Kementerian Perencanaan Pembangunan Nasional/ Badan Perencanaan Pembangunan Nasional (BAPPENAS)
Background Study RPJMN 2015-2019 Sektor Energi dan Pertambangan Direktorat Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan
2013
Jl. Taman Suropati No.2 Menteng, Jakarta Pusat 10310
Daftar Isi 1
Energi ................................................................................................................ 1 1.1 Pendahuluan .................................................................................................. 1 1.2 Kondisi Kebutuhan dan Penyediaan Energi ................................................ 1 1.2.1 Kondisi Kebutuhan Energi Final ................................................................ 1 1.2.2 Kondisi Penyediaan Energi ....................................................................... 10 1.3 Permasalahan dan Isu Strategis pada RPJMN 2010 - 2014 ...................... 13 1.3.1 Produksi dan Cadangan Minyak dan Gas Bumi ..................................... 13 1.3.2 Penganekaragaman Sumber Daya Energi Primer (Diversifikasi) ......... 17 1.3.2.1 Pemanfaatan Panas Bumi .................................................................. 17 1.3.2.2 Pemanfaatan LPG dan Gas Bumi ...................................................... 18 1.3.2.3 Pemanfaatan Batubara ....................................................................... 20
1.3.3 Peningkatan Produktivitas dan Pemerataan Pemanfaatan Energi ...... 21 1.4 Tantangan .................................................................................................... 22 1.5 Profil Kebutuhan Energi Nasional.............................................................. 23 1.5.1 Struktur dan Karakteristik Umum Model LEAP .................................... 23 1.5.1.1 1.5.1.2 1.5.1.3 1.5.1.4 1.5.1.5
Model Permintaan Energi Final ......................................................... 25 Model Pemasokan Energi ................................................................... 26 Data yang Dibutuhkan ....................................................................... 27 Penghitungan Kebutuhan Energi (Modul Demand) ......................... 28 Penghitungan Proses Konversi Energi (Modul Transformasi) ......... 29
1.5.2 Skenario BAU Kebutuhan Energi Final dan Primer .............................. 32 1.5.2.1 Skenario Dasar (Berdasarkan Data Historis) ................................... 33 1.5.2.2 Hasil Proyeksi Kebutuhan Energi – Skenario DASAR .................... 34
1.5.3 Skenario RPJMN 2015-2019 Kebutuhan Energi Final dan Primer....... 46 1.5.3.1 Skenario RPJMN 2015-2019 .............................................................. 46 1.5.3.2 Hasil Proyeksi Kebutuhan Energi – Skenario RPJMN 2015-2019.. 51
1.6 Isu-isu Strategis Pembangunan Sektor Sumber Daya Energi dan Pertambangan di Daerah ............................................................................ 64 1.6.1 Wilayah Sumatera ...................................................................................... 64 1.6.2 Wilayah Jawa ............................................................................................. 69 1.6.3 Wilayah Kalimantan .................................................................................. 75 1.6.4 Wilayah Sulawesi ....................................................................................... 79 1.6.5 Wilayah Bali, Nusa Tenggara, Maluku, dan Papua ................................ 86 1.7 Ketahanan Energi dan Energi Bersih ........................................................ 94 1.7.1 Ketahanan Energi ...................................................................................... 94 1.7.1.1 Indikator dan Indeks Ketahanan Energi .......................................... 94 1.7.1.2 Ketahanan Energi Indonesia .............................................................. 98
1.7.2 Energi Bersih .............................................................................................. 99 1.7.2.1 Indikator Energi Bersih ...................................................................... 99 1.7.2.2 Energi Bersih Indonesia ................................................................... 102
1.8 Penyiapan dan Pasokan Energi ................................................................ 103 1.8.1 Kebijakan Harga Energi .......................................................................... 103 1.8.1.1 1.8.1.2 1.8.1.3 1.8.1.4 1.8.1.5 1.8.1.6
Harga BBM ........................................................................................ 103 Harga Gas .......................................................................................... 106 Harga Panas Bumi .............................................................................111 Harga Listrik ..................................................................................... 113 Harga Batubara ................................................................................. 117 Harga Energi Baru Terbarukan ....................................................... 124
1.8.2 Kebijakan Pembangunan Infrastruktur Energi .................................... 124 1.8.2.1 Infrastruktur BBM ............................................................................ 125 1.8.2.2 Infrastruktur Gas .............................................................................. 127 i
1.8.2.3 Infrastruktur Listrik ......................................................................... 143
2
Pertambangan ........................................................................................... 146 2.1 Pendahuluan .............................................................................................. 146 2.2 Review RPJMN 2010-2014 ........................................................................ 147 2.2.1 Perkembangan Sektor Pertambangan Mineral dan Batubara ............. 147 2.2.2 Pertumbuhan PDB dan Industri Pengolahan ........................................ 153 2.3 Permasalahan dan Isu Strategis ............................................................... 156 2.4 Kebijakan Bidang Mineral dan Pertambangan ........................................ 158 2.5 Tantangan .................................................................................................. 160 2.6 Pengkajian dan Pemikiran ke Depan ....................................................... 161 2.6.1 Kebijakan Peningkatan Nilai Tambah ................................................... 161 2.6.1.1 Dampak Pembatasan Ekspor Pajak ................................................ 163 2.6.1.2 Komoditas Unggulan Indonesia ....................................................... 165
2.6.2 Rencana Pengembangan Industri Manufaktur ..................................... 177 2.6.2.1 Industri Baja ...................................................................................... 177 2.6.2.2 Industri Semen .................................................................................. 182 2.6.2.3 Industri Keramik............................................................................... 185
2.6.3 Kontribusi Sektor Energi dan Pertambangan terhadap PDB .............. 190
3
Energi Hijau ............................................................................................... 196 3.1 Pembangunan Berkelanjutan ................................................................... 196 3.1.1 Konsep dan Prinsip Pembangunan Berkelanjutan ............................... 196 3.1.2 Ekonomi Hijau (Green Economy)............................................................ 197 3.1.3 Rencana Aksi Nasional Penurunan Emisi Gas Rumah Kaca ............... 199 3.2 Energi Hijau .............................................................................................. 201 3.2.1 “Kehijauan” Sektor Energi di Indonesia................................................. 201 3.2.2 Insentif Harga dan Pengelolaan Permintaan ........................................ 206 3.2.3 Trade-off dari Pilihan-pilihan Kebijakan ............................................... 209
ii
Daftar Tabel Tabel 1 Tabel 2 Tabel 3 Tabel 4 Tabel 5 Tabel 6 Tabel 7 Tabel 8 Tabel 9 Tabel 10 Tabel 11 Tabel 12 Tabel 13 Tabel 14 Tabel 15 Tabel 16 Tabel 17 Tabel 18 Tabel 19 Tabel 20 Tabel 21 Tabel 22 Tabel 23 Tabel 24 Tabel 25 Tabel 26 Tabel 27 Tabel 28 Tabel 29 Tabel 30 Tabel 31 Tabel 32 Tabel 33 Tabel 34 Tabel 35 Tabel 36 Tabel 37
Perkembangan Rasio Harga Komoditas Energi ............................................... 3 Konsumsi Energi per Kapita .............................................................................. 4 Intensitas Penggunaan Energi per Kendaraan................................................. 7 Pencapaian Tahun 2010 – 2012 dan Perkiraan Tahun 2013 – 2014 ............. 14 Pemanfaatan BBG untuk Sektor Transportasi ............................................... 20 Perbandingan Parameter Penentu dari Skenario BAU dan RPJMN 2014-2019........................................................................................................... 32 Proyeksi Total Primary Energy Supply Sampai Tahun 2025......................... 38 Proyeksi Jumlah Impor Energi Sampai Tahun 2025...................................... 39 Proyeksi Jumlah Ekspor Energi Sampai Tahun 2025 .................................... 39 Perkembangan Kebutuhan dan Beban Puncak Listrik Sampai Tahun 2025 42 Perkembangan Kapasitas Listrik Berdasarkan Jenis Pembangkit Sampai Tahun 2025 ........................................................................................................ 44 Perkembangan Produksi Listrik Berdasarkan Jenis Pembangkit Sampai Tahun 2025 ........................................................................................................ 45 Proyeksi Pengembangan Panas Bumi ............................................................. 46 Roadmap Mandatori BBN sampai Tahun 2025 (Permen ESDM No 25 Tahun 2013)................................................................................................................... 47 Proyeksi Pengembangan Kapasitas Produksi Bioenergi 2011 – 2025........... 48 Proyeksi Pengembangan Kapasitas Pembangkit Listrik Tenaga Air dan Tenaga Surya 2011 – 2025................................................................................ 49 Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi Pada Sektor Pengguna . 49 Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi Pada Proses Transformasi Energi................................................................................................................. 50 Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi Pada Proses Penyediaan Energi................................................................................................................. 50 Proyeksi Total Primary Energy Supply Sampai Tahun 2025......................... 55 Proyeksi Jumlah Impor Energi Sampai Tahun 2025...................................... 56 Proyeksi Jumlah Ekspor Energi Sampai Tahun 2025 .................................... 57 Perkembangan Kebutuhan dan Beban Puncak Listrik Sampai Tahun 2025 60 Perkembangan Kapasitas Listrik Berdasarkan Jenis Pembangkit Sampai Tahun 2025 ........................................................................................................ 61 Perkembangan Produksi Listrik Berdasarkan Jenis Pembangkit Sampai Tahun 2025 ........................................................................................................ 63 Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan Wilayah Sumatera ............................................................................................ 66 Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan Wilayah Jawa .................................................................................................... 72 Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan Wilayah Kalimantan ......................................................................................... 77 Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan Wilayah Sulawesi .............................................................................................. 82 Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan Wilayah Bali, NTT, NTB, Maluku, Maluku Utara Dan Papua Barat .......... 89 Faktor Kesetaraan GWP ................................................................................. 101 Faktor Kesetaraan POCP ............................................................................... 101 Faktor Kesetaraan AP ..................................................................................... 102 Perubahan Harga BBM Bersubsidi Sejak Tahun 2006 ................................ 104 Kebijakan Kenaikan Tarif Dasar Listrik di Indonesia Tahun 2001-2013....115 Perkembangan Subsidi Listrik dari Tahun 2000 – 2013 ............................... 117 Jenis dan Formula Harga Patokan Batubara ............................................... 120 iii
Tabel 38 Tabel 39 Tabel 40 Tabel 41 Tabel 42 Tabel 43 Tabel 44 Tabel 45 Tabel 46 Tabel 47 Tabel 48 Tabel 49 Tabel 50 Tabel 51 Tabel 52 Tabel 53 Tabel 54 Tabel 55 Tabel 56 Tabel 57 Tabel 58 Tabel 59 Tabel 60 Tabel 61 Tabel 62 Tabel 63 Tabel 64 Tabel 65 Tabel 66 Tabel 67 Tabel 68 Tabel 69 Tabel 70 Tabel 71 Tabel 72 Tabel 73 Tabel 74
Produksi Kilang dan Permintaan Minyak Pertamina .................................. 125 Rencana Penambahan Kapasitas Pembangkit Hingga Tahun 2021 ........... 143 Rencana Pengembangan Sistem Penyaluran Listrik Hingga Tahun 2021 . 144 Rencana Pengembangan Sistem Distribusi Listrik Hingga Tahun 2021 ... 144 Kapasitas Sewa Pembangkit Listrik Tahun 2011 ......................................... 145 Pertumbuhan Penerimaan Negara dan Investasi Tahun 2009-2013 .......... 148 Realisasi dan Rencana Produksi Mineral dan Batubara Tahun 2009-2013 149 Ekspor Mineral dan Batubara Tahun 2009-2013.......................................... 150 Potensi Fasilitas Pengolahan dan Pemurnian Mineral ................................ 151 Sumber Daya dan Cadangan Batubara (Juta Ton) Tahun 2009-2012 ........ 152 Izin Usaha Pertambangan Minerba ............................................................... 153 Ekspor Komoditi Berbasis Sumber Daya Alam............................................. 155 Nilai Ekspor Komoditi Tambang (2013) ........................................................ 155 Volume Ekspor Komoditi Tambang (2013) .................................................... 156 Ringkasan Dampak Pajak Ekspor Bagi Negara Pengekspor - Kasus ......... 165 Produksi Tahunan Perusahaan Kabel yang Telah Go Public ...................... 166 Volume Ekspor Produk Tembaga.................................................................... 168 Nilai Ekspor Produk Tembaga ........................................................................ 169 Volume Impor Produk Tembaga ..................................................................... 170 Nilai Neraca Perdagangan Produk Tembaga Indonesia............................... 171 Volume Neraca Perdagangan Produk Tembaga Indonesia .......................... 172 Volume Ekspor dan Impor Nikel Berdasarkan Kode SITC, 2001-2011....... 175 Nilai Ekspor dan Impor Nikel, 2000-2011 ..................................................... 176 Neraca Perdagangan Kelompok Produk Nikel (Juta USD) ......................... 176 Neraca Asal Impor Beberapa Kelompok Produk Nikel ................................ 177 Pengelompokan Industri Baja Nasional ........................................................ 179 Rencana Aksi Pengembangan Industri Baja Nasional ................................. 182 Tarif Bea Masuk Produk Semen Berdasarkan HS Tahun 2008 .................. 183 Kerangka Pengembangan Industri Semen .................................................... 185 Sumber Deposit Bahan Baku ......................................................................... 186 Pengelompokan Produk Keramik................................................................... 187 Kerangka Pengembangan Industri Keramik ................................................ 189 Nilai PDB Menurut Lapangan Usaha Tahun 2010-2012, ............................ 191 Alokasi Penurunan Emisi di 5 sektor utama pada tahun 2020 ................... 200 Simulasi Trade-off antara CNG dan Gasoline ................................................211 Simulasi Perbandingan antar Pembangkit Listrik........................................211 Rangkuman Hasil Simulasi Trade-off Penggunaan Gas untuk Transportasi dan Pembangkit Listrik.................................................................................. 212
iv
Daftar Gambar Gambar 1 Gambar 2 Gambar 3 Gambar 4 Gambar 5 Gambar 6 Gambar 7 Gambar 8 Gambar 9 Gambar 10 Gambar 11 Gambar 12 Gambar 13 Gambar 14 Gambar 15 Gambar 16 Gambar 17 Gambar 18 Gambar 19 Gambar 20 Gambar 21 Gambar 22 Gambar 23 Gambar 24 Gambar 25 Gambar 26 Gambar 27 Gambar 28 Gambar 29 Gambar 30 Gambar 31 Gambar 32 Gambar 33 Gambar 34 Gambar 35
Proporsi Penggunaan Energi Industri Berdasarkan Kelompok Industri ... 5 Proporsi Penggunaan Energi Industri Berdasarkan Sumber Energi ........ 6 Konsumsi Energi Final Berdasarkan Pengguna Akhir atau End-user Consumers (1990-2011) .................................................................................. 8 Konsumsi BBM (2000-2011)........................................................................... 9 Konsumsi Gas untuk Sektor Industri Pupuk dan Pengolahan (2010-2012) ........................................................................................................................ 10 Produksi Energi Primer: Minyak Bumi, Gas Bumi, dan Batubara (1990-2012) .....................................................................................................11 Konsumsi dan Produksi Batubara (1990-2012) ......................................... 12 Pemanfaatan teknologi Enhanced Oil Recovery (EOR) di lapangan minyak (BP Migas, 2012) ........................................................................................... 15 Perbandingan Penggunaan Minyak Tanah dan LPG ................................ 19 Referrence Energy System (RES) ................................................................ 25 Struktur Pengguna Energi Final (LEAP) ................................................... 26 Struktur Pasokan Energi ............................................................................. 27 Proses Penghitungan Modul Transformasi................................................. 30 Kurva Beban pada Sistem Kelistrikan ....................................................... 31 Proyeksi Konsumsi dan Pangsa Energi Final Berdasarkan Sektor Pengguna Sampai Tahun 2025 (Skenario DASAR) ................................... 35 Proyeksi Konsumsi dan Pangsa Energi Final Berdasarkan Jenis Energi Sampai Tahun 2025 (Skenario DASAR) ..................................................... 36 Proyeksi Bauran Energi (dengan Biomassa) Sampai Tahun 2025 (dalam juta SBM) Skenario DASAR ........................................................................ 40 Proyeksi Bauran Energi (Tanpa Biomassa) Sampai Tahun 2025 (dalam juta SBM) Skenario DASAR ........................................................................ 41 Proyeksi Perkembangan Kapasitas Listrik Sampai Tahun 2025 ............. 42 Proyeksi Produksi Listrik Sampai Tahun 2025 ......................................... 43 Rencana Pengembangan Lapangan Migas ................................................. 51 Proyeksi Konsumsi dan Pangsa Energi Final Berdasarkan Sektor Pengguna Sampai Tahun 2025 (Skenario RPJMN) ................................... 53 Proyeksi Konsumsi dan Pangsa Energi Final Berdasarkan Jenis Energi Sampai Tahun 2025 (Skenario RPJMN) ..................................................... 54 Proyeksi Bauran Energi (Dengan Biomassa) Sampai Tahun 2025 (dalam juta SBM) Skenario RPJMN ........................................................................ 58 Proyeksi Bauran Energi (Tanpa Biomassa) Sampai Tahun 2025 (dalam juta SBM) Skenario RPJMN ........................................................................ 59 Proyeksi Perkembangan Kapasitas Listrik Sampai Tahun 2025 ............. 60 Proyeksi Produksi Listrik Sampai Tahun 2025 ......................................... 62 Keterkaitan antara dimensi ketahanan energi dan indikator elemen dari Energy Security Index (ESI) ........................................................................ 95 Skor ESI Indonesia dan Grafik Nilai Indikator Relatifnya Tahun 2007-2011....................................................................................................... 98 Skor CEI Indonesia dan Grafik Nilai Indikator Relatifnya Tahun 2007-2011..................................................................................................... 102 Volume BBM Bersubsidi (2008-2013)........................................................ 105 Besaran Subsidi BBM dan Listrik (2008-2013)........................................ 105 Harga Jual Gas Konsumen dari PGN dan Harga Energi Lainnya yang Merupakan Kompetitor Gas (2013) ........................................................... 107 Harga Rata-rata Gas Domestik dan Ekspor (2012) ................................. 107 Komponen Harga Gas untuk Sektor Transportasi .................................. 108 v
Gambar 36 Harga Patokan Gas Dalam Negeri (2000-2013) ........................................110 Gambar 37 Harga Listrik Panas Bumi dengan Skema Feed-In Tariff ....................... 111 Gambar 38 Harga Listrik Panas Bumi untuk Beberapa Lapangan Panas Bumi yang Saat Ini Sedang Dikembangkan: Sumatra, Jawa, dan NTT/Maluku......112 Gambar 39 Perkembangan Harga Batubara (2009-2013)........................................... 122 Gambar 40 Kilang Pertamina dan Kapasitas Produksinya ........................................ 125 Gambar 41 Penyediaan dan Permintaan Gasoline ...................................................... 126 Gambar 42 Penyediaan dan Permintaan Diesel .......................................................... 127 Gambar 43 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario BAU ...................................................................................................................... 128 Gambar 44 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario Berorientasi Ekspor .................................................................................... 129 Gambar 45 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario Produksi Tinggi ........................................................................................... 129 Gambar 46 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario Berorientasi Domestik................................................................................ 130 Gambar 47 Proyeksi Permintaan Domestik Belum Terpenuhi .................................. 131 Gambar 48 Proyeksi Neraca Permintaan dan Suplai Hingga 2070 (Skenario BAU) 131 Gambar 49 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan BAU ......... 133 Gambar 50 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan Skenario Berorientasi Ekspor .................................................................................... 134 Gambar 51 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan Skenario Produksi Tinggi ........................................................................................... 135 Gambar 52 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan Skenario Berorientasi Domestik................................................................................ 137 Gambar 53 Neraca Suplai-Permintaan di Seluruh Wilayah berdasarkan Skenario BAU..................................................................................................................... ...................................................................................................................... 138 Gambar 54 Neraca Suplai-Permintaan di Seluruh Wilayah Berdasarkan Skenario Produksi Tinggi ........................................................................................... 139 Gambar 55 Neraca Suplai-Permintaan di Seluruh Wilayah Berdasarkan Skenario Domestik ...................................................................................................... 140 Gambar 56 Produksi Batubara 2009-2013 ................................................................... 149 Gambar 57 Pertumbuhan Industri Pengolahan dibandingkan dengan Pertumbuhan PDB (2001-2013) ......................................................................................... 153 Gambar 58 Kontribusi Sektor Industri Pengolahan terhadap Pertumbuhan PDB (2001-2013) .................................................................................................. 154 Gambar 59 Ekspor Komoditi Baerbasis Sumber Daya Alam (Pertanian, Indsutri, dan Tambang) ..................................................................................................... 154 Gambar 60 Dampak Pajak Ekspor Bagi Negara Pengekspor - Kasus Negara Kecil 163 Gambar 61 Dampak Pajak Ekspor Bagi Negara Pengekspor – Kasus Negara Besar ...................................................................................................................... 164 Gambar 62 Sumber daya, Cadangan, Produksi, Smelter, dan Rencana Pembangunan Smelter Tembaga di Indonesia .................................................................. 166 Gambar 63 Nilai Total Ekspor dan Impor Produk Tembaga dan Turunannya (Ribu USD) ............................................................................................................ 170 Gambar 64 Sumber Daya, Cadangan, Smelter dan Rencana Pengembangan Nikel Indonesia ..................................................................................................... 173 Gambar 65 Produksi Ore Laterite dan Nickel Matte Indonesia, 2006-2009 ............. 174 Gambar 66 Volume Ekspor Total Bijih Nikel (Ton)...................................................... 175 Gambar 67 Pohon Industri Baja.................................................................................... 178 Gambar 68 Road Map Industri Baja ............................................................................. 181 Gambar 69 Konsumsi Energi Final Berdasarkan Sektor Tahun 2006-2010 (BOE) . 192 Gambar 70 Sebelas Sektor Fokus Pengembangan Transisi Ekonomi Hijau ............. 198 vi
Gambar 71 Perbandingan PDB Konvensional dan PDB Hijau Indonesia ................. 199 Gambar 72 Perbandingan Pola Hubungan Konsumsi Energi dan Emisi CO2 untuk Lima Negara Berkembang ......................................................................... 201 Gambar 73 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Cina ............ 202 Gambar 74 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Thailand ..... 203 Gambar 75 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Turki ........... 203 Gambar 76 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Brazil .......... 204 Gambar 77 Target Bauran Energi 2025 dan Potensi Emisi Relatif Sumber Energi. 204 Gambar 78 Proyeksi Emisi CO2 dari Penggunaan Bahan Bakar Fosil di Indonesia 205 Gambar 79 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Indonesia .... 205 Gambar 80 Klasifikasi Harga Eceran Aktual Energi dalam Interval Dua Tahun .... 206 Gambar 81 Perbandingan Harga Eceran Gasoline dan Diesel di Beberapa Negara Tahun 2000-2012 ........................................................................................ 206 Gambar 82 Kebijakan Harga Listrik Tahun 2011 per Kategori Tarif ........................ 207 Gambar 83 Konsumsi Gasoline per Kapita pada Tingkat PDB per Kapita yang Berbeda-beda untuk Beberapa Negara Tahun 1986-2010 ...................... 208 Gambar 84 Trade-off antara CNG dan Gasoline di Indonesia pada Harga Tahun 2012 .................................................................................................................. 210
vii
1 Energi 1.1
Pendahuluan
1. Pertumbuhan ekonomi sebesar 6,23 persen dan laju pertumbuhan penduduk sekitar 1,39 persen pada tahun 2012 mengindikasikan bahwa kebutuhan energi juga akan meningkat karena energi merupakan faktor pendorong pertumbuhan ekonomi dan mempunyai peranan penting dalam kehidupan sosial-ekonomi masyarakat. Saat ini, pertumbuhan konsumsi energi rata-rata per tahun mencapai 7 persen. 2. Kebutuhan energi dapat dipenuhi dari produksi dalam negeri maupun dari impor. Produksi dalam negeri sebagian besar berasal dari jenis energi fosil yaitu minyak bumi, gas alam, dan batubara. Hanya sebagian kecil saja yang berasal dari jenis energi baru dan terbarukan. Produksi dalam negeri tidak sepenuhnya dapat dikonsumsi di dalam negeri, sebagian di antaranya diekspor ke luar negeri dan menghasilkan penerimaan negara, terutama gas alam dan batubara. 3. Pemanfaatan jenis energi fosil perlu dikelola dengan lebih efisien dan berkesinambungan. Energi fosil merupakan energi yang tidak terbarukan, untuk itu penggunaannya harus dilakukan seefisien mungkin dan dapat dimanfaatkan dalam kurun waktu sepanjang mungkin serta memberikan nilai tambah. Peralihan pemanfaatan energi fosil ke energi baru dan terbarukan harus didorong dan terus dilakukan. Keberpihakan pada energi baru dan terbarukan baik dalam bentuk insentif maupun dukungan riset dan teknologi menjadi kewajiban pemerintah untuk mewujudkannya. 4. Akses masyarakat dan industri untuk mendapatkan jaminan suplai energi masih perlu ditingkatkan. Produksi gas dan batubara belum secara optimal dapat dimanfaatkan di dalam negeri. Ketersediaan infrastruktur energi sebuah keniscayaan, tanpa infrastruktur maka distribusi energi tidak akan dapat berjalan lancar. Pembangunan pembangkit listrik berbahan bakar gas, batubara, dan energi baru dan terbarukan harus diperluas untuk menggantikan pembangkit berbahan bakar minyak. Infrastruktur jaringan pipa gas, stasion bahan bakar gas, dan receiving gas terminal perlu dipercepat untuk memanfaatkan gas di dalam negeri.
