap. Sementara, pembangkit campuran tenaga air dan minyak mengalami pertumbuhan 10,8% pada 2011.Pemerintah berencana menambah daya 1,17 GW tenaga air sebagai bagian dari tahap kedua dari program percepatan. Sebagian besar investasi di sektor ini akan dilakukan PLN. Gezhouba, sebuah perusahaan listrik tenaga air asal China, juga berencana berinvestasi di sektor pembangkit listrik tenaga air dan memperkuat kehadirannya di sektor utilitas di Indonesia. Indonesia memiliki total potensi tenaga air 75 GW yang sebagian besar masih belum dimanfaatkan.

Besarnya kebutuhan tapi pasokan minim membuat pemerintah harus impor listrik dari Malaysia hingga 50 megawatt (MW) pada 2014. Menurut Direktur Jenderal Ketenagalistrikan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Jarman, impor listrik dilakukan dalam jangka lima tahun.Waktu lima tahun tersebut dipergunakan untuk mengganti pembangkit berbahar bakar minyak menjadi pembangkit lain yang lebih murah. Namun ada kemungkinan kontrak pembelian diperpanjang. Biaya lebih murah menjadi alasan pembelian listrik ke Malaysia.

Biaya pokok pembangkit yang menggunakan BBM mencapai 30 sen dolar per kilowatt hour (kWh), sedangkan Malaysia menjual listrik 9 sen dolar per kWh.Jarman memastikan bahwa impor tidak akan membuat PLN bergantung pada Malaysia. ”Kami tak boleh tergantung dari Serawak karena cadangan ini hanya untuk menggantikan pembangkit BBM, sehingga sebenarnya tanpa beli listrik pun, listrik di daerah tersebut cukup, tapi mahal,”kata Jarman (SINDO21/4). Selain impor,PLN berencana untuk ekspor listrik dari Sumatera ke Semenanjung Malaysia sebesar 600 MW yang akan dilakukan pada 2017.

Menurut Direktur Utama PLN Nur Pamudji, kebutuhan listrik Sumatera pada 2017 mencapai 7.000 MW dengan rasio elektrifikasi lebih dari 90%.Saat kebutuhan listrik mencapai angka tersebut,PLN sudah memiliki cadangan 40% lebih tinggi.

islahuddin _

Aroma Gas Belum Menyebar

 

Indonesia memiliki 3,18 triliun meter kubik cadangan gas dan merupakan negara eksportir utama gas alam ke beberapa pasar utama dunia. Anehnya, hingga saat ini Indonesia belum bisa menguasai pasar industri energi.

Harga minyak (brent crude) diperkirakan akan tetap berada pada kisaran USD90 per barel, seiring dengan risiko pasokan yang berkelanjutan dan tingkat permintaan yang relatif stabil. Lembaga riset dan analisis pasar Frost & Sullivan memprediksi, pengeluaran modal eksplorasi dan produksi global akan meningkat hingga USD545 miliar pada 2012. Sementara,lembaga yang berkantor pusat di Mountain View,California,Amerika Serikat ini memperkirakan,pengeluaran modal eksplorasi dan produksi di kawasan Asia Tenggara akan mencapai sekitar USD38,7 miliar dengan tingkat pertumbuhan 10,6% pada 2012.

Di Indonesia, pengeluaran untuk eksplorasi dan produksi diprediksi mencapai sekitar USD21 miliar dengan tingkat pertumbuhan 23,5% pada 2012,di mana proyek-proyek eksplorasi laut dalam akan menjadi segmen pertumbuhan utama. Menurut Director Energy & Power System, Frost & Sullivan Asia Pasifik Subbu Bettadapura,ada beberapa perkembangan bisnis energi yang diprediksi akan melanda Tanah Air pada beberapa tahun mendatang. Salah satunya ialah makin meningkatnya kegiatan eksplorasi dan produksi laut dalam.

Sejumlah proyek eksplorasi laut dalam pada beberapa tahun ke depan akan menjadi kegiatan utama dalam industri energi di Tanah Air. Masa depan sektor energi migas (minyak dan gas) di Indonesia bergantung pada penemuan sumur baru yang terletak di laut dalam. “Oleh karena itu, kegiatan ini sangat penting bagi Indonesia guna meningkatkan produksi migas dalam negeri,” ungkapnya dalam acara media briefing “Prediksi Industri Energi Indonesia 2012” yang digelar Frost & Sullivan, Rabu (25/4).

Selanjutnya dia menekankan,sebagai negara yang memiliki 3,18 triliun meter kubik cadangan gas dan merupakan negara eksportir utama gas alam ke beberapa pasar utama dunia, seharusnya Indonesia bisa menguasai pasar industri energi yang ada saat ini. “Tetapi sangat disayangkan karena negara ini masih dihadapkan pada kenyataan akan banyaknya ladang minyak yang telah menua. Dan menipisnya cadangan minyak membuat Indonesia belum bisa mewujudkan hal tersebut,” ujar Subbu.

Salah satu solusi yang dapat dilakukan adalah dengan menemukan lebih banyak lagi cadangan gas melalui peningkatan investasi ke sektor hulu.Tetapi, masih banyak blok-blok lepas pantai dengan cadangan gas potensial yang belum dieksplorasi secara maksimal. Hal tersebut juga berpotensi untuk memenuhi permintaan gas alam, baik dari dalam negeri maupun luar negeri, yang kini tengah tumbuh dengan pesat. Hingga saat ini ada beberapa proyek utama sektor hulu yang merupakan target pemerintah untuk meningkatkan produksi migas di laut dalam Indonesia seperti, lapangan gas Jangkrik, Blok Muara Bakau, Kalimantan Timur, yang diharapkan dapat mulai berproduksi pada 2015.

Sementara,Country Director Frost & SullivanIndonesia Eugenevande Weerd mengungkapkan,meski Indonesia merupakan lokasiyangmenjanjikanuntuk membangun kilang-kilang baru,masih sedikit investasi yang masuk karena adanya ketidakpastianregulasidankondisi pasar yang tidak terduga. “Ketidakpastian regulasi merupakan kendala utama berinvestasi di Indonesia yang mendorong para investor akhirnya mempertimbangkan kembali untuk melakukan investasi di Tanah Air,”tandasnya.

Salah satu langkah pembenahan yang bisa dilakukan untuk menarik investasi baik di sektor hulu maupun sektor hilir,kata Weerd,dengan cara memberikan insentif pengurangan pajak pada kegiatan eksplorasi migas. Adanya dampak buruk dari ketidakpastian regulasi yang mengakibatkan minimnya investasi baru di sektor energi Indonesia juga dibenarkan Kurtubi, Direktur Center for Petroleum and Energy Economic Studies. Dia menilai, Undang-Undang No 22/2001 tentang Minyak dan Gas Bumi menjadi salah satu penyebab terjadinya hal tersebut. Pasalnya, pemberlakuan pajak sangat memberatkan para investor.

“Regulasi yang ada saat ini memang sangat tidak ramah investasi, wajar bila hingga kini belum ada investor baru yang mau berinvestasi di sektor energi Indonesia,” ungkapnya kepada SINDO. Salah satu cara tepat yang dapat dilakukan untuk memperbaiki iklim investasi di sektor migas dengan dengan menetapkan kembali perlakuan pajak khusus (lex specialis) kepada investor. “Jadi, para investor hanya akan dikenakan pajak setelah berhasil melakukan produksi saja. Bukan dibebankan pajak sebelum siap berproduksi, “ tukasnya.

Kurtubi beranggapan, peraturan yang ada pada UU tersebut mengharuskan investor membayar berbagai macam pajak seperti PPN impor,PPN dalam negeri, dan pajak penghasilan meski belum berproduksi. Regulasi semacam itu membuat investor tidak tertarik menanam modalnya. Kurtubi juga menyayangkan, sebagian besar investasi hulu migas yang ada sekarang lebih dialokasikan untuk kegiatan produksi, bukan eksplorasi.Padahal, dengan terus turunnya cadangan migas di Indonesia,kegiatan eksplorasi seharusnya bisa lebih diutamakan.