1.2
Kondisi Kebutuhan dan Penyediaan Energi
5. Dalam rangka memenuhi kebutuhan energi dan mendukung pertumbuhan ekonomi, pemerintah telah berupaya untuk meningkatkan kapasitas energi, pemanfaatan energi alternatif terutama panas bumi, dan melakukan konversi penggunaan bahan bakar minyak (BBM) ke bahan bakar gas (BBG).
1.2.1 Kondisi Kebutuhan Energi Final 6. Konsumsi energi dan pertumbuhan ekonomi selalu memiliki hubungan, meskipun arah dari hubungan kausal ini masih diperdebatkan, apakah pertumbuhan ekonomi mendorong konsumsi energi atau sebaliknya bahwa konsumsi energi merupakan motor penggerak pertumbuhan ekonomi. Untuk 1
Indonesia, pertumbuhan ekonomi yang tinggi umumnya selalu dibarengi dengan pertumbuhan konsumsi energi yang tinggi juga sehingga untuk perkiraan kebutuhan energi final perlu memperhatikan tingkat output nasional pada pendapatan domestik bruto. 7. Secara makro, selama satu dekade terakhir indonesia termasuk ke dalam negara yang memiliki pertumbuhan ekonomi yang stabil. Walaupun secara global ekonomi dunia mengalami beberapa konstraksi di tahun 2008 – 2010 namun sejak tahun 2000, indonesia secara umum mengalami akselerasi pertumbuhan ekonomi dari 3,83 persen menjadi 6,29 persen di tahun 2012. 8. Faktor pendorong kebutuhan energi lainnya adalah kondisi demografi Indonesia. Hasil sensus penduduk yang dilaksanakan oleh BPS tahun 2010 menunjukkan laju pertumbuhan penduduk rata-rata dari tahun 2000 sampai 2010 sebesar 1,46 persen. Berdasarkan Buku Proyeksi Penduduk Indonesia yang disusun Bappenas bersama BPS penduduk Indonesia diperkirakan akan mengalami rata-rata pertumbuhan sebesar 1,29 persen di tahun 2011-2015 yang kemudian melambat menjadi 1,1 persen di tahun 2015-2020, 0,95 persen di tahun 2020 – 2025 dan menjadi 0,78 di tahun 2025-2030. 9. Faktor eksternal yang berpengaruh pada konsumsi energi nasional adalah kondisi ekonomi global dan perkembangan harga komodistas energi. Pertumbuhan ekonomi global cenderung melemah sebagai dampak dari resesi di negara-negara Zona Euro paska krisis utang dan lambatnya pemulihan ekonomi Amerika Serikat paska krisis finansial. Ekonomi AS secara perlahan mulai membaik meski masih rentan dan dibayangi isu keterbatasan stimulus fiskal (fiscal cliff) serta krisis lapangan pekerjaan. Resesi di Eropa dan Amerika Serikat tersebut mempengaruhi hampir seluruh negara di dunia akibat ekonomi dunia yang makin terintegrasi. Negara-negara Asia yang diharapkan mampu menjadi mesin pendorong pertumbuhan global justru pertumbuhan ekonominya terhambat. 10. Pertumbuhan ekonomi global yang melambat juga diikuti dengan penurunan harga komoditas yang cukup tajam sehingga menyebabkan penurunan ekspor dari negara-negara berkembang, termasuk Indonesia. Khusus komoditas energi, sampai tahun 2008 harga minyak dunia naik secara signifikan. Di Indonesia harga minyak Indonesian Crude Price (ICP) dari tahun 2001 sampai 2008 mengalami kenaikan rata-rata 23,5 persen dari 21,94 USD per barel menjadi 96,13 USD per barel dengan kenaikan tertinggi di tahun 2005 dan 2008 yang mencapai hampir 20 USD per barel. Pada tahun 2009 seiring dengan puncak krisis global ICP terjun bebas ke angka 61,58 USD per barel yang kemudian setelah itu sampai 2011 terjadi kenaikan ICP pesat sebesar 34,5 persen per tahun yang mencapai 111,5 USD per barel. 11. Harga gas internasional LNG untuk pengiriman Jepang CIF dari tahun 2000 – 2011 mengalami kenaikan rata-rata 10,94 persen dari 4,72 USD/mBTU menjadi 14,73 USD/mmBtu. Perkembangan terakhir keberhasilan penemuan cadangan di beberapa proyek unconvensional gas sejak tahun 2008 di Amerika dan Kanada mendorong penurunan harga gas. Harga gas Indeks Hub di tahun 2009 mengalami penurunan sebesar 56,05 persen dari 8,85 USD/mmBtu menjadi 3,89 USD/mmBtu yang kemudian stabil sampai tahun 2011 di angka 4,01 USD/mmBTU. Demikian juga dengan indeks alberta kanada yang turun 57,7 persen dari 7,99 USD/mmBTU 2
menjadi 3,38 USD/mmBTU dan stabil di angka tahun 3,47 di tahun 2011. Dengan adanya perbedaan gap antara harga gas domestik Amerika dengan harga gas ekspor regional, di tahun mendatang ada kemungkinan ekspor gas dari Amerika ke wilayah Asia Pasifik sehingga harga ekspor gas regional akan berpotensi turun. Untuk komoditas batubara, terjadi peningkatan harga batubara ekspor secara signifikan dari tahun 2003 sampai 2011 dengan kenaikan rata-rata 15,95 persen per tahun dari 28,63 USD/Ton menjadi 93,56 USD/ton. Seiring dengan perlambatan ekonomi India dan China sebagai konsumen batubara terbesar di tahun 2012 dan 2013, harga batubara secara global mengalami koreksi yang cukup dalam. Tabel 1 Perkembangan Rasio Harga Komoditas Energi Tahun Batubara (FOB) LNG (FOB) ICP Rasio Batubara Rasio LNG Rasio ICP
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
6,92
7,50
7,01
6,70
10,06
8,53
9,59
12,81
12,81
16,26
20,42
21,88
24,00
24,78
26,95
33,41
40,03
47,27
50,33
66,65
66,65
38,70
43,49
65,70
113,63
112,47
114,38
110,50
107,57
110,55
114,14
109,02
114,78
109,02
114,38
111,55
0,00
0,00
0,00
0,00
0,01
0,00
0,00
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,02
0,02
0,02
0,03
0,03
0,03
0,02
0,02
0,03
0,06
0,06
0,06
0,06
0,05
0,06
0,06
0,05
0,06
0,05
0,06
0,06
12. Dari tabel di atas dapat diambil kesimpulan bahwa secara regional batubara masih menjadi energi fosil termurah dengan rasio harga 1 sampai 3 sampai 5 di tahun 2011. Rasio ini semakin berkurang dari tahun 2000. Hal ini disebabkan banyaknya peralihan dari minyak ke batubara sehingga mengakibatkan excess demand yang pada akhirnya menyebabkan peningkatan harga batubara secara signifikan. Tren ini diperkirakan akan terus terjadi dengan sedikit penurunan harga gas sehingga rasio harga akan berkisar di harga gas akan semakin kompetitif dengan harga batubara. Memperhatikan kondisi ini perlu adanya percepatan pembangunan infrastruktur gas untuk memaksimalkan pemanfaatannya. 13. Untuk mengantisipasi hal tersebut, pemerintah saat ini sedang gencar melakukan upaya untuk mengurangi penggunaan BBM dan beralih ke penggunaan bahan bakar gas terutama di sektor rumah tangga dan transportasi. Penggunaan BBG untuk rumah tangga melalui program konversi minyak tanah ke LPG 3 kg dan pembangunan jaringan gas kota. Sedangkan di sektor transportasi melalui percepatan pembangunan stasiun pengisian BBG (SPBG) serta penyediaan dan pendistribusian konverter kit. 14. Secara umum, sektor pengguna energi Indonesia digolongkan menjadi 5 yaitu: - Rumah Tangga yaitu sektor pengguna yang memanfaatkan energi untuk keperluan di rumah tangga seperti memasak, penerangan dan lainnya, tetapi tidak termasuk penggunaan untuk mobil pribadi. - Industri yaitu sektor pengguna yang memanfaatkan energi untuk keperluan proses industri seperti pemanasan langsung, penerangan dan peralatan mesin tetapi tidak termasuk energi yang digunakan untuk pembangkitan listrik. Golongan dalam industri ini disesuaikan dengan penggolongan industri pengolahan non migas dalam PDB seperti kelompok industri makanan, tekstil, 3
-
-
-
kayu, kimia, non logam, logam, mesin dan lainnya. Komersial yaitu sektor pengguna yang memanfaatkan energi untuk penerangan, AC, peralatan mesin, peralatan memasak dan pemanasan air tetapi tidak termasuk konsumsi untuk transportasi. Termasuk ke dalam golongan ini adalah kelompok komesial dan bisnis umum seperti perdagangan, hotel, restoran, jasa keuangan, pemerintahan, sekolah dan lainnya. Transportasi yaitu sektor pengguna yang memanfaatkan energi untuk keperluan transportasi di semua sektor ekonomi. Subsektor transportsi meliputi transportasi darat (mobil penumpang, sepeda motor, truk dan bis), transportsi udara, transportasi laut, transportasi penyebrangan, dan kereta api. Sektor lainnya.yaitu sektor pengguna yang memanfaatkan energi untuk keperluan perikanan, konstruksi dan pertambangan. Sektor non energi yaitu sektor pengguna yang memenafaatkan komoditas energi untuk keperluan energi meliputi minyak pelumas, bahan baku untuk industri petrokimia (naphta, gas bumi dan kokas), bahan baku gas untuk methanol dan pupuk.
15. Kebutuhan energi sektor rumah tangga erat kaitannya dengan perubahan kesejahteraan. Semakin sejahtera, penggunaan energi semakin meningkat. Dari tahun 2000, penduduk miskin cenderung turun rata-rata 2,45 persen dari 39 juta orang (19,41 persen penduduk) menjadi 30,12 juta orang (12,49 persen penduduk) di tahun 2011. Pemanfaatan energi di sektor rumah tangga meningkat rata-rata 1,45 persen dari 297 juta SBM di tahun 2000 ke 319 juta SBM di tahun 2007 yang kemudian menurun sampai tahun 2010 di angka 310 juta SBM. Pada tahun 2011, terjadi peningkatan yang cukup tinggi ke angka 320 juta SBM. (Tabel 2). Walaupun demikian, secara keseluruhan terjadi penurunan intensitas konsumsi energi di sektor rumah tangga dari tahun 2000 sampai 2011 sebesar 0,8 persen per tahun dari 1,43 SBM per kapita menjadi 1,31 SBM per kapita. Mulai tahun 2007, program konversi minyak tanah ke gas dijalankan. Dengan program tersebut sampai tahun 2011, telah terjadi penurunan rata-rata intensitas konsumsi minyak tanah per kapita sebesar 34 persen yang disubstitusi oleh LPG yang mengalami peningkatan sebesar 41 persen. Tabel 2 Konsumsi Energi per Kapita 2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Total Konsumsi Energi (juta SBM)
Tahun
296,57
301,35
303,03
309,05
314,12
313,77
312,72
319,33
316,80
314,09
310,52
320,37
Jumlah Penduduk (juta orang)
205,84
208,65
212,00
215,28
217,85
218,87
222,19
225,64
228,52
234,43
237,64
241,13
Konsumsi Energi Per Kapita (SBM/orang)
1,44
1,44
1,43
1,44
1,44
1,43
1,41
1,42
1,39
1,34
1,31
1,33
16. Pemanfaatan energi di rumah tangga masih didominasi oleh penggunaan kayu bakar secara tradisional terutama di daerah pedesaan dengan porsi sampai 70 persen. Bila penggunaan kayubakar di rumah tangga ini dikecualikan, jenis 4
energi terbesar yang dikonsumsi rumah tangga adalah listrik dan LPG yang masing-masing meliputi 46 dan 41 persen di tahun 2011. Peningkatan porsi LPG ini sangat signifikan mengingat di tahun 2007 porsinya hanya 9 persen. LPG berpotensi terus meningkat dan menjadi jenis energi utama dalam rumah tangga seiring dengan berlanjutnya program konversi minyak tanah dan potensi peralihan dari energi biomassa tradisional (kayu bakar). Akibatnya impor LPG akan semakin membengkak dan berpotensi membebani anggaran negara melalui kebijakan subsidinya. Perlu dikaji mengenai percepatan program gas kota atau program kompor listrik di beberapa tahun mendatang. 100% 80% 60% 40% 20% 0% 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Lainnya
Mesin
Logam
Non Logam
Kertas
Kayu
Tekstil
Makanan
Kimia
Gambar 1 Proporsi Penggunaan Energi Industri Berdasarkan Kelompok Industri 17. Sementara itu, pemanfaatan sektor industri dan sektor komersil sangat dipengaruhi oleh struktur ekonomi Indonesia yang dinamis. Sektor komersil (perdagangan, jasa dan keuangan) mengalami pertumbuhan rata-rata sebesar 6,15 persen dari 470 triliun di tahun 2000 menjadi 970 triliun (nilai konstan 2000) di tahun 2012. Oleh karenanya porsi sektor ini terhadap PDB konstan 2000 meningkat dari 33,69 persen di tahun 2000 menjadi 37,06 persen di tahun 2012. Sementara sektor industri pengolahan non migas mengalami kenaikan rata-rata 5,34 persen dari 367 triliun di tahun 2000 menjadi 625 triliun di tahun 2012. Walaupun begitu, porsi industri terhadap PDB mengalami fluktuasi. Porsi sektor industri naik dari 23,84 persen di tahun 2000 menjadi 25,30 persen di tahun 2005 yang kemudian terus menurun sampai tahun 2010 menjadi 23,76 persen seiring dengan lesunya perlambatan ekonomi global. Sampai tahun 2012, porsi industri mengalami kenaikan menjadi 23,86 persen. Subsektor industri yang mengalami peningkatan porsi secara signifikan dari tahun 2000 sampai 2011 adalah sub sektor industri permesinan dan alat transportasi yang merupakan industri hilir. Konsumsi energinya tidak sebesar pada industri hulu. Pada tahun 2000, porsi subsektor ini masih 20,7 persen sementara pada tahun 2011 porsinya menjadi 34,6 persen. Subsektor lainnya yang cukup dominan adalah subsektor industri makanan. Tren data dari tahun 2000 sampai 2011 menunjukkan subsektor industri makanan mengalami penurunan porsi dari 33 persen menjadi 30 persen. Demikian juga dengan industri tekstil yang mengalami penurunan porsi dari 14 persen di tahun 2000 menjadi 10 persen di tahun 2011 sebagai pengaruh gempuran produk tekstil Cina. Dari gambar di atas terlihat kelompok industri hulu seperti industri logam dasar, semen, keramik dan non logam, serta kertas dan kayu yang memerlukan konsumsi energi yang besar umumnya mengalami penurunan 5
sementara industri hilir seperti mesin dan lainnya relatif konstan dan bahkan meningkat. 18. Pemanfaatan energi untuk sektor industri tahun 2000 sampai 2011 meningkat rata-rata 3,06 persen dari 258,18 juta SBM menjadi 359,62 juta SBM. Walau demikian terjadi penurunan intensitas pemanfaatan energi sebesar 2,16 persen dari dari 0,78 SBM per juta rupiah output di tahun 2000 menjadi 0,61 SBM per juta rupiah di tahun 2011. Penurunan ini disebabkan oleh salah satu atau ketiga faktor berikut: - Terjadinya pergeseran jenis industri, dari industri padat energi menjadi industri yang lebih padat modal, dan/atau - Terjadinya pergeseran dari industri hulu yang membutuhkan energi besar menjadi industri hilir yang memerlukan energi lebih sedikit, dan/atau - Proses produksi dan mesin industri yang baru mengkonsumsi lebih sedikit energi atau hemat energi. 19. Pemanfaatan energi di sektor industri mengalami pergeseran dari dominasi bahan bakar minyak ke batubara. Pada periode ini penggunaan batubara meningkat rata-rata 7,7 persen dari 0,11 SBM per juta rupiah menjadi 0,25 SBM per juta rupiah. Sementara rata-rata penurunan intensitas bahan bakar minyak (FO, diesel, dan kerosen) tahun 2000 – 2011 mencapai 30 persen per tahun dari 0,23 SBM per juta rupiah menjadi 0,08 SBM per juta rupiah. 100% 90% 80%
70% 60% 50% 40%
30% 20% 10% 0% 2000
2001
Biomass
2002 Coal
2003
Briquette
2004 Gas
2005
2006
Kerosene
2007
ADO
IDO
2008 FO
2009 LPG
2010
2011
Electricity
Gambar 2 Proporsi Penggunaan Energi Industri Berdasarkan Sumber Energi 20. Pangsa batubara meningkat dari hanya 13,97 persen di tahun 2000 menjadi 40,2 persen di tahun 2011. Sementara pangsa bahan bakar minyak mengalami penurunan dari 29,75 persen menjadi 12,78 persen. Sementara penggunaan gas untuk industri mulai naik sejak kenaikan minyak yang cukup signifikan di tahun 2008 dari 29 persen di tahun 2007 menjadi 30 persen di tahun 2009 dan sedikit menurun di tahun 2011 di angka 25 persen. Tingginya dominasi penggunaan batubara ini tentunya akan berdampak buruk terhadap kondisi lingkungan. Optimalisasi pemanfaatan gas seringkali terkendala masalah jaminan pasokan dan kondisi infrastruktur distribusi yang kurang. 6
21. Untuk sektor komersil, porsi yang dominan adalah subsektor perdagangan dan hotel yang mencakup 47 persen dari keseluruhan sektor komersil. Pada periode 2000 sampai 2011, konsumsi sektor komersil mengalami peningkatan 20 juta SBM menjadi 32,96 juta SBM. Secara intensitas terjadi penurunan rata-rata 1,76 persen dari 40 SBM per triliun rupiah ke 36 SBM per triliun rupiah. Penurunan terbesar ada pada penggunaan kerosene sebesar 18 persen. Diesel dan LPG mengalami penurunan yang hampir sama di kisaran 5 persen. Energi yang meningkat secara signifikan adalah gas alam sebesar 15 persen. 22. Pertumbuhan konsumsi energi di sektor transportasi tahun 2000 - 2011 meningkat rata-rata sebesar 6,44 persen dari 139 juta SBM menjadi 277 juta SBM. Berdasarkan kajian Pertamina, sebanyak 88 persen BBM sektor transportasi dikonsumsi transportasi darat dengan perkiraan bensin untuk transportasi darat dikonsumsi oleh mobil penumpang sebanyak 60 persen dan sepeda motor sebanyak 40 persen. Sementara untuk solar, konsumsi terbesar oleh truk sebanyak 43 persen, bis 40 persen dan mobil penumpang sebanyak 17 persen. 23. Penggunaan gas (bahan bakar gas) untuk sektor transportasi masih terbatas, Harga jual BBG rendah, sehingga tidak menjamin pasokan gas, Infrastruktur BBG (SPBG dan jaringan gas) terbatas/belum terbangun. Sampai dengan 2013, telah dibangun 16 SPBG, 22 km jaringan pipa gas, dan pendistribusian konverter kit 7.500 unit. Tahun 2014 akan dibangun 13 SPBG, jaringan pipa sepanjang 153,8 km, dan penyediaan konverter kit 13.000 unit. Pada tahun 2015, diharapkan badan usaha mulai terlibat didalam penyediaan BBG untuk kendaraan umum, baik dalam membangun jaringan pipa BBG maupun SPBG (60-70 unit), termasuk dalam penyediaan konverter kit (80-85 ribu unit), serta penyediaan BBG di kota-kota lain. Tabel 3 Intensitas Penggunaan Energi per Kendaraan Tahun Total Konsumsi Energi (juta SBM) Jumlah Kendaraan (juta) Konsumsi Energi Per Kendaraan (SBM/ kendaraan)
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
122,5
130,5
133,3
137,5
157,0
157,0
149,7
157,6
173,3
197,9
224,9
244,1
19,0
20,9
23,0
26,6
30,5
37,6
43,3
54,8
61,7
67,3
76,9
85,6
6,4
6,2
5,8
5,2
5,1
4,2
3,5
2,9
2,8
2,9
2,9
2,9
24. Meskipun tren pertumbuhan kendaraan bermotor menunjukkan angka yang sangat besar, namun secara intensitas penggunaan energi per kendaraan mengalami penurunan. Hal ini kemungkinan disebabkan karena peningkatan teknologi kendaraan baru dan/atau penurunan tingkat aktifitas dari masing-masing kendaraan yang disebabkan faktor kejenuhan kemacetan terutama di kota-kota besar. 25. Melihat tren pertumbuhan rata-rata kendaraan moda angkutan darat tahun 2000 sampai 2011 yang mencapai lebih 10 persen, permintaan energi untuk sektor transportasi ini di masa depan akan tetap emnjadi sektor yang dominan selain 7
sektor industri. Kondisi sebagian besar bahan bakar untuk transportasi yang masih disubsidi akan membebani kondisi keuangan negara sehingga perlu segera diambil lankah diversifikasi energi ke energi yang lebih murah seperti gas. Untuk sektor lainnya, dari tahun 2000 sampai 2011 terjadi penurunan rata-rata sebesar 1,42 persen dari 29,05 juta SBM menjadi 24,82 juta SBM. 26. Selain untuk bahan bakar, komoditas energi juga digunakan untuk keperluan non energi di antaranya sebagai bahan baku untuk pabrik pupuk, baja dan by product proses pengolahan minyak seperti oli dan sebagainya. Konsumsi untuk penggunanan non energi di tahun 2011 ini meningkat dari tahun 2000 sampai 2011 sebesar 8.43 persen per tahun. Peningkatan paling tinggi pada penggunaan Oil product yaitu sebesar 16,19 persen per tahun. Sementara pemanfaatan gas sebagai bahan baku untuk industri pupuk dan baja hanya mencapai 0,49 persen per tahun. 27. Secara umum, konsumsi energi periode 2000 sampai 2011 masih didominasi oleh sektor industri dengan porsi di kisaran 30 sampai 22 persen. Di waktu yang sama porsi sektor rumah tangga mengalami penurunan dari 38 persen di tahun 2000 menjadi 29 persen di tahun 2011. Peningkatan yang cukup signifikan dari konsumsi energi adalah di sektor transportasi dari hanya 18 persen di tahun 2000 menjadi 25 persen di tahun 2011.