Minimnya Infrastruktur Energi
Sektor industri energi Indonesia masih menghadapi banyak hambatan untuk bersaing di tingkat global. Diperlukan keseriusan pemerintah untuk mengembangkan infrastruktur energi.
Pengembangan industri gas alam cair (liquefied natural gas/LNG) di beberapa negara dunia, termasuk Indonesia,kini semakin gencar dilakukan. Sebab, permintaan LNG untuk berbagai kebutuhan semakin meningkat.
Secara keseluruhan, konsumsi gas alam dunia melonjak sekitar 28% selama periode 1995–2005. Berdasarkan International Energy Outlook 2006 yang dikeluarkan Energy Information Administration (EIA),permintaan gas akan terus meningkat sebesar 2,4% per tahun hingga 2030. Menurut Consultant Energy & Power System Frost & Sullivan Pradi Wigianto, hal tersebut merupakan sesuatu yang wajar. Karena dalam beberapa tahun belakangan, masyarakat dunia sudah mulai peduli dengan pelestarian alam dan lingkungan. “Apalagi LNG dikenal sebagai salah satu energi ramah lingkungan yang menghasilkan polusi lebih sedikit dibanding minyak,” ujarnya kepada Seputar Indonesia (SINDO).

Frost & Sullivan menyebutkan, Indonesia memiliki potensi yang sangat besar untuk dapat bersaing di pasar LNG global.Sebab,cadangan gas Indonesia menempati 2–3% cadangan gas dunia.Total cadangan gas Indonesia mencapai 157 tscf (tera standard cubic feet/triliun standar kaki kubik), dengan cadangan proven mencapai 108 Tscf, dan cadangan potensial sebesar 49 Tscf. Bahkan, sumber daya gas di Indonesia juga memiliki angka yang cukup tinggi yaitu mencapai 594 Tscf. Belum lagi ditambah sumber daya gas metana batu bara (coal bed methane/CBM) yang mencapai 453 Tscf.

Meski begitu, hingga saat ini masih banyak hambatan yang harus dihadapi sektor LNG Indonesia untuk dapat bersaing di tingkat global. Selain yang bersifat teknis seperti, minimnya teknologi, peralatan,dan sumber daya manusia, faktor lain yang menghambat perkembangan industri LNG Indonesia adalah masih kurangnya dukungan infrastruktur fasilitas distribusi dan fasilitas pengolahan LNG,termasuk di dalamnya adalah LNG regas, LNG liquefaction, FLNG, jalur pipa gas (pipeline),dan kilang LNG.

“Indonesia banyak memiliki sumber migas namun tidak memiliki infrastruktur distribusi dan pengolahan yang memadai. Gas yang ditemukan dan dihasilkan di beberapa lapangan migas, banyak yang tidak dapat dimanfaatkan secara maksimal karena ketiadaan infrastruktur,”kata Pradi. Padahal, dengan adanya infrastruktur LNG, gas yang diperlukan pasar domestik untuk pembangkit listrik dan industri dapat disuplai sendiri. Sehingga, dapat mengurangi impor dan biaya harga gas dan jaminan pasokan yang berkelanjutan.Selain itu,dengan adanya pasokan gas ke pasar domestik, juga dapat mengurangi penggunaan minyak.

Menurut Pradi, di tengah geliat industri LNG seperti sekarang, seharusnya pemerintah Indonesia dapat melakukan pergerakan yang lebih cepat untuk mengembangkan infrastruktur LNG seperti yang telah dilakukan Qatar,Australia, dan Iran.Ketiga negara tersebut bergerak sangat agresif dalam pengembangan infrastruktur sektor LNG. “Bila ingin memenangkan persaingan, di tengah gejolak yang terjadi dalam pasar energi dunia dan pesatnya perkembangan industri LNG seperti sekarang, Indonesia harus mampu beradaptasi dengan perkembangan pasar yang ada,”jelasnya.