*tidak termasuk biomasa
Gambar 3 Konsumsi Energi Final Berdasarkan Pengguna Akhir atau End-user Consumers (1990-2011) 28. Sementara bila energi tradisional biomassa tidak disertakan, porsi sektor industri dalam konsumsi energi berkisar 35 sampai 40 persen. Konsumsi energi rumah tangga hanya berkisar 17 persen di tahun 2000 dan semakin menurun menjadi 10 persen di tahun 2011. Sementara untuk sektor transportasi meningkat dari 27 persen menjadi 33 persen. 29. Untuk memenuhi kebutuhan energi terutama sektor transportasi, penyediaan BBM dilakukan melalui dua mekanisme, yakni penyediaan BBM subsidi dan BBM non-subsidi. Selama periode waktu tahun 2000-2011 menunjukkan tingginya konsumsi BBM. Pada tahun 2000 konsumsi BBM sebesar 315.272 juta SBM dan tahun 2011 sebesar 363.827 juta SBM. Dari tampilan Gambar menunjukkan konsumsi BBM yang cukup fluktuatif namun memiliki 8
tren yang meningkat sebesar 1,41 persen selama 11 tahun. Tingginya konsumsi bahan bakar minyak disebabkan oleh disubsidinya beberapa jenis bahan bakar minyak, khususnya bensin (premium) dan solar untuk umum (sektor transportasi dan rumah tangga) dan usaha skala kecil, serta terbatasnya akses energi non-fosil.
Sumber: Buku Statistik Ekonomi dan Energi Indonesia, 2012
Gambar 4 Konsumsi BBM (2000-2011) 30. Konsumsi batubara selama kurun waktu 21 tahun (1990-2011) menunjukkan pertumbuhan yang signifikan yakni sebesar 9,72 persen pertahun. Pada kurun waktu 10 tahun pertama (tahun 1990 sampai dengan tahun 2000) pertumbuhan konsumsi batubara yang cukup berarti dengan rata-rata per tahun sebesar 14,22 persen. Konsumsi batubara pada tahun 1990 adalah sebesar 24,51 juta SBM dan tahun 2000 sebesar 101,6 juta SBM. Sedangkan periode tahun 2001 sampai dengan tahun 2012 mengalami kenaikan pertumbuhan yaitu sebesar 5 persen. Konsumsi batubara pada tahun 2001 dan 2012 adalah sebesar119,98 SBM dan 208,20 juta SBM. 31. Konsumsi gas terutama didorong oleh sektor industri (pupuk dan industri pengolahan) serta pembangkit listrik. Konsumsi gas untuk industri pupuk dan pengolahan mencapai sekitar 34 persen dari total pangsa gas, listrik sekitar 15 persen, serta selebihnya, sekitar 51 persen, untuk ekspor (2011). Penggunaan gas di industri meningkat seiring dengan telah dihilangkannya subsidi solar industri, dan kecenderungan kenaikan ini akan terus terjadi untuk tahun-tahun yang akan datang. Gambar menunjukkan konsumsi gas untuk sektor industri pupuk dan pengolahan untuk beberapa tahun terakhir.
9
industrial sectors, which encourages a significant shift from diesel to natural gas in all industrial sectors. Figure 7 shows the breakdown of industrial gas demand in 2010, 2011 and 2012. Figure 7 Breakdown of Industrial Gas Demand in 2010-2012
Total industrial demand (mmsfcd) 2010 2011 2012 1,096 2,000 2,136
Sumber: Forum Industri Pengguna GasBumi Bumi(FIPGB) - FIPGB Source: Forum Industri Pengguna Gas
Gambar 5 Konsumsi Gas untuk Sektor Industri Pupukand danfor Pengolahan Fertilisers are very significant for Indonesian agriculture the (2010-2012) production of fertilisers natural gas is a crucial resource. There is no alternative feedstock available. The demand for fertilisers is growing and the 1.2.2 Kondisi Penyediaan Energi 32. Peningkatan konsumsi energi final tentu dibarengi dengan peningkatan produksi energi primer, yakni Gas Development Master Planminyak dan gas bumi, batubara. Penggunaan energi final untuk ketiga jenis energi primer (migas dan batubara) diperlihatkan dalam 18 25 October 2013 Gambar 6. Terlihat bahwa produksi batubara meningkat dengan laju pertumbuhan yang sangat tinggi, yakni 14,22 persen per tahun (1990-2000), dan 5 persen per tahun (2001-2012). Pada tahun 2002, produksi batubara secara nasional bahkan sudah melewati penggunaan minyak mentah, dan juga gas. Produksi batubara hanya mencapai jauh kurang dari 200 juta SBM pada tahun 1990, meningkat mencapai 400 juta SBM dalam sepuluh tahun kemudian, dan pada tahun 2011, produksi batubara mencapai 1,2 milyar SBM. 33. Produksi minyak bumi terus mengalami tren penurunan. Penyebab utamanya adalah produksi minyak bumi/mentah yang tidak bergerak dari 1 juta barel per hari, bahkan dalam lima tahun terakhir ini produksinya berada di bawah 1 juta barel per hari. Sejak tahun 2005, penggunaan minyak bumi secara nasional terus berada di bawah 400 juta SBM. 34. Pencapaian produksi minyak bumi masih belum cukup menggembirakan. Hal ini dapat dilihat dari semakin menurunnya produksi minyak bumi bila dibandingkan dengan tahun-tahun sebelumnya. Bila pada tahun 2010 produksi minyak bumi mencapai 945 ribu barel per hari, pada tahun 2011 turun menjadi 902 ribu barel per hari, dan hanya sebesar 860 ribu barel per hari pada tahun 2012 atau selama kurun waktu tersebut produksi minyak bumi mengalami penurunan rata-rata sekitar 4,5 persen. Untuk tahun 2013, produksi minyak bumi diperkirakan mencapai 840 ribu barel per hari.
10
Gambar 6 Produksi Energi Primer: Minyak Bumi, Gas Bumi, dan Batubara (1990-2012) 35. Tidak seperti halnya minyak bumi, penggunaan gas bumi terus mengalami kenaikan, dengan laju pertumbuhan sebesar 8,18 persen per tahun (tahun 2001-2012). Laju pertumbuhan penggunaan gas bumi memang jauh berada di bawah pertumbuhan penggunaan batubara, namun kenaikan penggunaan gas terlihat stabil di tingkat laju pertumbuhan tersebut. 36. Mulai tahun 2013, asumsi makro Rencana Kerja Pemerintah tidak hanya dari produksi minyak bumi namun juga telah memasukkan produksi gas bumi. Sebagai gambaran, produksi gas bumi juga mengalami penurunan dari tahun 2010 ke 2012. Pada tahun 2010, produksi gas bumi dapat mencapai 1.582 ribu barel setara minyak per hari, turun menjadi 1.508 dan 1.464 ribu barel setara minyak per hari pada tahun 2011 dan 2012. Pada tahun 2013 diperkirakan produksi gas bumi turun kembali menjadi sebesar 1.240 ribu setara barel minyak per hari. 37. Sementara untuk produksi batubara, terjadi peningkatan selama 20 (dua puluh) tahun terakhir sejalan dengan peningkatan permintaan domestik dan ekspor. Dari tahun 1990 sampai 2000, pertumbuhan produksi energi final untuk sektor ini cukup pesat yakni sebesar 19,67 persen per tahun. Pada tahun 1990 diproduksi sebesar 14,28 juta SBM sedangkan tahun 2000 sebesar 323,57 juta SBM. Sedangkan periode tahun 2001 sampai dengan tahun 2012 mengalami kenaikan pertumbuhan yaitu sebesar 5 persen. Produksi batubara pada tahun 2001 dan 2012 adalah sebesar 388,67 juta SBM dan 1217,28 juta SBM. Produksi batubara Indonesia sebagian besar (80 persen) dihasilkan oleh perusahaan tambang Perjanjian Karya Pengusahaan Pertambangan Batubara (PKB2B) dan sisanya berasal dari BUMN (PTBA) dan KP (Kuasa Penambangan). 11
Gambar 7 Konsumsi dan Produksi Batubara (1990-2012) 38. Di sektor ketenagalistrikan, adanya partisipasi swasta baik itu melalui program percepatan 10.000 MW maupun IPP sangat mendukung tercapainya sasaran tambahan kapasitas pembangkit listrik 3.000 MW per tahun dan peningkatan rasio elektrifikasi. Selama kurun waktu 2010 – 2012 terdapat penambahan kapasitas pembangkit listrik rata-rata 4.035 MW per tahun. Pada tahun 2012, kapasitas pembangkit listrik telah mencapai 44.064 MW atau meningkat sekitar 10,5 persen bila dibandingkan dengan kapasitas pembangkit listrik tahun 2011 sebesar 39.885 MW. Demikian halnya juga dengan rasio elektrifikasi yang terus meningkat dari tahun ke tahun. Rasio elektrifikasi pada tahun 2010 mencapai 67,15 persen, meningkat menjadi 72,95 persen pada tahun 2011 dan 76,56 persen pada tahun 2012. Pada tahun 2013, kapasitas pembangkit listrik diperkirakan bertambah sebesar 4.097 MW atau menjadi 48.161 MW dan rasio elektrifikasi diperkirakan dapat mencapai 79,30 persen. 39. Untuk mengurangi ketergantungan penggunaan BBM pada pembangkit listrik, pemerintah telah berupaya mengembangkan penggunaan energi alternatif terutama panas bumi. Namun demikian, pencapaian pemanfaatan panas bumi untuk pembangkit listrik belum sesuai dengan harapan. Pemerintah telah menargetkan pada tahun 2014, kapasitas terpasang pembangkit listrik yang bersumber dari panas bumi (PLTP) sebesar 5.000 MW. Jika melihat kapasitas terpasang yang saat ini terbangun, rasanya akan sulit untuk mencapai sasaran tersebut. Pada tahun 2010, kapasitas terpasang PLTP adalah sebesar 1.189 MW dan dapat ditingkatkan menjadi 1.226 MW dan 1.341 MW pada tahun 2011 dan 2012. Artinya, peningkatannya tidak cukup siginifikan. Pada tahun 2013, kapasitas terpasang PLTP diperkirakan juga akan meningkat namun tidak cukup signifikan yaitu sebesar 1.346 MW. 40. Pemanfaatan panas bumi baru 4 persen dari total potensi panas bumi dan kapasitas terpasang pembangkit listrik tenaga panas bumi (PLTP) baru mencapai 1.341 MW, dari total potensi 28.000 MW. Lapangan yang sudah menghasilkan listrik adalah lapangan Pertamina, sedangkan yang telah diserahkan ke Pemda 12
(Green Fields) belum ada yang berproduksi – masih dalam proses lelang/tender dan negosiasi (Power Purchase Agreement – PPA) dengan pihak pembeli listrik (PLN) Dari total potensi 28.000 MW, sebanyak 6.000 MW (21 persen) diidentifikasi berada di hutan konservasi dan 6.600 MW (23 persen) berada di hutan lindung.
1.3
Permasalahan dan Isu Strategis pada RPJMN 2010 - 2014
41. Dalam lima tahun mendatang, isu-isu strategis di sektor energi akan berkaitan dengan ‘gap’ yang semain lebar antara kebutuhan energi dengan pasokan energi. Konsumsi BBM, misalnya, akan terus meningkat dengan pertumbuhan diperkirakan mencapai 4,33 persen per tahun. Demikian juga dengan kebutuhan listrik yang semakin tinggi seiring dengan semakin berkembangnya industri manufaktur dan industri pengolahan komoditi. Dilain pihak, produksi minyak bumi tidak akan beranjak banyak dari tingkat produksi dalam dua-tiga tahun terakhir ini. Produksi gas akan meningkat, namun pemanfaatannya akan terkendala oleh infrastruktur gas yang masih terbatas. Secara ringkas pencapaian sampai tahun 2012 dapat dilihat pada Tabel 4.
1.3.1 Produksi dan Cadangan Minyak dan Gas Bumi 42. Sepanjang lima tahun terakhir ini, produksi rata-rata minyak bumi dibawah 1 juta barel per hari. Tingkat produksi yang cukup rendah ini terutama disebabkan oleh sebagian besar produksi minyak bumi berasal dari ladang minyak tua (mature), di mana tingkat produksinya terus mengalami penurunan (natural depletion). Ladang atau sumur minyak yang sudah lama berproduksi terutama yang berlokasi di Sumatera (Minas dan Duri) dan Kalimantan. Jumlah lapangan mature ini sekitar 60 persen dari total lapangan minyak yang saat ini ada, yakni sekitar 670 lapangan minyak. Sumur-sumur yang masih penuh berproduksi (undepleted wells) terletak di sekitar laut Jawa dan Sulawesi (12 persen), sedangkan sumur-sumur baru yang masih dalam early production (20 persen) ataupun dalam tahap eksplorasi atau undeveloped wells (6 persen), umumnya terletak di wiayah timur Indonesia.