Jika Indonesia terlambat mengembangkan proyek LNG,hitungan ekonomis akan lebih berpihak pada impor ke tiga negara tersebut. Di samping itu, kondisi infrastruktur LNG yang ada saat ini menjadi satu faktor yang menyebabkan investasi LNG kurang dilirik investor, terutama investor internasional. Sementara, Direktur Eksekutif ReforMiner Institute Pri Agung Rakhmanto mengatakan, pembangunan infrastruktur merupakan jalan keluar jangka pendek yang dapat dilakukan Indonesia untuk mengembangkan industri energi termasuk LNG.

“Infrastruktur adalah suatu hal yang cukup vital dalam industri energi,” tuturnya kepada SINDO. Salah satu cara pembangunan infrastruktur yang dapat dilakukan, kata Pri, dengan penambahan kapasitas kilang-kilang minyak atau mengoptimalkan pembangunan jaringan pipa gas untuk menunjang distribusi dan transmisi gas bumi yang ada saat ini. Selama ini anggaran pemerintah justru banyak terserap untuk subsidi energi terutama bahan bakar minyak dan listrik.Akibatnya, pembangunan infrastruktur dan kegiatan eksplorasi untuk menemukan cadangan baru migas berjalan lamban.

“Harus ada terobosan kebijakan untuk mengurangi subsidi bahan bakar minyak (BBM). Karena, selama ini kebijakan soal subsidi hanya maju mundur. Pengurangan subsidi dapat dialihkan ke pembangunan infrastruktur. Jika pemerintah tidak memiliki cukup uang untuk pembangunan, dukungan dapat berupa insentif ke BUMN energi,”pungkasnya. Selain dapat menyulitkan prospek pengembangan industri energi Indonesia untuk bergerak ke tahap yang lebih baik, minimnya infrastruktur juga bisa menjauhkan minat para investor menanamkan modalnya di Indonesia.

Oleh karena itu, dia menyarankan, sebaiknya perhatian kepada pembangunan infrastruktur sebagai salah satu penunjang dapat beriringan dengan perhatian yang diberikan kepada industri energi di Indonesia. Sebab tanpa dukungan infrastruktur yang baik, perkembangan industri energi, termasuk sektor LNG,pasti akan terhambat.

Impor terus Hantui Emas Hitam

Impor dan subsidi bahan bakar minyak (BBM) selalu menjadi isu yang menarik perhatian publik. Subsidi BBM sering disebut berperan besar dalam pembengkakan anggaran belanja pemerintah. Lalu, bagaimana dengan impor?

Berdasarkan data Badan Pusat Statistik (BPS), pada Januari dan Februari impor migas mencapai USD6,51 miliar atau naik 18,05% dibanding periode yang sama tahun sebelumnya (USD5,52 miliar).Angka tersebut terdiri dari impor minyak mentah sebesar USD1,725 miliar, hasil minyak USD3,552 miliar,dan gas sebesar USD238,2 juta. Nilai impor masih di atas ekspor yang sebesar USD6,448 miliar pada dua bulan pertama 2012.

Selama ini sebagian kebutuhan minyak, termasuk BBM, di dalam negeri masih bergantung pada impor. Hal ini salah satunya karena semakin besarnya kebutuhan sementara produksi di dalam negeri terus menurun. Sebagaimana data yang disajikan BPS,produksi minyak bumi Indonesia pada 1996 sebesar 485.573 barel kemudian turun menjadi 434.368 pada tahun 2000 dan 300.923 pada 2010. Terus berkurangnya jumlah produksi ini membuat Indonesia memilih keluar dari OPEC (Organization of the Petroleum Exporting Countries) pada 2008.