13
Tabel 4 Pencapaian Tahun 2010 – 2012 dan Perkiraan Tahun 2013 – 2014 Sasaran
Meningkatnya Kapasitas Energi
Indikator
Meningkatnya Konversi Penggunaan Gas
Target (2014)
Perkembangan Pencapaian
Perkiraan Capaian
2010
2011
2012
2013
2014
Produksi Minyak Bumi
Ribu Barrel/Hari
949
1.010*)
945
902
860
840
870
Produksi Gas Bumi
Ribu Barrel setara Minyak/Hari
1.420
1.633
1.582
1.508
1.464
1.240
1.240
2.024
5.902
4.179
4.097
3.807
Tambahan (MW) Kapasitas Pembangkit
Meningkatnya Pemanfaatan Panas Bumi
Satuan
Baseline (2009)
Terpasang (Kumulatif MW)
31.959
3.000 MW/ Tahun
33.983
39.885
44.064
48.161
51.968
Rasio Elektrifikasi
Persen
65,79
80
67,15
72,95
76,56
79,30
81,4
Kapasitas PLTP
Terpasang (Kumulatif MW)
1.179
5.000
1.189
1.226
1.341
1.346
1.403,6
Pembangunan Jaringan Gas Kota
Kota/Sambungan Rumah (Kumulatif)
2/ 6.210
19/ 80.000
6/ 19.376
9/ 45.576
13/ 57.000
17/ 73.000
21/ 89.000
Pembangunan SPBG
Unit (Kumulatif)
n.a
21
FEED
4
8
15
30
14
2011 © BPMIGAS – All rights reserved
43. Peningkatan produksi selanjutnya dari lapangan yang sudah mature, yakni produksi dari secondary/tertiary recovery, dibutuhkan teknologi baru dan mahal (Enhanced Oil Recovery - EOR)1. Pemanfaatan teknologi EOR ini masih terbatas di beberapa sumur, seperti teknologi steam-flooding (injeksi uap) di lapangan minyak Duri (Chevron Pacific Indonesia – CPI), sejak tahun 19852, dan teknologi Water Flooding (injeksi air) di lapangan minyak Intan, Vita, Aryani, Widuri, Krisna, dan Widuri West (CNOOC); lapangan NE Air Serdang, dan Guruh (JOB Pertamina-Talisman); lapangan Kaji-Semoga (Medco); lapangan Pungut, dan Balam South (CPI); Sabak (BOB); lapangan Kenali Asam, dan Tempino (PT Pertamina). Sedangkan penggunaan teknologi ini di sumur-sumur lainnya masih dalam taraf feasibility study atau penelitian. Sebaran Current & Future EOR di Indonesia
8
©2012 BPMIGAS. All rights reserved. The information consist in this document is exclusively designed and prepared for BPMIGAS’ purposes only. No part of this publication can be reproduced, stored in an information access system, used in a spreadsheet, or distributed in any format or media – electronic, mechanical, photocopy, recording, or any other form – without the written permission from BPMIGAS 8
Gambar 8 Pemanfaatan teknologi Enhanced Oil Recovery (EOR) di lapangan minyak (BP Migas, 2012)
Enhanced Oil Recovery adalah metoda untuk menambah jumlah minyak yang bisa diambil setelah melalui tahap primary dan secondary recovery. EOR biasa juga disebut tertiary recovery yang prinsipnya adalah meng-introduce material lain yang dapat mengubah sifat fisik batuan dan/atau fluida sehingga memudahkan minyak mengalir ke sumur-sumur produksi (BP Migas, 2012). 1
Lapangan minyak Duri, yang terletak di Sumatera, ditemukan pada tahun 1941. Lapangan ini mulai berproduksi (primary) pada tahun 1958, dan mencapai puncaknya pada sekitar tahun 1964 dengan produksi mencapai 50 ribu per barel. Pada tahun 1975 pertama ali dilakukan tes uji coba EOR (Thermal Testing), dan diperlukan sekitar 10 tahun sebelum Steam-Flooding EOR dapat diterapkan untuk meningkatkan produksi ( secondary/tertiary). Mulai tahun 1985, sumur-sumur di lapangan ini menerapkan Steam-Flooding EOR. Produksi awal EOR mencapai 30 ribu barel/hari dan mencapai puncaknya dengan tingkat produksi 296 ribu barel/hari (1994). Produksi minyak rata-rata dari lapangan Duri dengan EOR ini mencapai 200 ribu barel/hari. 2
15
44. Pemanfaatan teknologi EOR ini juga akan dilakukan di beberapa sumur lainnya dalam tahun-tahun mendatang, seperti teknologi Water Flooding di lapangan minyak Pedada dan Beruk (BOB); teknologi CO2 Flooding di lapangan minyak Jati Barang dan N. Gerai (PT Pertamina), teknologi Chemical/surfactant Injection di Minas (CPI), Kaji-Semoga (Medco), Tanjung dan Limau (PT Pertamina), Zamrud (BOB), Handil (Total); teknologi Steam Flooding di lapangan N. Duri, Batang, dan Kulin (CPI), serta teknologi Microbialdi lapangan minyak KS/TMP/LS (PT Pertamina). Gambar 8 memperlihatkan sebaran dan jenis teknologi EOR yang sudah/akan diterapkan di beberapa lapangan minyak. 45. Di samping diperlukan waktu yang lama untuk melakukan kelayakan teknologi EOR, ada beberapa tantangan yang diidentifikasi dapat menghambat penggunaan tekbologi EOR guna melakukan produksi dari secondary/tertiary recovery, antara lain: i) keterbatasan informasi subsurface disekitar sumur, terutama yang berkaitan dengan karakteristik reservoir dan pengelolaan reservoir; ii) ketersediaan teknologi EOR yang sesuai dengan kondisi sumur, sehingga diperlukan uji coba teknologi (Research and Development – R&D) yang sesuai; iii) diperlukan biaya yang besar, terutama untuk R&D, sehingga ada potensi mengurangi cash flow secara signifikan; iv) keterbatasan sumber daya manusia yang menguasai teknologi EOR; v) keterbatasan supplier chemical/steam dalam jumlah banyak yang digunakan sebagi surfactant guna mengurangi kerekatan antara minyak dan batuan; vi) keterbatasan aturan mengenai intellectual property rights dari teknologi EOR yang dikembangkan,; dan vii) keterbatasan/kesulitan dalam memitigasi dampak negatif lingkungan, terutama apabila lapangan/sumur minyak berada di daerah dengan padat penduduk. 46. Guna mendorong peningkatan produksi minyak, langkah-langkah antisipasi untuk melakukan tahapan Secondary/Tertiary Recovery, termasuk panerapan EOR, perlu dirancang sejak persetujuan Plan of Development (POD) I untuk kontrak-kontrak PSC yang baru. Insentif untuk secondary/tertiary recover ini dapat diberikan melalui beberapa cara, antara lain adalah melalui mekanisme ‘split’ yang memungkinkan adanya penambahan bagian KKKS untuk memperhitngkan tambahan pengeluaran untuk R&D dan Feasibility Study EOR yang akan diterapkan. Di samping itu, insentif dapat juga diberikan melalui mekanisme investment credit, dan Domestic Market Obligation (DMO). Mekanisme-mekanisme ini dapat secara langsung dan jelas diatur di dalam kontrak kerja sama, PSC. Di samping itu, ada juga insentif yang secara tidak langsung di atur melalui PSC, antara lain adalah melalui peyempurnaan split namun tidak secara eksplisit dituliskan didalam PSC, dan/atau melalui kerjasama antara KKKS dengan Pemerintah dalam melakukan pilot project bersama di dalam penerapan EOR. 47. Kontraktor Kontrak Kerja Sama (Production Sharing Contract – PSC), baik perusahaan swasta internasional/nasional maupun Badan Usaha Milik Negara (BUMN). BUMN (Pertamina EP) menyumbang sekitar 14-15 persen dari produksi minyak bumi nasional. Sekitar 35-40 persen (350-400 ribu barel/hari) berasal dari lapangan minyak yang dikelola oleh Chevron Pacific Indonesia (CPI) di Sumatera, yakni lapangan Duri dan Minas (SLC - Sumatran Light Crude). Produksi minyak dari lapangan Duri dan Minas sudah mulai menurun.
16
48. Dalam 10-20 tahun mendatang, produksi minyak diperkirakan hanya mencapai 700 ribu barel/hari, dan tambahan produksi baru terbesar berasal dari lapangan Banyu Urip di Cepu (130 ribu barel/hari) Pertamina EP. Belum lengkapnya regulasi mengenai pengawasan dan enforcement dalam penyediaan energi karena belum diterapkannya punishment bagi KKS yang tidak memenuhi target POD lifting migas. 49. Kontrak unconventional gas – PSC (shale gas, coal bed methane/CBM) masih sangat terbatas. Meskipun umlah cadangan unconventional gas sangat besar, kegiatan eksplorasi gas tersebut masih terbatas dan belum menjadi perhatian perusahaan migas besar. 50. Potensi cadangan CBM mencapai 453 TCF (trillioncubic feet) dan shale gas mencapai 574 TCF. Pilot project untuk eksplorasi CBM di lapangan gas Rambutan (2004) di Provinsi Sumatera Selatan, dan saat ini telah ditandatangani beberapa kontrak eksplorasi CBM di Sumatera dan Kalimantan. Pemanfaatan CBM untuk pembangkit listrik telah dilakukan dalam skala kecil, sejak tahun 2011. Saat ini telah teridentifikasi beberapa cekungan (basin) dari shale gas, seperti di Sumatera (2), Jawa (3), Kalimantan (2) dan Papua (1). Insentif telah diberikan untuk mempercepat kegiatan eksplorasi gas unconventional, antara lain: split yang fleksibel tergantung dari kondisi lapangan, cost recovery 100%, dengan kontrak 30 tahun. Pengembangan lapangan CBM terkendala oleh rezim perizinan yang belum lengkap (hak eksploitasi dan penguasaan lapangan dikeluarkan oleh dua lembaga/ditjen berbeda). Pengembangan shale gas terkendala oleh belum terakuisisinya teknologi hydraulic fracture/cracking oleh pelaku industri migas dalam negeri, serta penanganan dampak lingkungan/water waste yang banyak.
1.3.2 Penganekaragaman Sumber Daya Energi Primer (Diversifikasi) 51. Harga energi belum dapat mendorong diversifikasi energi yang sehat. Harga BBM bersubsidi menyebabkan energi lainnya tidak kompetitif. Pemanfaatan energi terbarukan, terutama panas bumi, untuk pembangkit listrik masih terbatas. Hal ini disebabkan adanya konflik pemanfaatan lahan, di mana sebagian besar lapangan panas bumi terletak di hutan lindung/konservasi, serta harga produksi listrik yang relatif tinggi. Pemanfaatan gas juga terhambat, karena harga yang relatif rendah, sehingga pasokan gas tidak dapat trjamin dan infrastruktur gas tidak dapat terbangun. 1.3.2.1 Pemanfaatan Panas Bumi 52. Pengembangan lapangan panas bumi untuk pembangkit listrik terhambat. Potensi panas bumi untuk pembangkit listrik mencapai 29.000 MW, namun sampai saat ini (2013) baru 1.343,5 MW (4,7 persen) yang dapat dimanfaatkan untuk membangkitkan listrik. Untuk penyediaan pasokan energi panas bumi jangka menengah dan panjang perlu segera diaktifkan lapangan panas bumi yang telah ditetapkan sebanyak 58 Wilayah Kerja Pengusahaan (WKP). Dalam lima tahun terakhir, penambahan kapasitas pembangkit listrik panas bumi (PLTP) hanya mencapai 157 MW. Lapangan panas bumi umumnya terletak di kawasan hutan lindung dan konservasi, sehingga pengembangannya memerlukan persiapan yang matang dan waktu yang lama. Konflik lahan seperti ini membutuhkan solusi, baik dalam hal mekanisme pengambilan keputusan maupun metoda/alat/analisa yang 17
menjadi dasar dalam pengambilan keputusan. Saat ini, insentif dan instrumen fiskal telah diterapkan, baik berupa penyiapan dana eksplorasi terbatas guna memitigasi sebagian resiko eksplorasi, maupun feed-in tarif, namun belum mampu mempercepat pengembangan lapangan secara sistematis. Untuk wilayah kerja pengusahaan (WKP) lapangan panas bumi yang telah diserahkan kepada pemerintah derah untuk dikembangkan, mekanisme lelang belum memberikan kenyamanan (comfortibility) bagi pengembang panas bumi yang berkualitas untuk ikut-serta dalam proses pelelangan WKP. 53. Harga jual listrik panas bumi berkisar di antara US$ 9-16 sen per kilo watt hour (kwh), relatif lebih tinggi dibandingkan dengan harga jual listrik dari batubara, sebesar US$ 7-9 sen/kwh yang menjadi basis bagi pembelian listrik dari off-taker listrik nasional, yakni Perusahaan Lisrtik Negara (PLN). Feed-in tariff untuk memasukkan faktor eksternalitas dari panas bumi, sebagai sumber energi bersih – mengurangi emisi gas rumah kaca — belum melembaga dan pendanaannya belum dimasukkan sebagai bagian dari APBN. Di samping itu, dengan aturan perundangan yang saat ini berlaku, harga jual listrik yang mejadi basis dari kontrak jual-beli listrik (Power Purchase Agreement – PPA) dengan PLN umumnya belum mendasarkan informasi yang akurat mengenai kualitas reservoir panas bumi. Ketidakpastian ini menjadikan biaya feed-in tariff dari panas bumi masih mengalami kesulitan untuk dibebankan ke dalam APBN. 1.3.2.2 Pemanfaatan LPG dan Gas Bumi 54. Produksi gas cukup stabil, namun penggunaannya di dalam negeri masih belum maksimal. Pemanfaatan gas untuk kebutuhan industri di dalam negeri, seperti untuk bahan baku di industri pupuk dan bahan bakar untuk pembangkit listrik dan industri manufaktur, cukup meningkat, namun masih belum dapat memenuhi kebutuhan gas secara nasional. Pada tahun 2013, pasokan gas ke dalam negeri mencapai 3.774 MMSCFD, atau sekitar 52,1 persen dari total produksi gas nasional. Pasokan gas untuk tiga pengguna strategis, pembangkit listrik, pupuk, dan industri manufaktur, masing-masing mencapai 912,42; 735,84; dan 1.345,05 BBTUD, namun angka ini jauh lebih rendah dari angka kebutuhan gas nasional yang mencapai 7.937,09 BBTUD. Kebijakan Domestic Market Obligation (DMO) serta harga gas yang relatif rendah, dibandingkan dengan BBM, telah memicu konsumsi gas secara signifikan. Gas sebagai bahan baku untuk industri pupuk sangat penting, karena masih langkanya bahan baku pangganti. Permintaan pupuk meningkat pesat dalam beberapa tahun terakhir ini, dan memicu peningkatan permintaan gas bumi. Laju pertumbuhan rata-rata permintaan gas dalam lima tahun terakhir untuk industri pupuk ini mencapai 12 persen per tahun. Demikian juga permintaan gas untuk sektor industri manufaktur, yang terus meningkat dengan laju pertumbuhan sebesar 8 persen per tahun. Walaupun pemanfaatan gas untuk pembangkit tenaga listrik dalam beberapa terakhir mengalami penurunan, dari 948,6 BBTUD (2012) dan 912,4 BBTUD (2013) karena adanya peralihan ke pembangkit dengan bahan bakar batubara (PLTU) namun dalam lima tahun kedepan permintaan gas akan kembali meningkat, seiring dengan laju pertumbuhan kebutuhan listrik nasional.
18
Persentase Volume (%)
120.00% 100.00%
98.86% 87.20% 79.66%
77.56%
80.00%
67.96%
60.00%
51.90%
48.10%
40.00%
32.04% 22.44%
20.34%
20.00%
12.80% 1.14%
0.00% 2007
2008
2009
2010
2011
2012
Tahun Minyak Tanah
LPG (setara minyak tanah)
Sumber: Kementerian ESDM, 2012
Gambar 9 Perbandingan Penggunaan Minyak Tanah dan LPG 55. Di samping ketiga pengguna strategis, gas juga dialokasikan untuk sektor rumah tangga. Konversi BBM jenis minyak tanah ke LPG sudah berhasil menaikkan konsumsi LPG dan menurunkan konsumsi minyak tanah. Bila pada tahun 2007, persentase penggunaan minyak tanah (98,86 persen) lebih tinggi dari LPG (1,14 persen), hal ini berbanding terbalik pada tahun 2012 (12,80 persen vs 87,20 persen) sebagaimana Gambar 9. Saat ini konsumsi minyak tanah mencapai 1,11 juta KL, jauh menurun dibandingkan dengan konsumsi minyak tanah pada tahun 2010, sebesar 2,35 juta KL. Pada tahun 2013, konsumi LPG rumah tangga mencapai 4,40 juta ton, dengan laju pertumbuhan rata-rata 2 persen per tahun. Karena kapasitas kilang LPG nasional terbatas, kebutuhan LPG ini sebagian besar dipenuhi melalui impor. 56. Pasokan gas ke industri dalam negeri terkendala oleh keterbatasan kapasitas infrastruktur gas, yakni pipa transmisi dan distribusi gas, serta fasilitas/terminal regasifikasi. Saat ini pipa transmisi yang ada sepanjang 3.773,82 km, menghubungkan lapangan-lapangan gas di Sumatera ke pusat permintaan gas di Jawa Barat. Namun demikian, kapasitasnya masih terbatas, dan pusat-pusat permintaan gas di Jawa, sepanjang pantai utara Jawa Barat, Tengah, dan Timur, belum terhubung oleh pipa transmisi secara terpadu. Demikian juga jaringan gas distribusi baru dibangun di beberapa kota besar dengan kapasitas terbatas, dengan sebanyak 73 ribu sambungan rumah tangga di 13 kota. Fasilitas atau terminal penerima dan regasifikasi LNG masih belum terbangun sesuai degan kebutuhan, sehingga pasokan gas dalam bentuk LNG masih terbatas. Floating Storage/Receiving Unit (FSRU) yang terletak di Teluk Jakarta baru selesai dibangun (2012), dan saat ini baru dapat menerima pasokan LNG sebesar 3 MMTPA.
19
Tabel 5 Pemanfaatan BBG untuk Sektor Transportasi Jumlah Kendaraan Umum
SPBG yang dibutuhkan
Jabodetabek
77.983
68
Jawa Timur (Surabaya, Gresik, Sidoarjo)
10.774
Sumsel (Palembang)
Wilayah
Alokasi Gas (MMSCFD)
Pembangunan Oleh Pemerintah sd 2014 Konventer KIT
Partisipasi Badan Usaha Membangun SPBG Mulai 2015
SPBG
Jaringan Pipa (km)
23,1
9*)
109,2
59
13
10,2
4
-
9
3.101
5
2,2
4
-
Kaltim (Balikpapan)
5.775
4
1
4
-
-
Jawa Tengah (Semarang)
4.762
4
1
4
35,0
-
Kepri (Batam) Total
2.976 105.371
4 98
1 38,5
4 29
31,8 176,0
69
20.500**)
1
57. Fasilitas penyaluran bahan bakar gas untuk sektor transportasi juga masih sangat terbatas, dan masih terpusat di beberapa kota besar, serta masih melayani sebagian kecil dari kendaraan umum. Sampai saat ini (2013), jumlah SPBG yang dibangun pemerintah baru mencapai 16 unit yang tersebar di di Jabodetabek, Palembang, Surabaya, Gresik, Sidoarjo, dan Balikpapan, dan yang dibangun Badan Usaha sebanyak 25 unit, juga tersebar di Jabodetabek, Surabaya, dan Pekanbaru, serta 22 km jaringan pipa gas, dan konverter kit 7.500 unit. Harga jual BBG rendah sehingga tidak menjamin pasokan gas dan infrastruktur gas (SPBG dan jaringan gas) yang diperlukan. 1.3.2.3 Pemanfaatan Batubara 58. Produksi batubara meningkat namun pemanfaatannya di dalam negeri masih terbatas dan menghadapi tantangan isu lingkungan. Produksi batubara meningkat cukup pesat sejalan dengan peningkatan permintaan domestik dan ekspor. Pada tahun 2013, produksi batubara mencapai 421 juta ton, meningkat dibandingkan dengan produksi pada tahun 2012, yang mencapai 386 juta ton. Namun sebagian besar produksi batubara, terutama yang berkalori tinggi (kandungan kalori diatas 7.100 kalori/gr), diserap oleh pasar ekspor. Pada tahun 2013, ekspor batubara mencapai 83 persen dari total produksi nasional. Jenis batubara yang di konsumsi di dalam negeri umumnya berkalori sedang (dengan kandungan 5100-6100 kalori/gr) dan rendah (lignite) dengan kandungan dibawah 5.100 kalori/gr, atau disebut dengan low rank coal. Penggunaan batubara kalori rendah untuk pembangkit listrik, pada tahun 2013 mencapai sekitar 59 juta ton, atau sekitar 14 persen dari total produksi batubara. 59. Jumlah cadangan batubara dengan jenis low rank coal mencapai 8,7 miliar ton, atau sekitar 41 persen dari total cadangan batubara nasional. Pemanfaatan batubara jenis ini memerlukan teknologi khusus melalui proses upgrading brown coal, sehingga kadar airnya dapat diturunkan, dan pengangkutannya akan lebih ekonomis. Pengubahan batubara menjadi cair (Coal Liquifaction) akan sangat 20
diperlukan guna memanfaatkan batubara menjadi bahan bakar sintetik atau bahan bakar cair pengganti BBM untuk sektor transportasi. Demikian juga pengubahan batubara menjadi gas (Coal Gasification), untuk menghilangkan kandungan/senyawa sulfur dan abu, dapat bermanfaat untuk pembangkit listrik jenis Integrated Gas Coal Combined Cycle (IGCC) sehingga tingkat efisiensinya lebih tinggi, dan emisi CO2 nya dapat dikurangi. Saat ini penerapan beberapa teknologi bersih (Clean Coal Technology) ini masih terbatas sebagai obyek penelitian dan pilot project, dan belum diterapkan secara komersial karena penerapannya memerlukan biaya yang cukup besar. Dengan jumlah cadangan yang besar ini, batubara merupakan sumber energi yang cukup untuk dapat menutup kekurangan sumber energi, setelah minyak, gas, dan energi terbarukan. Namun demikian pemanfaatannya memerlukan beberapa upaya besar, agar pemanfaatannya dapat dilakukan ecara ekonomis dan emisinya dapat di kurangi.
1.3.3 Peningkatan Produktivitas dan Pemerataan Pemanfaatan Energi 60. Pada saat ini Indonesia merupakan pengguna energi yang boros. Hal ini ditunjukkan dengan besaran intensitas energi yang tinggi, manajemen energi serta regulasi reward/punishment belum terlembaga dan tenaga untuk melakukan audit energi terbatas. Di samping itu, insentif dan fasilitas perbankan untuk mendukung upaya penghematan energi juga belum tersedia. 61. Ada kecenderungan masyarakat untuk menggunakan energi secara berlebihan, karena harga energi (BBM/listrik) yang rendah tidak mencerminkan ongkos produksi serta tingkat kepedulian masyarakat atas pentingnya upaya penghematan yang rendah. Potensi penghematan energi di sektor industri, transportasi, komersial dan rumah tangga relatif tinggi sebesar: 10-35 persen. Sesuai PP No. 70 Tahun 2009, sasaran dari upaya efisiensi energi ditujukan ke tiga kelompok: pemanfaatan/pengguna energi industri, transportasi, komersial, dan rumah tangga penyediaan energi kegiatan explorasi dan produksi energi, dan pengusahaan energi pembangkit listrik, transmisi/distribusi, dan kilang minyak. Target penurunan konsumsi energi melalui penghematan mencapai 17 persen dari BAU pada tahun 2025, dan penurunan intensitas energi nasional 1 persen per tahun. Insentif dan fasilitas perbankan untuk mendukung upaya penghematan energi belum tersedia. Peraturan perbankan dari BI belum dapat mengakomodasi pinjaman kredit lunak untuk investasi efisiensi energi, sedangkan perusahaan ESCO (Energy Service Company), diharapkan dapat menjadi jembatan/ intermediasi perbankan dengan industri saat ini yang belum berkembang. 62. Akses energi yang tidak merata terutama jika dilihat dari rasio elektrifikasi dan layanan BBM. Kondisi kepulauan dan demografi menjadi salah satu faktor utama penyebabnya di samping sumber daya energi dan tingkat kebutuhan energi di daerah yang bervariasi. Rasio elektrifikasi menunjukkan ketimpangan pelayanan energi listrik antar daerah. Provinsi di Pulau Jawa memiliki akses yang jauh lebih baik dibandingkan dengan provinsi lainnya. Papua dan NTT merupakan dua provinsi dengan akses listrik yang paling rendah. 63. Pemerintah, BUMN, dan swasta mempunyai peran yang saling mendukung dalam membangun/mengelola infrastruktur energi, Tiga ‘modalities’ institusi kerja sama dalam pembangunan infrastruktur energi: Public Private Partnership (PPP), Penyertaan Modal Pemerintah (PMP), dan Joint Operating Company (JOC). 21
Pemerintah menyiapkan infrastruktur dan anggaran untuk penyediaan energi secara bertahap, tergantung sumber pendanaannya, proyek infrastruktur energi dapat dikelompokkan ke dalam tiga kategori, yakni proyek PPP, BUMN, dan proyek pemerintah. APBN Rupiah Murni dapat membiayai ketiga kategori tersebut, dalam bentuk investasi proyek pemerintah, penyertaan modal (BUMN), garansi (BUMN dan PPP), ataupun memfasilitasi proses transaksi/pengelolaan (PPP). Infrastruktur penyediaan BBM energi yaitu depot, pipa, kapal belum merata sehingga akses energi terbatas.
1.4
Tantangan
64. Tantangan yang dihadapi untuk meningkatkan produksi minyak bumi adalah sumur minyak bumi yang saat ini berproduksi, sebagian besar (62 persen) berasal dari lapangan minyak tua (mature), dimana tingkat produksinya terus mengalami penurunan (natural depletion) sekitar 10-12 persen. Di samping itu, juga terjadi kehilangan potensi produksi terutama terjadi akibat keterlambatan produksi lapangan minyak baru serta akibat penghentian produksi yang direncanakan maupun tidak direncanakan (unplanned shut-down). 65. Berdasarkan data dari PT Pertamina (Persero), pada awal RPJMN 2015 – 2019 akan terjadi peningkatan kebutuhan minyak mentah sebesar 1.496 ribu barel per hari. Sementara kemampuan produksi dari dalam negeri hanya mencapai 914 ribu barel per hari. Artinya, akan terjadi defisit kebutuhan minyak mentah sebesar 582 ribu barel per hari. Dengan asumsi harga minyak mentah sebear USD 100 per barel, maka per hari dibutuhkan devisa sebesar USD 58,2 juta pada tahun 2015. Jumlah defisit kebutuhan minyak mentah akan terus meningkat sampai tahun 2020 yang diperkirakan dapat mencapai 960 ribu barel per hari. 66. Di samping produksi minyak bumi, penyediaan dan distribusi Bahan Bakar Minyak (BBM) juga mempunyai tantangan yang perlu ditangani. Produksi BBM dalam negeri belum mampu untuk mencukupi kebutuhan BBM. Pada tahun 2011, produksi BBM dalam negeri mencapai 237,14 juta barel, sementara impornya sebesar 159,48 juta barel atau 27,27 juta kilo liter. Dengan konsumsi BBM yang mencapai 396,61 juta barel, maka sekitar 40 persennya harus dipenuhi dari impor. Jika mengacu pada harga 1 barel gasoline sebesar USD 88, maka untuk impor diperlukan devisa sebesar USD 14 miliar atau USD 38,4 juta per hari. 67. Konsumsi BBM sebagian besar dipergunakan untuk sektor transportasi sebesar 277,13 juta barel, pembangkit listrik sebesar 66,82 juta barel, sektor industri sebesar 45,89 juta barel, dan sektor komersial sebesar 5,26 juta barel. Transportasi merupakan sektor tertinggi yang menggunakan BBM dengan tingkat pertumbuhan sekitar 8 persen per tahun dalam kurun waktu 2005 – 2011. 68. Pemenuhan konsumsi BBM sangat tergantung dari kapasitas kilang yang dapat berproduksi di dalam negeri atau melalui impor. Berdasarkan data dari PT Pertamina (Persero), kapasitas kilang yang ada hanya dapat memenuhi sekitar 47 persen dari kebutuhan gasoline. Sementara, kapasitas kilang untuk memproduksi diesel lebih tinggi yaitu sebesar 72 persen. Hal ini menunjukan bahwasanya diperlukan tambahan kilang baru maupun upgrading kilang agar dapat meningkatkan kemampuan produksi BBM dalam negeri. 22
69. Untuk mengurangi ketergantungan pada penggunaan BBM, pemanfaatan gas bumi sebagai bahan bakar atau bahan baku merupakan pilihan alternatif yang perlu dilakukan. Di samping energinya lebih bersih, gas bumi juga harganya relatif lebih murah dan potensi cadangannya saat ini lebih banyak ditemukan dibandingkan dengan minyak bumi. Apalagi kalau potensi gas metana batubara dan shale gas dapat dieksplorasi dan dimanfaatkan secara optimal. Namun demikian, peningkatan pemaanfaatan gas bumi menghadapi tantangan terbatasnya infrastruktur dan harga yang relatif tidak berbeda jauh dengan harga BBM yang disubsidi. Sementara, untuk pengembangan gas unconventional, tantangannya adalah menerapkan insentif yang tepat dan penguasaan teknologi. 70. Dari sisi regulasi minyak dan gas bumi, tantangannya adalah merumuskan revisi Undang-undang tentang Minyak dan Gas Bumi yang sejalan dengan beberapa keputusan Mahkamah Konstitusi dan dinamika pengembangan industri minyak dan gas bumi saat ini dan ke depan agar lebih baik lagi. 71. Tantangan yang dihadapi dalam pemanfaatan energi alternatif, terutama panas bumi adalah tumpang tindih lahan dan kebijakan harga. Sebagian besar potensi panas bumi berada di kawasan hutan lindung/konservasi dan proses Izin Pinjam Pakai Kawasan Hutan (IPPKH) untuk pengembangan panas bumi memerlukan waktu yang lama. Dengan demikian, pelaksanaan eksplorasi menjadi terlambat dan berdampak pada rendahnya pemanfaatan panas bumi untuk pembangkit listrik. Di samping itu, untuk mengurangi resiko investasi panas bumi, pemerintah telah menyediakan geothermal fund. Namun dari sisi pemanfaatannya belum optimal. Demikian halnya dengan kebijakan feed-in tariff panas bumi masih perlu kepastian dalam pelaksanaannya. 72. Seperti halnya gas dan panas bumi, untuk pengembangan bahan bakar nabati tantangannya adalah bagaimana menerapkan formula harga indeks pasar yang tepat agar para produsen tertarik untuk memproduksinya. Selain itu, ketersediaan lahan dan bahan baku untuk produksi bahan bakar nabati juga perlu diciptakan. 73. Isu pembangunan energi berkelanjutan menjadi tantangan yang mengemuka dewasa ini seiring dengan komitmen internasional dalam pemanasan global, perubahan iklim, dan pengurangan emisi gas rumah kaca. Konservasi energi merupakan suatu upaya untuk pembangunan energi berkelanjutan melalui penghematan energi dan pengelolaan energi yang ramah lingkungan. Namun demikian, menuju ke arah sana tantangannya adalah meningkatkan kesadaran dan komitmen bersama untuk secara berkala mau melakukan audit energi, menggunakan teknologi yang lebih efisien energi, dan menghemat penggunaan energi.
1.5
Profil Kebutuhan Energi Nasional
1.5.1 Struktur dan Karakteristik Umum Model LEAP Dalam bab ini akan dibahas struktur model LEAP (Long-Range Energy Alternatives Planning System) yang akan digunakan untuk menghitung 74.
kebutuhan energi (baik primer maupun final) untuk tahun-tahun yang akan 23
datang. LEAP adalah software yang digunakan untuk memodelkan supply demand (permintaan – penyediaan) energi, dan mempunyai kelebihan dalam hal fleksibilitas yang tinggi dalam penyusunan struktur model. LEAP juga lebih simpel dibandingkan dengan model-model proyeksi energi lainnya dalam menampilkan struktur model, sehingga model lebih transparan dan mudah difahami. Selain itu, LEAP dapat diperoleh dengan mudah, karena merupakan software yang tidak berbayar untuk kegiatan non profit (pendidikan, pemerintahan, penelitian, dan sebagainya). LEAP akan digunakan untuk melakukan proyeksi permintaan dan penyediaan energi, serta menghitung tingkat emisi CO2 dalam proses produksi dan konsumsi energi. Disamping itu, hasil dari LEAP akan memberikan gambaran posisi ketahanan energi nasional saat ini dan masa mendatang. Selanjutnya, hasil studi ini menjadi referensi dan alat bantu dalam penyusunan rencana dan strategi pembangunan energi Indonesia untuk periode 2015-2019. 75. Metodologi pemodelan dalam LEAP adalah akunting (accounting). Permintaan energi atau pemasokan energi dalam metode akunting ini dihitung dengan menjumlahkan pemakaian dan pemasokan energi masing-masing jenis kegiatan. Secara sederhana, permintaan energi merupakan perkalian antara intensitas pemakaian energi dikalikan dengan aktifitas pemakaian energi. Oleh karena itu, pendekatan LEAP juga disebut sebagai pendekatan intensitas. Sedangkan model penyediaan energi akan menghitung besar produksi energi untuk memenuhi permintaan energi, berdasarkan data-data teknis yang meliputi antara lian adalah jenis teknologi, kapasitas produksi, efisiensi, faktor kapasitas, dan sebagainya. 76.
Struktur model LEAP mengikuti sistem dan arus energi yang terdapat dalam
Referrence Energy System (RES) seperti yang terdapat dalam Gambar 10. Oleh karenanya struktur dalam model proyeksi kebutuhan dan penyediaan energi akan terdiri dari 4 (empat) modul utama dan 3 (tiga) modul tambahan. Modul utama adalah modul-modul standar yang umum digunakan dalam pemodelan energi, yaitu: i) Key Assumptions atau asumsi dasar, ii) Demand, iii) Transformation, dan iv) Resources. Modul tambahan adalah pelengkap terhadap modul utama jika diperlukan, yaitu: i) Statistical Differences, ii) Stock Changes, dan iii) Non Energi Sektor Effects. Biasanya modul tambahan tersebut diperlukan dalam penyusunan data tahun dasar. Modul asumsi dasar digunakan untuk meletakkan variabel-variabel umum yang digunakan di dalam model, seperti jumlah dan laju pertumbuhan penduduk, nilai dan laju pertumbuhan pendapatan domestik bruto (PDB), harga energi, dan nilai tukar rupiah. 77. Modul Demand digunakan untuk meletakkan variabel-variabel permintaan energi, misalnya pemakaian energi di sektor rumah tangga, komersial, transportasi, industri, dsb. Modul Transformation digunakan untuk meletakkan variabel-variabel suplai/pasokan energi, misalnya pembangkit listrik, kilang minyak, kilang gas (LNG dan LPG), pabrik briket batubara, industri biofuel, arang, dll. Modul Resources digunakan untuk memasukkan data cadangan dan potensi energi, seperti: cadangan minyak, potensi tenaga air, potensi biomassa, dsb. Unit analisis yang akan digunakan adalah nasional sehingga akan disusun model supply - demand energi untuk skala nasional.
24
Proyeksi)Kebutuhan)&)Pasokan)Energi) Energi'Primer'
Minyak)bumi)
Transformasi'
Energi'Final'
Demand'Energi'
BBM)
Kilang)minyak)
Rumah)Tangga) Gas)bumi)
Gas)bumi)
Batubara)
Batubara)
Komersial)
Tenaga)air) Pembangkit)) Listrik)
Listrik)
Industri)
Panasbumi) Energi)) terbarukan)
Energi) )terbarukan)
Gambar 10 Referrence Energy System (RES)
Transportasi)
4)
1.5.1.1 Model Permintaan Energi Final 78. Model umum (generic) untuk permintaan energi dikelompokkan menjadi 6 (enam) sektor: i) rumah tangga, ii) industri, iii) transportasi; iv) komersial; v) sektor lainnya, dan vi) sektor khusus/non-energi. Gambar # menunjukkan struktur kelompok dalam perhitungan kebutuhan energi. Rumah Tangga kemudian dibagi beberapa kelompok berdasarkan pendapatannya, dengan catatan bahwa tingkat konsumsi energi berbanding lurus dengan pendapatan. Sektor Rumah Tangga dikelompokkan lagi menjadi 4 (empat), yaitu: i) di bawah garis kemiskinan; ii) berpendapatan rendah; iii) berpendapatan sedang; dan iv) berpendapatan tinggi. Sektor komersial mencakup semua kegiatan yang menghasilkan jasa, yakni: i) jasa perdagangan; ii) jasa penginapan; iii) jasa keuangan; iv) jasa hiburan; dan iv) jasa sosial. Sektor industri dikelompokkan menjadi 9 (sembilan) sub sektor, yaitu: i) industri makanan; ii) Industri tekstil; iii) Industri kayu; iv) Industri kertas; v) Industri kimia; vi) Industri non Logam; vii) Industri logam; viii) Industri permesinan; dan ix) Industri lainnya. Sektor transportasi terdiri atas: i) angkutan jalan raya, yang seterusnya dikelompokkan menjadi kelompok sepeda motor, mobil penumpang, bis, dan truk; ii) angkutan rel; iii) angkutan penyeberangan; iv) angkutan laut, dan v) angkutan udara. Sektor lainnya adalah sektor-sektor pengguna energi seperti konstruksi, pertanian, pertambangan, dan sebagainya. Sektor khusus adalah sektor pemakai energi yang cukup besar dan dominan di suatu provinsi. Sektor khusus ini hanya berlaku untuk provinsi-provinsi tertentu, misalnya: i) Freeport di Papua, dan ii) Newmont di Nusa Tenggara Barat. Gambar # memperlihatkan struktur pengguna energi final di dalam struktur LEAP.
25
Gambar 11 Struktur Pengguna Energi Final (LEAP) 1.5.1.2 Model Pemasokan Energi Model pemasokan energi di dalam LEAP mengacu pada Reference Energy System (skema aliran pasokan energi). Model umum (generic) pemasokan energi 79.
adalah sebagai berikut. (1) Transmisi dan distribusi listrik (2) Pembangkit listrik, terdiri atas: PLTU Batubara PLTU Minyak Bumi PLTGU PLTG PLTD PLTA PLTMH PLTP PLTS PLTB PLT lainnya (3) Kilang minyak (4) Kilang LPG (5) Kilang LNG (6) Pabrik Biofuel (7) Pabrik Briket Batubara (8) Tambang Minyak Bumi (9) Tambang Gas Bumi (10) Tambang Batubara 80. Model umum pemasokan energi di atas dapat disesuaikan dengan kondisi masing-masing provinsi. Pada kenyataannya tidak semua provinsi mempunyai fasilitas pemasokan energi. Sebagai contoh wilayah DI Yogyakarta tidak ada fasilitas pemasokan energi skala besar. 26
Gambar 12 Struktur Pasokan Energi 1.5.1.3 Data yang Dibutuhkan 81. Asumsi dasar dalam permodelan – Tahun dasar dari model supply-demand energi yang disusun disesuaikan dengan ketersediaan data yang ada. Data yang ada pada saat ini (awal 2013) adalah data yang diterbitkan tahun 2012, di mana data terakhir dalam terbitan tersebut adalah data tahun 2011. Kurun waktu yang ditetapkan dalam proyeksi energi dari adalah dari tahun 2013 sampai dengan 2030. Nilai value added dan moneter lainnya menggunakan harga konstan tahun 2000, dan perhitungan emisi CO2 berdasarkan metodologi IPCC. 82. Kebutuhan data untuk penyusunan model supply demand energi menggunakan LEAP dapat dikelompokkan menjadi dua, yaitu data dari sisi demand (permintaan) energi dan data dari sisi supply (penyediaan) energi. Semua data yang akan digunakan adalah data sekunder yang telah dilakukan atau diterbitkan pihak lain. Data sisi demand meliputi data tentang aktifitas ekonomi seperti ton produksi industri atau data nilai tambahnya, jumlah kendaraan, jarak tempuh, luas bangunan, dan lain-lain, serta data konsumsi energi per jenis aktifitas (energy intensity) seperti liter/ton output atau liter/kapita atau rumah tangga, dan lain-lain. Data demand pada dasarnya akan menggunakan data dari BPS (Badan Pusat Statistik dan ditunjang juga dengan data dari asosiasi seperti asosiasi industri semen, besi dan baja, tekstil, produsen kendaraan bermotor, dan lain-lain. serta dari dinas-dinas seperti perindustrian, perhubungan, bapeda serta juga dari data sekretariat RAN/RAD GRK. 83. Data sisi supply meliputi data potensi dan produksi energi primer (batubara, gas bumi, minyak bumi, dan lain-lain), data produksi energi sekunder (BBM, LPG, LNG, listrik, briket batubara, dan lain-lain), data ekspor dan impor, data kapasitas pembangkit, kilang, pabrik briket, dan lain-lain. Data supply pada dasarnya akan menggunakan data yang diterbitkan oleh Kementerian Energi dan Sumber Daya 27
Mineral serta dinas yang membidangi energi di tingkat provinsi. Di samping itu akan juga digunakan data dari BUMN seperti PT Pertamina, PLN, Geodipa, dan lainnya. 84. Berikut ini daftar terbitan yang akan digunakan sebagai data dasar dalam kajian ini. Data demand: (1) Statistik Indonesia 2012 (2) Provinsi Dalam Angka 2012 (3) Susenas 2011 (raw data) (4) Survey Industri 2011 (raw data) (5) Sensus Ekonomi 2010 (raw data) (6) Statistik Transportasi 2012 (7) Statistik Konstruksi 2012 (8) Statistik Pertambangan 2012 Data supply: (9) Handbook of Energy & Economic Statistic of Indonesia 2012, Pusdatin ESDM (10) Statistik PLN 2012 (11) Statistik Migas 2012 (12) Statistik Kelistrikan 2012 (13) Statistik Energi (EBTKE) 2012 (14) Statistik Mineral dan Batubara 2012 (15) Statistik Panasbumi 2012 (16) Statistik Energi Daerah dari 33 Provinsi 85. Selain itu akan digunakan dokumen-dokumen perencanaan yang terkait dengan supply – demand energi yang telah diterbitkan. (1) Perencanaan demand energi antara lain yang tercantum dalam rencana pembangunan yang diterbitkan BAPPEDA (antara lain RPJMD, rencana tata ruang wilayah, rencana kawasan pertumbuhan, Masterplan Percepatan dan Perluasan Pembangunan Ekonomi (MP3EI), RAN-RAD GRK, Renstra sektoral, dan lain-lain. (2) Perencanaan dari sisi supply energi antara lain: Rencana Umum Kelistrikan Nasional, Rencana Umum Penyediaan Tenaga Listrik, Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional, Program percepatan 10.000 MW tahap 1 dan 2, Rencana Induk Konservasi Energi (RIKEN), Domestic Market Obligation (DMO), dan sebagainya. 1.5.1.4 Penghitungan Kebutuhan Energi (Modul Demand) 86. Metodologi pemodelan dalam LEAP adalah akunting (accounting). Permintaan energi atau pemasokan energi dalam metode akunting ini dihitung dengan menjumlahkan pemakaian dan pemasokan energi masing-masing jenis kegiatan. Secara sederhana, permintaan energi merupakan perkalian antara intensitas pemakaian energi dikalikan dengan aktivitas pemakaian energi. Oleh karena itu, pendekatan LEAP juga disebut sebagai pendekatan intensitas. Di lain pihak, model penyediaan energi akan menghitung besar produksi energi untuk memenuhi permintaan energi, berdasarkan data-data teknis yang meliputi antara lain adalah jenis teknologi, kapasitas produksi, efisiensi, faktor kapasitas, dan sebagainya. Data-data intensitas kebutuhan energi didapatkan dari disagregasi 28
data-data pemakaian energi dari masing-masing sektor yang terdapat pada data statistik ESDM (Handbook) tahun 2012 yang kemudian dianalisis perubahan tiap tahunnya sebagai bahan pertimbangan untuk menyusun skenario. 87. Kebutuhan energi, dalam satuan Setara Barel Minyak (SBM), untuk sektor 𝑐𝑒 pengguna pada tahun t untuk kelompok konsumen c dalam jenis energi e atau 𝑑𝑔𝑡 𝑐𝑒 dihitung berdasarkan persamaan (1). (𝐼𝑔𝑡 ) adalah intensitas energi final kelompok konsumen c golongan g pada tahun t untuk kelompok konsumen c dan jenis energi 𝑐𝑒 e, sedangkan (𝑞𝑔𝑡 ) adalah total aktifitas dari konsumen c golongan g pada tahun ke t untuk kelompok konsumen c golongan g dan Jenis Energi c. Satuan intensitas energi dan total aktifitas disesuaikan dengan ketersediaan data dan sektor pengguna. Sebagai contoh untuk konsumen rumah tangga, satuan total aktifitasnya berupa jumlah rumah tangga atau penduduk dan satuan intensitasnya SBM/kapita. Sementara untuk konsumen industri total aktifitasnya berupa rupiah sebagai nilai tambah PDB dan satuan intensitasnya SBM/rupiah-nilai tambah atau pada sektor transportasi, total aktifitasnya berupa jumlah kendaraan dan satuan intensitas dalam SBM/kendaraan). 𝑐𝑒 88. Total aktifitas dari kelompok konsumen c golongan g atau (𝑞𝑔𝑡 ) dihitung dengan mengkalikan terlebih dahulu dengan total aktifitas konsumen secara 𝑐 keseluruhan (𝑞𝑡𝑐𝑒 ) dengan (𝛼𝑔𝑡 ) yang merupakan persentase (share) dari kelompok 𝑐𝑒 konsumen c golongan g pada tahun t dan (𝛱𝑔𝑡 ) yang merupakan tingkat/penetrasi penggunaan jenis energi (persamaan 2). Persamaan (1) d gtce I gtce qgtce
Persamaan (2)
qgtce
q c gt
ce t
ce gt
89. Sebagai ilustrasi berikut contoh perhitungan konsumsi energi final untuk kelompok rumah tangga kaya pada tahun 2011 untuk BBM jenis kerosene. Intensitas konsumsi energi untuk kelompok Rumah Tangga kaya pada tahun 2011 ce untuk BBM jenis kerosene (Igt ) adalah 0,1215 SBM/kapita. Proporsi rumah c tangga kaya (αgt ) adalah 16,14 persen, dengan jumlah penduduk (qce t ) = 241,6 juta, ce dan tingkat penetrasi (Πgt ) = 100 persen. Dengan data-data tersebut, konsumsi BBM jenis kerosene untuk kelompok Rumah Tangga kaya pada tahun 2011 dce gt adalah (0,1215) [(16,14/100)*(214,6)*(100/100)] = 4,807 juta SBM. Dengan cara yang sama dan data-data yang digunakan untuk setiap sub-kelompok konsumen lainnya dan setiap jenis energi, dihitung konsumsi energi finalnya. 1.5.1.5 Penghitungan Proses Konversi Energi (Modul Transformasi) 90. Penghitungan transformasi di model LEAP bersifat demand-driven yang mana masing-masing modul dikalkulasi untuk memenuhi kebutuhan energi hasil perhitungan kebutuhan domestik dan kebutuhan ekspor impor yang sudah ditentukan (seperti contoh alokasi ekspor yang sudah terkontrak pada gas/LNG). Untuk modul transformasi yang pertama kali dihitung (modul yang diletakkan paling dekat dengan demand), kebutuhan domestik ditentukan sesuai dengan kebutuhan final. Setelah masing-masing modul dihitung, kebutuhan domestik dikurangi oleh output yang dihasilkan modul dan ditambah dengan bahan bakar input yang diperlukan modul. 91. Pada model LEAP ini, urutan modul transformasi akan menentukan hasil 29
penghitungan. Oleh karenannya, sebelum penghitungan, harus dipastikan urutan modul transformasi sudah sesuai dengan alur dari sistem energi. Sebagai contoh modul transmisi dan distribusi kelistrikan harus berada di atas modul pembangkitan, dan modul pembangkitan harus berada di atas modul transformasi energi lainnya karena setiap jenis energi dapat mengalir dan dikonversi menjadi energi listrik. Gambar 13 menunjukkan konsep dasar dari penghitungan modul transformasi.