Jumlah impor yang meningkat dan harga minyak dunia yang masih tinggi membuat pemerintah harus memutar otak agak subsidi tidak membengkak. Apalagi saat ini selisih harga pertamax (BBM nonsubsidi) dengan premium (BBM bersubsidi) cenderung membesar seiring dengan meningkatnya harga minyak di pasar dunia.Sehingga, banyak yang beralih dari pertamax ke premium yang berarti bisa meningkatkan jumlah subsidi. Pekan lalu Menteri Keuangan (Menkeu) Agus Martowardojo mengungkapkan, volume dan nilai impor BBM cukup mengkhawatirkan. Nilai impor BBM diperkirakan meningkat tajam jika pembatasan diberla-kukan karena harga pertamax yang jauh di atas premium.

Hal itu tak terhindarkan karena pembatasan bakal mengalihkan pengguna mobil berkapasitas mesin tertentu yang sebelumnya mengonsumsi premium ke pertamax. Pemerintah menyadari masih besarnya nilai impor dan menegaskan sedang mencari solusi. “Secara khusus,impor BBM adalah salah satu komponen yang cukup tinggi. Kita perlu hati-hati dan mewaspadai impor BBM kita yang besar ini,”kata Agus di Jakarta. Pengendalian impor BBM juga menjadi perhatian PT Pertamina (Persero). Menurut Vice President Communication Corporate PT Pertamina Mochammad Harun, konsumsi pertamax dan pertamax plus diperkirakan pada tahun ini akan sebesar 3,8 juta kiloliter (kl).

Jumlah ini meningkat dari tahun lalu yang sebesar 2,4 kl. Ini merupakan konsekuensi dari rencana pemerintah melakukan pembatasan konsumsi BBM bersubsidi berdasarkan kapasitas mesin mobil yang akan dimulai Juli 2012. Pihaknya mengaku siap menambah BBM jenis pertamax dan pertamax plus. Pertamina akan memaksimalkan Kilang Balongan untuk menambah pasokan BBM nonsubsidi.Namun apabila langkah tersebut tidak mencukupi, pihaknya terpaksa mengimpor BBM.

Selama ini Pertamina juga mengimpor produk jenis premium untuk memenuhi kebutuhan BBM bersubsidi, bahkan jumlahnya cukup besar. “Kami siap menambah pasokan berapa pun yang dibutuhkan. Kalau memang diperlukan, kami bisa mengimpor BBM,”ujar Harun (SINDO/25/4). Berdasarkan data BP Migas, produksi minyak selama periode 2000- 2011 terus mengalami penurunan. Pada 2000 produksi minyak sebesar 1.415 MBOEPD (million barrels of oil equivalents per day/juta barel per hari).

Produksi minyak mengalami penurunan pada tahun berikutnya sebesar 1.341 MBOEPD. Kondisi tersebut terus berlanjut. Tahun lalu produksi minyak hanya sebesar 902 MBOEPD turun 43 MBOEPD dibanding tahun sebe-lumnya yang sebesar 945 MBOEPD. Sementara, data BPS menyebutkan, pada dekade lalu produksi premium mengalami pasang surut. Berbeda dengan pertamax dan pertamax plus yang cenderung me-ningkat.

Pada 2001 produksi premium di Indonesia sebesar 66,53 juta barel kemudian menjadi 64,36 juta barel pada 2003 dan periode 2004–2009 meningkat di atas 70 juta barel setiap tahun.Kemudian turun menjadi 66,82 juta barel pada akhir dekade (2010). Sementara,produksi pertamax dan pertamax plus dimulai pada 2003.Kala itu pertamax diproduksi sebanyak 2,28 juta barel sedangkan pertamax plus sebanyak 617.000 barel.Jumlah produksi kedua BBM nonsubsidi ini sempat menurun dan kembali meningkat pada 2010 dengan masing-masing sebesar 3,301 juta barel untuk pertamax dan 668.000 untuk pertamax plus.

Jika program pembatasan itu benar dijalankan pada Juli mendatang,maka pemerintah dan Pertamina harus bisa memproduksi pertamax dan pertamax plus lebih banyak.

Posted in: Energi