Gambar 13 Proses Penghitungan Modul Transformasi 92.
Dari Gambar 13 dapat diketahui bahwa proses pada modul transformasi 30
bersifat demand-driven yang artinya ditentukan oleh final energy demand dari domestik. Selanjutnya apabila terjadi kelebihan pasokan energi hasil transformasi maka akan dilakukan ekspor secara otomatis atau dijadikan stock tergantung setting yang kita tentukan pada model. Khusus untuk listrik, kelebihan pasokan sementara ini diasumsikan menjadi waste. Untuk masa depan, tidak tertutup kemungkinan energi listrik ini dapat diekspor. Selanjutnya apabila terjadi kekurangan pasokan, maka akan dilakukan impor secara otomatis atau tetap menjadi unmet demand. 93. Mekanisme produksi energi final pada modul transformasi ini akan mengikuti formula sebagai berikut: EF = PC x CF Di mana EF adalah Jumlah Energi Final yang dihasilkan, PC sebagai Kapasitas Produksi dan CF sebagai Capacity Factor (Maksimum ketersediaan dari kapasitas produksi). Khusus untuk kelistrikan proses penghitungan menyertakan variabel Load Factor sehingga formula penghitungannya menjadi : EF = PC x CF x LF 94. Pada modul transformasi listrik ini juga, user dapat memilih mekanisme produksi “Merit Order” di mana user dapat menentukan jenis pembangkit yang akan dijadikan baseload, medium load dan peak load berdasarkan kurva beban yang tersedia seperti pada gambar di bawah. Walau demikian pada simulasi model pada kajian ini, mekanisme ini tidak dilakukan karena tidak tersedianya data kurva beban dan kebijakan merit order dari PLN.
Gambar 14 Kurva Beban pada Sistem Kelistrikan Penghitungan energi primer yang dibutuhkan sebagai input dari produksi energinya dilakukan dengan formula sebagai berikut : EPrimer = EFinal/EF. Di mana EP adalah jumlah energi primer yang dibutuhkan, EF adalah Energi Final yang dihasilkan dan EFF sebagai efisiensi.
31
1.5.2 Skenario BAU Kebutuhan Energi Final dan Primer 95. Seperti telah diuraikan sebelumnya bahwa skenario merupakan rangkaian perkiraan bagaimana sistem energi berubah tiap waktunya pada kondisi aspek sosial ekonomi dan kebijakan tertentu. Pengaturan skenario pada model LEAP menjadi sangat krusial dan dapat dikatakan menjadi aspek pokok dari model LEAP. User dapat menggunakan skenario untuk menjawab berbagai pertanyaan hipotesis seperti apa yang akan terjadi bila kebijakan efisien diterapkan, apa yang akan terjadi jika pengembangan pembangkit dilakukan dengan cara berbeda, apa yang terjadi bila transportasi massal dikembangkan dan banyak pertanyaan lainnya. 96. Semua skenario didasarkan pada skenario ”Current Account” merupakan kondisi saat ini. Current Account dapat merupakan data satu titik maupun berupa data time series. Skenario di LEAP mengandung semua faktor yang dapat berubah sepanjang waktu termsuk hal-hal yang diakibatkan intervensi kebijakan dan yang merefleksikan asumsi sosial ekonomi yang berbeda. Secara umum asumsi dasar yang terdapat pada simulasi model LEAP nasional dapat dilihat pada tabel berikut ini. Tabel 6 Perbandingan Parameter Penentu dari Skenario BAU dan RPJMN 2014-2019 PARAMETER Data Dasar 2011
SKENARIO DASAR
SKENARIO RPJMN
Sudah diverifikasi ke tahun 2000 dan divalidasi sesuai data Handbook of Energy dari Pusdatin KESDM tahun 2012 Data masukan Deputi Ekonomi Bappenas untuk skenario dasar/RPJMN : 2012 = 6.23%; 2013 = 5.7%; 2014 = 5.9%, 2015 = 6.1%, 2016 = 6.3%, 2017 = 6.5%, 2018 = 6.7%, 2019 = 7%
Pertumbuhan GDP Data masukan Deputi Ekonomi Bappenas untuk skenario high/ High RPJMN : 2012 = 6.23%; 2013 = 5.7%; 2014 = 6.1%, 2015 = 6.5%, 2016 = 7%, 2017 = 7.3%, 2018 = 7.4%, 2019 = 7.9%
Pertumbuhan penduduk
Struktur ekonomi (PDB)
Mengikuti Proyeksi Penduduk Bappenas-BPS : 2012- 2015 : 1.29%, 2015-2020 : 1.1%, 2020-2025 : 0.95% 2025 dan setereusnya, 0.78% Skenario DASAR : Porsi industri mengikuti pertumbuhan medium Deputi Ekonomi Bappenas Skenario HIGH : Porsi industri mengikuti pertumbuhan optimis Deputi Ekonomi Bappenas Porsi Komersil di PDB meningkat dengan elastisitas pertumbuhan PDB sebesar 0.13
Demand rumah tangga
Data aktivitas dan intensitas energi bersumber pada raw data susenas 2011 dan di "back casting" ke tahun 2000, berdasarkan Porsi Penduduk miskin menurun menjadi 8 persen di tahun 2019 dan 6 persen di tahun 2025
32
PARAMETER
SKENARIO DASAR
SKENARIO RPJMN
Pertumbuhan sektor transportasi
Mengikuti pertumbuhan GDP/kapita dengan tingkat elastisitas: kendaraan penumpang (1.77), kendaraan roda dua (2.37). Untuk moda lainnya mengikuti pertumbuhan GDP dengan tingkat elastisitas : Truk (1.3), Bus (2.24), Kereta api (0.91), ASDP (0.76), angkutan laut (0.008) dan angkutan udara (0.97)
Khusus untuk transportasi darat : Kendaraan penumpang, roda dua, truk dan bus proyeksi pertumbuhan dipengaruhi strategi Avoid , Shifting dan Improve sampai tahun 2025 yang dapat mengurangi aktifitas kendaraan pribadi di area perkotaan (60 persen) sebesar 40 persen
Proyeksi intensitas energi dan efisiensi infrastruktur
Berdasarkan persentase pertumbuhan hasil "back casting"
Berdasarkan persentase pertumbuhan hasil "back casting" dikurangi roadmap konservasi dari draft RIKEN
1.5.2.1 Skenario Dasar (Berdasarkan Data Historis) 97. Skenario DASAR mengacu kepada data-data sepuluh tahun terakhir, dan data tahun 2011 dianggap sebagai data dasar. Tabel 6. memperlihatkan asumsi dasar yang digunakan untuk memproyeksikan kebutuhan energi. Pertumbuhan GDP mengikuti masukan dari Direktorat Perencanaan Makro Bappenas, yakni pada tahun 2012 sebesar 6,23 persen yang kemudian melambat menjadi 5,7 persen di tahun 2013. Mulai tahun 2014, pertumbuhan ekonomi berakselerasi dari 5,9 persen menjadi 7 persen di tahun 2019. Untuk pertumbuhan penduduk, proyeksi mengikuti proyeksi penduduk BAPPENAS dan BPS (2012), di mana laju pertumbuhan akan mencapai 1,29 persen pada kurun waktu 2012-2015, dan selanjutnya akan menurun menjadi 1,1 persen pada tahun 2015-2020 dan menjadi 0,95 persen sampai dengan tahun 2024 dan 0,78 persen di tahun 2015 dan seterusnya. Proporsi penduduk miskin akan menurun menjadi 8 persen di tahun 2015 dan 6 persen di tahun 2019. 98. Kontribusi sektor industri pengolahan nonmigas terhadap PDB dengan harga konstan 2000 diproyeksikan akan semakin meningkat dari 23,81 persen di tahun 2011 menjadi 24,40 persen di tahun 2015 dan 24,96 persen di tahun 2019. Sementara kontribusi sektor komersial juga akan meningkat dengan elastisitas sebesar 0,137 (rata-rata elastisitas tahun 2000-2011) terhadap pertumbuhan ekonomi. Pertumbuhan jumlah sektor transportasi mengikuti pertumbuhan PDB per kapita dengan tingkat elastisitas untuk mobil penumpang sebesar 1,77 dan sepeda motor sebesar 2,37. Sementara, untuk moda transportasi lainnya mengikuti pertumbuhan PDB yaitu dengan tingkat elastisitas: i) bis sebesar 2,24; ii) truk sebesar 1,3; iii) angkutan asdp sebesar 0,76; iv) kereta api sebesar 0,91; v) angkutan laut 0,008; dan vi) angkutan udara 0,98. 99. Perkembangan intensitas energi di sektor end user disesuaikan dengan data historis yang dikalibrasi dengan data dari Pusdatin ESDM. Untuk pemanfaatan BBM Blending3 hanya dimanfaatkan pada sektor transportasi. Sementara untuk BBM yang dicampurkan dengan Bahan Bakar Nabati (BBN) seperti biodiesel atau bioethanol. Produk akhir dari proses pencampuran ini saat ini dikenal dengan nama pasar Biosolar dan Biopremium. 3
33
penyediaan energi proyeksi dilakukan sesuai dengan tren data historis 2000 – 2011 (Handbook KESDM), seperti produksi minyak bumi mengalami penurunan sebesar 4,03 persen per tahun, produksi gas bumi naik sebesar 1,06 persen per tahun sampai tahun 2019 (tahun puncak produksi gas), produksi batubara meningkat secara logaritmik. Sementara produksi energi listrik didasarkan pada simulasi dari kapasitas yang direncanakan dalam RUPTL 2012-2021. Persentase losses transmisi dan distribusi akan berkurang sebesar 2,57 persen per tahun dari tahun sebelumnya. Proyeksi kelistrikan setelah tahun 2021 dilakukan dengan mengekstrapolasi berdasarkan data progres antara 2011 – 2021. Untuk produksi kilang akan menurun sebesar 1,26 persen per tahun, hal ini disebabkan karena berkurangnya produktivitas kilang seiring dengan semakin tuanya mesin-mesin dan peralatan kilang minyak. 100. Skenario dasar ini lebih bersifat Business as Usual (BAU) yang artinya skenario ini mendasarkan pada tren statistik tanpa melakukan langkah dan kebijakan yang signifikan dalam sektor energi. Oleh karenanya pada penyediaan energi, skenario ini belum memasukkan kebijakan EBTKE yang tercermin pada draft roadmap EBTKE yang saat ini dalam tahap finalisasi dan kebijakan peningkatan produksi migas. Di level demand, skenario ini belum memasukkan kebijakan konversi BBG dan gas rumah tangga. 1.5.2.2 Hasil Proyeksi Kebutuhan Energi – Skenario DASAR 101. Pada skenario DASAR, kebutuhan energi final di tahun 2025 akan mencapai 2.442 juta SBM atau lebih dari 2 kali kebutuhan energi final pada tahun 2011. Pada kurun RPJMN tahap III (2015 – 2019), kebutuhan energi final akan berkisar dari 1.363 sampai 1.689 juta SBM atau rata-rata meningkat dengan laju pertumbuhan sebesar 5,5 persen per tahun. Sebagai penggerak ekonomi nasional, kebutuhan energi sektor industri diperkirakan terus meningkat dan mendominasi total kebutuhan energi final yang kemudian diikuti oleh kebutuhan energi sektor transportasi sebagai sektor pendukung kegiatan ekonomi. 102. Pada skenario DASAR, konsumsi energi sektor industri akan terus meningkat dari 359 juta SBM pada tahun 2011 menjadi 970 juta SBM di tahun 2025. Antara tahun 2015 sampai 2019 konsumsi energi sektor ini meningkat dari 452 juta SBM di tahun 2015 menjadi 602 juta SBM di tahun 2019 dengan laju pertumbuhan rata-rata 7,44 persen per tahun. Tingginya pertumbuhan konsumsi industri ini didorong antara lain oleh kebijakan dan program hilirisasi di sektor industri yang berbasis sumber daya alam seperti industri pengolahan kelapa sawit, industri pengolahan mineral logam dan mineral industri serta komoditas lainnya. Sementara itu, konsumsi sektor transportasi meningkat dari 277 juta SBM di tahun 2011 menjadi 693 juta SBM di tahun 2025. Antara tahun 2015 - 2019 konsumsi energi pada sektor transportasi akan berkisar dari 335 – 431 juta SBM dengan laju pertumbuhan rata-rata 6,49 persen per tahun. Dengan kondisi di atas, pangsa konsumsi energi sektor industri meningkat secara signifikan dari 32,28 persen pada tahun 2011 menjadi dan 39,74 persen di tahun 2025. Pada tahun 2015 – 2019 pangsa konsumsi energi sektor industri berkisar 33,14 – 35,65 persen. Sementara pangsa konsumsi energi sektor transportasi pada periode 2011 sampai 2025 akan terus meningkat sampai 28 persen.
34
103. Sementara untuk sektor komersial, walaupun jumlah konsumsi energinya relatif kecil namun terjadi peningkatan yang signifikan yang bahkan menjadi yang tertinggi dari sektor lainnya. Di tahun 2025, jumlah konsumsi energi untuk sektor komersial diperkirakan akan terus meningkat menjadi 95 juta SBM. Pada tahun 2015 – 2019, konsumsi energi sektor ini berkisar 45 – 60 juta SBM dengan laju pertumbuhan rata-rata 7,71 persen per tahun. Hal sebaliknya terjadi pada sektor rumah tangga yang mengalami pertumbuhan paling kecil yaitu 2,23 persen per tahun sampai tahun 2025. Hal ini menyebabkan penurunan pangsa kebutuhan energi yang cukup signifikan terjadi pada sektor rumah tangga dari 28,76 persen di tahun 2011 menjadi 17,86 persen di tahun 2025. Penurunan ini selain karena penetrasi teknologi yang lebih efisien juga disebabkan akan berkurangnya konsumsi energi tradisional biomassa (kayu bakar) seiring dengan peningkatan kesejahteraan masyarakat. Secara lengkap, perkembangan konsumsi energi final dan perkembangan pangsa berdasarkan sektor pengguna energi sampai tahun 2025 dapat dilihat pada gambar berikut. (Dalam juta SBM)
(Dalam Persen)
3000 2500 2000
3,89
1500 500 2011
2015
2019
2025
Non Energi
98,41
145,41
171,34
210,58
Energi Lainnya
24,82
23,39
26,81
36,22
Energi Komersial
32,93
44,91
60,46
95,1
Energi Transportasi
277,39
335,14
430,97
693,4
Energi Industri
359,27
451,9
602,15
970,55
Energi Rumah Tangga
320,1
362,73
397,2
436,15
Energi Rumah Tangga Energi Komersial
17,86 23,52 26,6 28,76
3,58 3,292,96
1000 0
8,62 10,14 10,66 8,84
Energi Industri Energi Lainnya
2025
28,39 24,92 25,52 24,58
2011
32,28 33,14 35,65
39,74
Energi Transportasi
Energi Rumah Tangga
Energi Industri
Energi Transportasi
Non Energi
Energi Komersial
Energi Lainnya
Non Energi
Gambar 15 Proyeksi Konsumsi dan Pangsa Energi Final Berdasarkan Sektor Pengguna Sampai Tahun 2025 (Skenario DASAR) 104. Berdasarkan jenis energi finalnya, Bahan Bakar Minyak (BBM) masih mendominasi pemanfaatan energi final. Sampai tahun 2025, pemanfaatannya terus meningkat menjadi 752 juta SBM. Pada tahun 2015 – 2019, konsumsi BBM meningkat dari 476 juta SBM menjadi 564 juta SBM dengan laju pertumbuhan rata-rata 4,33 persen per tahun. Walau demikian, pangsa BBM cenderung akan menurun dari 38,18 persen di tahun 2011 menjadi 30,82 persen di tahun 2025. Pangsa BBM di tahun 2015 sampai 2019 akan menurun dari 34,92 persen menjadi 33,40 persen. 105. Peningkatan yang cukup signifikan terjadi pada konsumsi energi BBM Blending, gas dan listrik. Sampai tahun 2025, konsumsi BBM Blending akan terus meningkat menjadi 256 juta SBM. Pada tahun 2015 – 2019, konsumsi BBM meningkat dari 76 juta SBM menjadi 121 juta SBM dengan laju pertumbuhan rata-rata 12,15 persen per tahun. Dengan kondisi tersebut, pangsa BBM Blending akan meningkat dari 4,19 persen di tahun 2011 menjadi 10,48 persen di tahun 2025. Pangsa BBM Blending di tahun 2015 sampai 2019 akan meningkat dari 5,59 persen menjadi 7,15 persen.
35
106. Pada gas, konsumsinya akan meningkat menjadi 436 juta SBM di tahun 2025. Pada tahun 2015 – 2019, konsumsi gas akan berkisar 204 – 274 juta SBM dengan laju pertumbuhan rata-rata 7,62 persen per tahun. Pertumbuhan yang cukup pesat ini menyebabkan peningkatan pangsa gas yang cukup signifikan dari hanya 10,89 persen di tahun 2011 menjadi 14,96 persen di tahun 2015 dan 16,20 persen di tahun 2019. Sementara itu, pemanfaatan listrik juga akan meningkat menjadi 314 juta SBM atau 517 ribu Gwh di tahun 2025. Pada tahun 2015 – 2019, konsumsi listrik akan berkisar 140 – 201 juta SBM atau 231 – 332 ribu Gwh dengan laju pertumbuhan rata-rata 10,11 persen per tahun. Dengan kondisi tersebut, konsumsi energi listrik per kapita akan meningkat dari 654 kwh/kapita di tahun 2011 menjadi masing-masing 905 kwh/kapita, 1.248 kwh/kapita dan 1.849 kwh/kapita di tahun 2015, 2019 dan 2025. Pangsa energi listrik juga akan meningkat dari 8,71 persen di tahun 2011 menjadi 12,88 persen di tahun 2025. 107. Untuk batubara, seluruh konsumsi berasal dari sektor industri yang diperkirakan akan meningkat menjadi 406 juta SBM atau 95 juta ton di tahun 2025. Pada tahun 2015 – 2019, konsumsi batubara akan berkisar 189 – 254 juta SBM atau 44 – 59 juta ton dengan laju pertumbuhan rata-rata 7,62 persen per tahun sehingga akan menyebabkan peningkatan pangsa batubara dari 12,96 persen di tahun 2011 menjadi 13,88 persen di tahun 2015 dan 16,64 persen di tahun 2019. Sementara untuk energi terbarukan yang didominasi oleh penggunaan biomassa tradisional berupa kayu bakar akan menurun menjadi 276 juta SBM di tahun 2025. Pada tahun 2015 sampai 2019, konsumsinya berkisar 277 – 275 juta SBM dengan pertumbuhan rata-rata hanya -0,22 persen per tahun. Oleh karenanya, pangsa EBT ini akan mengalami penurunan dari 25,07 persen di tahun 2011 menjadi 20,36 persen di tahun 2015 dan 16,29 persen di tahun 2019. Secara lengkap, perkembangan konsumsi energi final dan perkembangan pangsa berdasarkan jenis energi sampai tahun 2025 dapat dilihat pada gambar berikut ini. (Dalam juta SBM)
(Dalam Persen)
3000 2500
12,88 11,93 10,29 8,71
2000 1500
10,89 14,96 16,2 17,87
1000 500 0
2011
2015
2019
2025
Listrik
96,93
140,29
201,53
314,46
Gas Bumi
121,2
204,01
273,68
436,29
EBT
279,05
277,58
275,15
276,25
BBM Blending
46,58
76,28
120,68
255,99
BBM
424,89
476,08
564,12
752,64
Batubara
144,26
189,23
253,77
406,37
Batubara
BBM
BBM Blending
EBT
Gas Bumi
16,64 15,03 13,88 12,96
2011 38,18 33,4
25,07
2025
Batubara
Listrik
20,36 16,29 11,31
BBM
34,92 30,82
4,19 5,59 7,15 10,48
BBM Blending
EBT
Gas Bumi
Listrik
Gambar 16 Proyeksi Konsumsi dan Pangsa Energi Final Berdasarkan Jenis Energi Sampai Tahun 2025 (Skenario DASAR) 108. Untuk memenuhi kebutuhan energi, diperlukan sistem penyediaan energi yang handal. Total Primary Energy Supply (TPES) atau total penyediaan energi utama sampai tahun 2025 akan meningkat menjadi 3.183 juta SBM dengan tingkat pertumbuhan rata-rata sebesar 6,14 persen (Tabel 7). Dengan asumsi kapasitas infrastruktur energi yang tidak banyak berubah saat ini, jenis energi batubara, gas bumi dan BBM (termasuk yang blending dengan BBN) akan menjadi pasokan 36
energi yang dibutuhkan. Kondisi ini disebabkan tingkat kebutuhan yang akan sangat tinggi ke depannya dan kapasitas infrastruktur konversi energi saat ini yang masih sangat rendah khususnya untuk BBM. 109. Sebagai konsekuensi, impor beberapa jenis energi akan meningkat diantaranya LPG, BBM dan minyak bumi. Program konversi minyak tanah ke LPG membuat peningkatan tajam dari permintaan LPG. Sementara pada periode yang sama impor BBM terutama dari sektor transportasi akan terus meningkat seiring dengan pertumbuhan ekonomi yang terus membaik dan juga tidak adanya penambahan kilang baru. Di sisi lain, pasokan minyak bumi sebagai bahan baku kilang juga terus menurun dari tahun ke tahun. Sedikitnya penemuan lapangan baru berakibat kurangnya pengembangan sumur-sumur baru yang dapat meningkatkan produksi minyak bumi. Proyeksi jumlah ekspor dan impor secara lengkap dapat dilihat pada Tabel 8 dan Tabel 9. Dengan merujuk pada hasil simulasi tersebut, diperkirakan pada tahun 2024, Indonesia akan menjadi net importir.
37
Tabel 7 Proyeksi Total Primary Energy Supply Sampai Tahun 2025 Dalam juta SBM
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Annual Growth
0
7,01
14,68
21,94
29,7
38,46
48,54
60,24
74,1
89,89
107,89
128,43
151,9
178,72
209,41
0,00%
279,17
277,72
278,05
278,6
278,43
278,27
277,86
277,12
276,05
276,74
277,27
277,59
277,7
277,6
277,28
-0,05%
248,7
245,97
243,27
240,59
237,95
235,33
232,74
230,18
227,65
225,14
222,67
220,22
217,8
215,4
213,03
-1,10%
1,54
1,54
1,54
1,54
1,54
1,54
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0,00%
BBM
203,73
191,74
201,55
213,71
229,78
239,28
253,92
270,37
293,56
319,07
348,29
378,5
410,9
445,68
483,04
6,36%
Panas Bumi
16,49
15,55
15,32
15,92
17,83
25,3
35,93
44,95
59,85
70,44
72,57
78,04
83,67
89,5
95,54
13,37%
Hidro
31,27
29,33
31,9
34,29
37,58
40,66
51,13
52,73
59,35
67,79
76,76
84,37
92,74
101,94
112,05
9,54%
LNG
-176,93
-157,43
-150,68
-144,12
-126
-105,73
-100,75
-98,85
-90,13
-85,63
-81,29
-71,27
-67,21
-63,28
-59,49
-7,49%
LPG
23,91
33,79
41,72
48,68
54,51
59,25
63,06
66,14
68,67
70,74
72,51
74,06
75,47
76,75
77,95
8,81%
Gas Bumi
410,56
432,35
447,23
461,42
471,16
463,8
470,61
479,78
489,45
506,22
527,57
544,21
568,06
595,14
626,05
3,06%
Non BBM
54,55
48,28
50,33
52,71
55,45
58,52
61,86
65,41
69,12
72,96
76,89
80,89
84,95
89,05
93,18
3,90%
Batubara
308,85
341,89
384,64
427,06
463,26
516,61
571,27
634,61
679,07
726,45
783,84
845,28
910,81
980,75
1055,45
9,17%
Total
1401,87
1467,74
1559,54
1652,34
1751,19
1851,29
1966,17
2082,69
2206,76
2339,82
2484,96
2640,33
2806,8
2987,27
3183,51
6,03%
BBM Blending Biomassa (Kayu) Minyak Bumi Listrik
Catatan : Nilai positif untuk Jenis Energi Final seperti BBM, BBM Blending, LNG, LPG dan lainnya menunjukkan net impor. Nilai negatif menunjukkan net ekspor
Tabel 8 Proyeksi Jumlah Impor Energi Sampai Tahun 2025
Dalam juta SBM
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Annual Growth
BBM Blending Minyak Bumi Listrik
0
7,01
14,68
21,94
29,7
38,46
48,54
60,24
74,1
89,89
107,89
128,43
151,9
178,72
209,41
N/A
96,86
96,24
105,03
113,39
121,33
128,88
136,04
142,84
149,29
155,41
161,21
166,7
171,9
176,81
181,46
4,59%
1,54
1,54
1,54
1,54
1,54
1,54
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0,00%
BBM
222,73
190,72
200,05
212,55
229,59
240,58
254,36
270,18
292,89
318,05
347
377,01
409,27
443,94
481,22
5,66%
LPG
23,91
33,79
41,72
48,68
54,51
59,25
63,06
66,14
68,67
70,74
72,51
74,06
75,47
76,75
77,95
8,81%
Gas Bumi
0
59,13
71,2
51,85
34,79
18,46
17,75
0
13,44
50,18
91,97
128,33
152,59
185,46
236,08
N/A
Non BBM
82,59
48,28
50,33
52,71
55,45
58,52
61,86
65,41
69,12
72,96
76,89
80,89
84,95
89,05
93,18
0,87%
Batubara
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,00%
427,83
436,89
484,74
502,84
527,1
545,87
581,79
604,99
667,7
757,41
857,65
955,62
1046,25
1150,92
1279,49
8,14%
Total
Tabel 9 Proyeksi Jumlah Ekspor Energi Sampai Tahun 2025
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Annual Growth
Minyak Bumi
171,29
135,57
135,57
135,57
135,57
135,57
135,57
135,57
135,57
135,57
135,57
135,57
135,57
135,57
135,57
-1,66%
BBM
30,53
19,56
19,08
19,42
20,39
21,88
21,02
20,39
19,91
19,56
19,29
19,09
18,95
18,84
18,76
-3,42%
LNG
176,94
157,43
150,68
144,12
126
105,73
100,75
98,85
90,13
85,63
81,29
71,27
67,21
63,28
59,49
-7,49%
Gas Bumi
163,39
206,82
210,17
182,83
162,31
159,69
158,58
138,15
117,01
113,08
110,59
108,3
87,58
73,09
73,35
-5,56%
Batubara
1173,79
1180,76
1192,19
1193,7
1192,64
1167,09
1134,24
1087,89
1056,6
1019,39
969,83
914,39
853,46
787,04
715,03
-3,48%
1744
1700,14
1707,69
1675,65
1636,92
1589,96
1550,17
1480,85
1419,23
1373,23
1316,57
1248,62
1162,77
1077,82
1002,2
-3,88%
Total
39
110. Secara komposisi, bauran energi Indonesia 4 akan berubah dari dominasi BBM ke dominasi batubara. Gambar 17 memperlihatkan bauran energi yang memperhitungkan biomassa tradisional (kayu). Sampai tahun 2025, terjadi pergeseran di mana BBM akan semakin berkurang menjadi 32,8 persen di tahun 2015; 22,8 persen di tahun 2019; dan 16,4 persen di tahun 2025. Sementara batubara terutama dengan kecenderungan peningkatan kebutuhan terutama untuk pasokan untuk pembangkit dan industri, akan terus meningkat menjadi 24,8 persen di tahun 2015; 32,2 persen di tahun 2019; dan 35,5 persen di tahun 2025. Porsi EBT sendiri akan semakin berkurang. Hal ini disebabkan jenis energi utama yaitu biomassa tradisional berupa kayu bakar mulai ditinggalkan oleh masyarakat pedesaan seiring dengan peningkatan kesejahteraan. 111. Kondisi serupa juga terlihat pada bauran energi tanpa menyertakan biomassa tradisional (Gambar 18). Yang menarik dari gambar tersebut adalah peningkatan bauran EBT non biomassa dari hanya 4,4 persen di tahun 2011 menjadi 12 persen di tahun 2025 atau lebih besar dari skenario DASAR yang hanya 7,8 persen.
Gambar 17 Proyeksi Bauran Energi (dengan Biomassa) Sampai Tahun 2025 (dalam juta SBM) Skenario DASAR
4
Penghitungan bauran energi tidak menyertakan penghitungan listrik dan BBM blending karena energi tersebut merupakan hasil konversi gabungan dari berbagai jenis energi. Selain itu juga untuk menghindari ‘double counting’. 40
Gambar 18 Proyeksi Bauran Energi (Tanpa Biomassa) Sampai Tahun 2025 (dalam juta SBM) Skenario DASAR 112. Pengembangan kapasitas listrik dilakukan untuk memenuhi target elektrifikasi rasio 100 persen di tahun 2019. Selain itu pengembangan kapasitas ini dilakukan untuk memenuhi kebutuhan sektor perekonomian dalam mendukung pertumbuhan ekonomi yang diharapkan akan terus meningkat. Merujuk pada asumsi-asumsi pertumbuhan ekonomi yang diambil, kebutuhan tenaga listrik selanjutnya diproyeksikan dan hasilnya seperti yang ditampilkan pada Tabel 10. Dari tabel tersebut dapat dilihat bahwa kebutuhan energi listrik pada tahun 2025 akan menjadi 517 TWh, atau tumbuh rata-rata 8,77 persen per tahun, sedangkan beban puncak pada tahun 2025 akan menjadi 68.970 MW atau tumbuh rata-rata 7,46 persen per tahun. 113. Sampai tahun 2025, total kapasitas pembangkit yang dibangun PLN akan terus meningkat sampai 118 GW dengan pertumbuhan rata-rata sebesar 8,08 persen per tahun. Sebagian besar dari kapasitas pembangkit berasal dari PLTU batubara. Di tahun 2011, pangsa kapasitas PLTU batubara masih 14,84 GW atau sekitar 40 persen dari total pembangkit namun seiring dengan penyelesaian program Fast Track Program 10.000 MW tahap I yang didominasi PLTU Batubara maka akan meningkat menjadi 67 GW atau 56 persen dari total pembangkit di tahun 2025 kapasitas PLTU Batubara dengan pertumbuhan rata-rata dari tahun 2011 sebesar 11,37 persen per tahun. 114. Selain batubara, pembangkit yang akan mengalami peningkatan cukup tinggi adalah PLTP yang berasal dari panas bumi. Pada tahun 2011, kapasitas pembangkit ini mencapai 1.216 MW dan diharapkan akan meningkat pada tahun 2025 menjadi 10.400 MW dengan pertumbuhan rata-rata sebesar 16,62 persen per tahun. Pembangkit ini bersama pembangkit PLTA (termasuk pico-mini-mikro hidro) diharapkan dapat menjadi pembangkit yang memenuhi kebutuhan listrik pada kondisi baseload. 41
Tabel 10 Perkembangan Kebutuhan dan Beban Puncak Listrik Sampai Tahun 2025 Tahun
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
6,49
6,23
5,70
5,90
6,10
6,30
6,50
6,70
7,00
7,00
7,00
7,00
7,00
7,00
7,00
Total Kebutuhan (Gwh)
159,53
173,53
190,70
209,75
230,89
254,29
277,85
303,56
331,68
357,27
384,81
414,44
446,33
480,64
517,55
Beban Puncak (GW)
25,19
27,06
29,38
31,92
34,70
37,75
41,11
44,32
47,79
50,80
54,01
57,41
61,03
64,88
68,97
Pertumbuhan Ekonomi (%)
Gambar 19 Proyeksi Perkembangan Kapasitas Listrik Sampai Tahun 2025
42
115. Pembangkit lainnya yang diharapkan akan meningkat adalah PLT Biomassa yang meningkat dari 40 MW di tahun 2011 menjadi 270 MW di tahun 2025 dengan pertumbuhan rata-rata sebesar 15 persen per tahun. Apabila disertakan dengan pembangkit yang offgrid (non PLN), jumlah kapasitas pembangkit ini akan lebih besar lagi dimana pada tahun 2011 saja kapasitas PLT Biomassa (offgrid) sudah mencapai 1600 MW. Pembangkit lainnya yang akan dibangun adalah PLTG dan PLTGU yang diplot sebagai pembangkit untuk kondisi medium dan peak load. Gambar 19 dan Tabel 11 memperlihatkan proyeksi perkembangan kapasitas pembangkit dari masing-masing pembangkit. 116. Berdasarkan simulasi model dari proses pembangkitan dengan memperhatikan perkembangan jumlah kapasitas dan capacity factor dari masing-masing pembangkit maka didapatkan jumlah listrik tersalurkan di tahun 2025 akan mencapai 553 Twh dengan tingkat pertumbuhan rata-rata per tahun 8,21 persen. Sebagian besar produksi listrik dipasok dari PLTU sebanyak 339 Twh atau 61 persen dari total keseluruhan. Gambar 20 dan Tabel 12 memperlihatkan perkembangan jumlah listrik yang dihasilkan masing-masing pembangkit.
Gambar 20 Proyeksi Produksi Listrik Sampai Tahun 2025
43
Tabel 11 Perkembangan Kapasitas Listrik Berdasarkan Jenis Pembangkit Sampai Tahun 2025 Dalam GW
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Annual Growth
PLTU B
14,84
19,1
22,2
24,91
27,11
31,81
37,47
44,68
47,31
50,26
52,5
56,12
59,75
63,37
67,00
11,37%
PLTU G
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,00%
PLTU MFO
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,30
1,30
0,00%
PLTG
4,24
4,54
4,95
5,6
7,57
7,71
7,84
8,02
8,2
8,23
8,31
8,71
9,11
9,50
9,90
6,25%
PLTGU
8,48
9,22
9,38
9,47
10,02
10,27
10,27
10,27
10,27
10,27
10,42
10,56
10,71
10,85
11,00
1,88%
PLTD
5,47
5,48
5,48
5,48
5,49
5,5
5,5
5,5
5,51
5,52
5,52
5,54
5,56
5,58
5,60
0,17%
PLTA
3,94
4,09
4,33
4,49
4,76
5,34
7,08
7,75
8,69
9,62
10,25
10,87
11,48
12,09
12,70
8,71%
PLTP
1,21
1,32
1,32
1,39
1,57
2,34
3,55
4,78
6,42
7,66
7,77
8,43
9,09
9,74
10,40
16,62%
PLTMG
0,17
0,17
0,17
0,17
0,17
0,17
0,17
0,17
0,17
0,17
0,17
0,17
0,17
0,17
0,17
0,00%
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0,00
0,00
0,00%
PLTGB
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,00%
PLTS
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,00%
PLTU Biomasa
0,04
0,04
0,06
0,21
0,23
0,23
0,25
0,26
0,27
0,27
0,27
0,27
0,27
0,27
0,27
15,00%
PLT MSW
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,00%
Total
39,95
45,52
49,47
53,28
58,48
64,94
73,69
82,99
88,4
93,56
96,78
102,23
107,69
113,15
118,60
8,08%
PLT Bayu
44
Tabel 12 Perkembangan Produksi Listrik Berdasarkan Jenis Pembangkit Sampai Tahun 2025 Dalam GWh
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Annual Growth
PLTU B
81
92,2
107,59
122,62
134,65
154,02
173,8
197,32
211,88
227,02
246,39
267,24
289,56
313,46
339,09
10,77%
PLTU G
1,16
1,02
1,03
1,04
1,05
1,03
0,98
0,94
0,95
0,96
0,99
1,01
1,03
1,05
1,07
-0,54%
PLTU MFO
6,38
5,64
5,67
5,76
5,81
5,66
5,42
5,16
5,24
5,28
5,49
5,57
5,67
5,78
5,92
-0,54%
PLTG
11,05
10,47
11,46
13,18
17,96
17,82
17,36
16,91
17,54
17,75
18,63
19,81
21,08
22,45
23,93
5,68%
PLTGU
45,21
43,45
44,39
45,53
48,61
48,56
46,53
44,29
44,92
45,3
47,74
49,11
50,67
52,42
54,36
1,33%
PLTD
16,58
14,67
14,74
14,99
15,15
14,77
14,16
13,5
13,71
13,84
14,39
14,65
14,96
15,33
15,73
-0,37%
PLTA
12,42
11,39
12,12
12,74
13,65
14,92
18,95
19,74
22,44
25,06
27,76
29,84
32,08
34,49
37,07
8,12%
PLTP
9,37
9,04
9,11
9,69
11,1
16,11
23,41
29,97
40,82
49,15
51,81
57
62,53
68,43
74,73
15,99%
PLTMG
0,05
0,13
0,13
0,13
0,14
0,13
0,13
0,12
0,12
0,12
0,13
0,13
0,13
0,13
0,14
7,82%
PLT Bayu
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
-0,54%
PLTGB
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
N/A
PLTS
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
-0,54%
0,2
0,23
0,38
1,27
1,38
1,39
1,43
1,44
1,49
1,51
1,56
1,59
1,61
1,65
1,69
16,53%
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
N/A
183,42
188,25
206,61
226,96
249,51
274,42
302,17
329,39
359,12
386
414,9
445,95
479,33
515,2
553,74
8,21%
PLTU Biomasa PLT MSW Total
45
117. Selain peningkatan kapasitas pembangkit, kehandalan infrastruktur kelistrikan didorong oleh peningkatan efisiensi dari masing-masing pembangkit. Untuk menjaga ketersediaan kelistrikan maka ditentukan planning reserve margin yang diperkirakan pada tahun 2011 – 2025 akan berkisar antara 30 – 38 persen dari jumlah beban puncak. Selain pembenahan dalam infrastruktur pembangkit, kondisi transmisi dan distribusi listrik juga perlu dibenahi agar dapat mengurangi losses dari energi listrik yang dihasilkan sampai ke tingkat konsumen. Berdasarkan data historis tahun 2002 – 2011, tingkat losses semakin berkurang dari 16 persen menjadi hanya 9 persen di tahun 2011. Diharapkan pada tahun 2025, tingkat losses akan menjadi hanya 6,54 persen. Kondisi lainnya yang akan mendukung perbaikan sistem kelistrikan di Indonesia adalah perbaikan load factor. Pada tahun 2000, load factor hanya mencapai 69,54 persen yang artinya sebanyak kapasitas yang ada hanya digunakan secara rata-rata sebanyak 69,54 persen dari total waktu pada tahun 2000 sehingga cenderung tidak efisien. Pada tahun 2011, kondisi load factor sudah membaik menjadi 78,53 persen dan diperkirakan pada tahun 2025 akan mencapai lebih dari 90 persen.
1.5.3 Skenario RPJMN 2015-2019 Kebutuhan Energi Final dan Primer 118. Skenario RPJMN merupakan gabungan skenario dari skenario EBTKE, Migas, Transportasi. 1.5.3.1 Skenario RPJMN 2015-2019 Sub-skenario Pengembangan Energi Terbarukan 119. Sub-skenario Pengembangan Energi Terbarukan berdasarkan skenario BAU yang sudah diintersep dengan semua roadmap pengembangan energi terbarukan dan konservasi energi yang saat ini sedang dalam proses revisi di bawah dikoordinasi Direktorat Jenderal Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energhi (EBTKE), KESDM. Sebagai contoh, untuk pengembangan panas bumi, pada model ini diskenariokan berdasarkan draft revisi roadmap panas bumi seperti yang tercantum pada gambar di bawah ini. Pada tahun 2025 direncanakan kapasitas pembangkit panas bumi mencapai 6.638 MW. Untuk tahun 2015 sampai 2019, kapasitas pembangkit berkisar dari 1.539 MW sampai 4.951 MW (penambahan kapasitas mencapai 3412 MW). Tabel 13 Proyeksi Pengembangan Panas Bumi Geothermal Development Added Capacity (MW) Total Installed Capacity
Development (MW)
Installed Capacity (MW)
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
1226
115
5
58
135
715
1765
425
507
935
247
130
175
40
160
1226
1341
1346
1404
1539
2254
4019
4444
4951
5886
6133
6263
6438
6478
6638
Sumber : Draft Roadmap EBTKE, 2012
46
Tabel 14 Roadmap Mandatori BBN sampai Tahun 2025 (Permen ESDM No 25 Tahun 2013) Biodiesel (Minimum) September Januari Januari 2013 2014 2015
Sektor
Januari 2016
Januari 2020
Januari 2025
Transportasi, PSO
10%
10%
10%
20%
20%
25%
Transportasi, Non PSO
3%
10%
10%
20%
20%
25%
Industri Pembangkit Listrik
5% 7.50%
10% 20%
10% 25%
20% 30%
20% 30%
25% 30%
Sektor
September 2013
Januari 2016
Januari 2020
Januari 2025
Transportasi, PSO Transportasi, Non PSO Industri Pembangkit Listrik
-
0,5%
1%
2%
5%
20%
3%
1%
2%
5%
10%
20%
-
1% -
2% -
5% -
10% -
20% -
Januari 2016 20%
Januari 2020 20%
Januari 2025 20%
Sektor Industri dan Transportasi
(Low and Medium Speed Engine)
Industri Transportasi Laut Transportasi Udara
Pembangkit Listrik
Bioetanol (Minimum) Januari Januari 2014 2015
Minyak Nabati (Minimum) September Januari Januari 2013 2014 2015 1% 5% 10% -
5%
10%
20%
20%
20%
-
-
-
2%
3%
5%
1%
6%
15%
20%
20%
20%
120. Untuk pengembangan bahan bakar berbasis biofuel, diskenariokan berdasarkan berdasarkan roadmap yang tercantum pada Peraturan Menteri ESDM No. 25 tahun 2013 tentang perubahan Perubahan Atas Permen ESDM No.32 Tahun 2008 Tentang Penyediaan, Pemanfaatan dan Tata Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain di mana pada tahun 2014 penggunaan bioethanol secara mandatori terus diberlakukan bertahap dari B10 di tahun 2014, B20 di tahun 2016, dan B25 di tahun 2025. Khusus untuk pembangkit listrik, mandatori akan berlaku dari B20 di tahun 2014 sampai B30 di tahun 2016. Sementara untuk bioethanol, terkecuali pembangkit listrik, mandatori BBN akan dilakukan bertahap dari E1 di tahun 2014, E2 di tahun 2015, E5 di tahun 2016, E10 di tahun 2020 sampai E20 di tahun 2025. Khusus untuk sektor transportasi PSO pentahapannya berbeda dari E0,5 di tahun 2014 sampai E20 di tahun 2020. Secara lengkap berikut adalah roadmap mandatori pemanfaatan BBN sesuai dengan Permen ESDM No. 25 tahun 2013.
47
Tabel 15 Proyeksi Pengembangan Kapasitas Produksi Bioenergi 2011 – 2025
Jenis Bioenergi
Satuan
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2010
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Biofuel
Juta KL
0,36
0,90
1,93
2,31
2,69
3,16
3,63
4,28
4,92
5,80
6,67
8,61
9,91
11,75
13,51
Biodiesel
Juta KL
0,359
0,9
1,78
2,05
2,35
2,71
3,11
3,58
4,12
4,73
5,45
6,26
7,20
8,28
9,52
Bioethanol
Juta KL
0
0
0,06
0,16
0,20
0,30
0,36
0,60
0,68
0,80
0,92
2,00
2,30
3,00
3,45
Biooil
Juta Kt.
0
0
0,1
0,12
0,13
0,15
0,17
20
0,23
0,27
0,31
0,35
0,40
0,47
0,54
Bioavtur
Juta Kt.
0
0
0
0
0
0,08
0,08
0,13
0,14
0,14
0,14
0,15
0,15
0,16
0,16
Biogas
Juta m3
1.606
3.533
4.593
5.971
7.762
10.091
13.119
17.054
22.170
28.821
37.488
48.708
63.321
82.317
107.012
Mwe
500
550
600
700
875
1.094
1.367
1.709
2.136
2.670
3.339
4.172
5.215
6.519
8.149
Biomass
Sumber: Draft Roadmap EBTKE, 2012
48
121. Adapun untuk pengembangan kapasitas biofuel akan mengikuti proyeksi dari Ditjen EBTKE di mana produksi biofuel akan meningkat seriring dengan peningkatan kebutuhan dan persentase BBN yang diwajibkan (mandatori). Pada tahun 2015 produksi biodiesel diproyeksikan meningkat menjadi 2,35 juta kiloliter, dan terus meningkat menjadi 4,12 juta kiloliter di tahun 2019 dan 9,52 juta kiloliter di tahun 2025. Untuk jenis bioethanol yang saat ini vakum, diproyeksikan akan meningkat menjadi 0,2 juta kiloliter di tahun 2015, dan terus meningkat menjadi 0,58 juta kiloliter di tahun 2019 dan 3,45 juta kiloliter di tahun 2025. Tabel 15 menunjukkan secara lengkap rencana pengembangan kapasitas produksi dari semua jenis bioenergi. Sementara untuk energi lainnya diproyeksikan akan meningkat seperti tercantum pada Tabel 16 sebagai berikut. Tabel 16 Proyeksi Pengembangan Kapasitas Pembangkit Listrik Tenaga Air dan Tenaga Surya 2011 – 2025 Hidro Jenis Energi Tambahan Kapasitas Kumulatif Kapasitas Terpasang
Satuan MW
2012 209,7
2015 1.476,0
2020 4.623,1
2025 3.832,7
MW
6.866,9
8.342,9
12.966,5
16.799,2
Surya Jenis Energi Satuan 2012 Tambahan Kapasitas MW 39 Kumulatif Kapasitas MW 59 Terpasang Sumber: Draft Roadmap EBTKE, 2012
2015 180
2020 380
2025 490
239
619
1.109
122. Pada skenario ini juga dilakukan simulasi dari program konservasi yang tertuang dalam Draft Rencana Induk Konservasi Energi Nasional status 2011 sebagaimana tertuang pada tabel-tabel berikut ini. Tabel 17 Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi Pada Sektor Pengguna Pangsa Konsumsi Energi
Implementasi Target Target (2016-120) (2021-30) 7% 10%
Sektor
Potensi Penghematan
Industri
25%
49%
Target (2010-15) 5%
Komersial
25%
4%
5%
5%
5%
15%
Trensportasi
35%
30%
5%
10%
10%
25%
Rumah Tangga
30%
14%
5%
10%
10%
25%
Lein-Loin
25%
3%
5%
5%
5%
15%
NASIONAL
29%
100%
5.00%
8.2%
9.7%
23%
49
Target Total 22%
Tabel 18 Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi Pada Proses Transformasi Energi
Sektor
Potensi Penghematan Sektoral
Pangsa
Potensl Penghematan terhadap Supply Naslonal
10%
12,5%
6% 1%
Power Generator Trensmission & Distribution Refinery
Implementasi Target (2010-16)
Target (2016-20)
Target (2021-30)
Target
1,25%
0,25
0' 5%
0,5%
1,25%
12,5%
0,75%
0,2%
0,25%
0,3%
0,75% %
50%
0,5%
0,1%
0,2%
0,2%
0,5%
2,5%
0,55%
0 95%
1,0%
2,5%
NASIONAL
Tabel 19 Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi Pada Proses Penyediaan Energi
Sektor Eksplorasi dan Eksploitasi
Potensi Penghematan Sektoral
Potensi Penghematan terhadap Supply Nasional
0,5%
0,75%
Implementasi Target (2010-16)
Target (2016-20)
Target (2021-30)
Target
0,2%
0,25%
0,3%
0,75%
Sub-skenario Pengembangan Minyak dan Gas Bumi 123. Sub skenario ini berdasarkan skenario BAU yang sudah diintersep dengan semua roadmap atau indikasi perencanaan pengembangan migas yang dikeluarkan oleh Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi, KESDM bersama SKK Migas. 124. Produksi minyak dan gas diskenariokan bertambah seiring dengan proyeksi produksi berdasarkan rencana pengembangan lapangan migas dan neraca gas 2011 – 2025 yang dikeluarkan oleh Ditjen Migas dan SKK Migas. Dari pipeline itu diperkirakan produksi minyak dari tahun 2012 sampai 2018 akan relatif stabil di kisaran 331 sampai 337 juta SBM per tahun. Sementara khusus untuk produksi gas 2012 - 2025, diperkirakan akan terus meningkat dan mencapai puncaknya di tahun 2018 dengan kapasitas produksi di 637 juta SBM per tahun.
50
Banyu Urip Tunu 13C 40 MMSCFD, 800BOPD
Peciko 7B 220 MMSCFD, 4300 BOPD
Terang Sirasun 300 MMSCFD
2012
165 MBOPD KKKS: TOTAL E&P (KALTIM)
KKKS: TOTAL E&P (KALTIM)
KKKS: KANGEAN ENERGY (JATIM)
2013 Sumpal 40 MMSCFD
Rubi 50 MMSCFD South Mahakam 202 MMSCFD
Ande-Ande Lumut 4300 BOPD Madura BD 100 MMSCFD, 750BOPD
Kepodang
KKKS: MCL (JATIM)
KKKS: GENTING OIL NATUNA (KEPRI)
KKKS: PCML (JATIM)
116 MMSCFD
2014 KKKS: COPI GRISSIK (SUMSEL) KKKS: PEARL OIL SEBUKU (SULBAR) KKKS: TOTAL E& P (KALTIM)
IDD – Gendalo Hub 560 MMSCFD
2015 Senoro 280 MMSCFD, 9000 BOPD
IDD - Bangka 50 MMSCFD
Jangkrik 290 MMSCFD, 400 BOPD
Catatan: Slide ini pernah dipresentasikan DJM di kantor Wapres (menjadi pegangan bersama SKKMigas dan DJ Migas).
KKKS: INPEX MASELA (MALUKU)
KKKS: HUSKY MADURA (JATIM)
Peciko 7C 20 MMSCFD, 280 BOPD
2016 KKKS: JOB PERTAMINA-MEDCO TOMORI (SULTENG)
Masela
KKKS: CHEVRON INDONESIA CO. (KALTIM)
355 MMSCFD, 2200 BOPD
2017
2018
IDD – Gehem Hub 330 MMSCFD
KKKS: CHEVRON INDONESIA CO. (KALTIM)
KKKS: CHEVRON INDONESIA CO. (KALTIM)
KKKS: ENI MUARA BAKAU(KALTIM)
: Minyak Bumi
: Gas Bumi KKKS: TOTAL E&P (KALTIM)
: Minyak dan Gas Bumi
Gambar 21 Rencana Pengembangan Lapangan Migas 125. Pengembangan infrastruktur kilang diskenariokan berdasarkan rencana pengembangan kilang oleh Pertamina dan yang melalui APBN. Di tahun 2018 diperkirakan kapasitas kilang akan bertambah sebanyak 600 MBSD yang berasal dari kilang Balongan II dan kilang Jawa Timur dan di tahun 2019, diperkirakan kilang APBN sudah bisa beroperasi dan dapat menambah kapasitas sebesar 300 MBSD. Untuk pemanfaatan gas kota dan gas untuk transportasi, proyeksi didasarkan pada Permen ESDM No. 19 tahun 2010 tentang Pemanfaatan Gas Bumi Untuk Bahan Bakar Gas Yang Digunakan Untuk Transportasi dan diproyeksikan secara linier sampai tahun 2025. Sub-skenario Transportasi Masal 126. Sub-skenario ini berdasarkan skenario BAU yang sudah diintersep dengan asumsi penerapan transportasi masal di daerah perkotaan. Skenario transportasi ini mengasumsikan sejumlah 60 persen dari total kendaraan pribadi tersebut berada di perkotaan dan penerapan transportasi masal berpengaruh pada pergerakan kendaraan pribadi di 30 persen dari wilayah perkotaan maka intensitas penggunaan kendaraan pribadi akan menurun yang disertai dengan peningkatan jumlah kendaraan umum bis. 1.5.3.2 Hasil Proyeksi Kebutuhan Energi – Skenario RPJMN 2015-2019 127. Secara umum, pada skenario RPJMN terjadi penghematan konsumsi energi total di tahun 2025 sebesar 22,45 persen dari skenario DASAR. Hal ini disebabkan oleh program konservasi energi di tingkat pengguna. Kebutuhan energi final skenario RPJMN di tahun 2025 akan mencapai 1.894 juta SBM atau hampir 2 kali kebutuhan energi final pada tahun 2011. Pada kurun 2015 – 2019, kebutuhan energi final akan berkisar dari 1.281 sampai 1.490 juta SBM atau rata-rata 51
meningkat dengan laju pertumbuhan sebesar 3,87 persen per tahun. Angka ini lebih rendah dibandingkan skenario DASAR yang mencapai 5,5 persen per tahun. Kebutuhan energi sektor industri masih mendominasi total kebutuhan energi final yang kemudian diikuti oleh kebutuhan energi sektor transportasi. 128. Pada sektor industri, diperkirakan terjadi penghematan konsumsi energi di tahun 2025 sebesar 21,80 persen dari skenario DASAR. Konsumsi energi sektor ini akan terus meningkat dari 359 juta SBM pada tahun 2011 menjadi 759 juta SBM di tahun 2025. Antara tahun 2015 sampai 2019 konsumsi energi sektor ini meningkat dari 432 juta SBM di tahun 2015 menjadi 537 juta SBM di tahun 2019 dengan laju pertumbuhan rata-rata 5,49 persen per tahun. 129. Sementara itu pada sektor transportasi, penghematan konsumsi energi di tahun 2025 akan lebih besar yaitu sebesar 30,94 persen dari skenario DASAR. Sementara itu, konsumsi sektor transportasi meningkat dari 277 juta SBM di tahun 2011 menjadi 478 juta SBM di tahun 2025. Antara tahun 2015 – 2019 konsumsi energi pada sektor transportasi akan berkisar dari 308 – 362 juta SBM dengan laju pertumbuhan rata-rata 3,98 persen per tahun. Dengan kondisi di atas, pangsa konsumsi energi sektor industri meningkat secara signifikan dari 32,28 persen pada tahun 2011 menjadi dan 40,08 persen di tahun 2025. Pada tahun 2015 – 2019 pangsa konsumsi energi sektor industri berkisar 33,73 – 36,07 persen. Sementara pangsa konsumsi energi sektor transportasi pada periode 2011 sampai 2025 akan sedikit meningkat sampai 25,29 persen. 130. Sementara itu pada sektor komersial, penghematan konsumsi energi di tahun 2025 mencapai 30,01 persen dari skenario DASAR. Pada tahun 2015 – 2019, konsumsi energi sektor ini berkisar 41 – 50 juta SBM dengan laju pertumbuhan rata-rata 5,16 persen per tahun. Pada sektor rumah tangga, konsumsi energi mengalami pertumbuhan paling kecil yaitu 1,30 persen per tahun sampai tahun 2025. Hal ini menyebabkan penurunan pangsa kebutuhan energi yang cukup signifikan terjadi pada sektor rumah tangga dari 28,76 persen di tahun 2011 menjadi 20,25 persen di tahun 2025. Penurunan ini selain karena penetrasi teknologi yang lebih efisien juga disebabkan akan berkurangnya konsumsi energi tradisional biomassa (kayu bakar) seiring dengan peningkatan kesejahteraan masyarakat. Secara lengkap, perkembangan konsumsi energi final dan perkembangan pangsa berdasarkan sektor pengguna energi sampai tahun 2025 dapat dilihat pada gambar berikut ini.
52
(Dalam juta SBM) 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0
(Dalam Persen)
9,32 10,09 3,51 10,5 3,35 8,84 3,18 2,96
2011
2015
2019
2025
Non Energi
98,41
134,51
150,29
176,55
Energi Lainnya
24,82
22,75
24,2
29,24
Energi Komersial
32,93
40,79
49,88
66,56
Energi Transportasi
277,39
307,58
361,63
478,89
Energi Industri
359,27
432
537,35
758,99
Energi Rumah Tangga
320,1
343,28
366,45
383,45
Energi Rumah Tangga Energi Komersial
Energi Industri Energi Lainnya
2025
25,29 24,92 24,27 24,01
20,25 24,6 26,8 28,76
2011
32,28 33,73 36,07 40,08
Energi Transportasi
Energi Rumah Tangga
Energi Industri
Energi Transportasi
Non Energi
Energi Komersial
Energi Lainnya
Non Energi
Gambar 22 Proyeksi Konsumsi dan Pangsa Energi Final Berdasarkan Sektor Pengguna Sampai Tahun 2025 (Skenario RPJMN) 131. Berdasarkan jenis energi finalnya, porsi BBM murni akan berkurang secara signifikan dan akan tergantikan dengan BBM Blending apabila penerapan kewajiban pemanfaatan biofuel sebagaimana yang tertuang dalam Permen ESDM No. 25 tahun 2013 berhasil dilaksanakan. Namun perlu diingat bahwa BBM Blending ini merupakan campuran dari BBM murni dengan Biofuel murni dan di tahun 2025, rasio BBM murni dengan Biofuel Murni akan berkisar 75 sampai 80 persen berbanding 20 sampai 25 persen. 132. Sampai tahun 2025, pemanfaatan BBM murni akan menurun menjadi 129 juta SBM. Pada tahun 2015 – 2019, konsumsi BBM menurun dari 360 juta SBM menjadi 287 juta SBM dengan laju penurunan rata-rata 8,15 persen per tahun. Demikian juga dengan pangsanya yang akan menurun dari 38,18 persen di tahun 2011 menjadi hanya 6,83 persen di tahun 2025. Pangsa BBM di tahun 2015 sampai 2019 akan menurun dari 28,10 persen menjadi 19,26 persen. 133. Sebagaimana telah disampaikan di atas, sampai tahun 2025 konsumsi BBM Blending akan terus meningkat menjadi 532 juta SBM. Pada tahun 2015 – 2019, konsumsi BBM Blending meningkat dari 135 juta SBM menjadi 264 juta SBM dengan laju pertumbuhan rata-rata 18,99 persen per tahun. Dengan kondisi tersebut, pangsa BBM Blending akan meningkat dari 4,19 persen di tahun 2011 menjadi 28,07 persen di tahun 2025. Pangsa BBM Blending di tahun 2015 sampai 2019 akan meningkat dari 10,58 persen menjadi 17,70 persen. 134. Sementara itu, konsumsi gas akan meningkat menjadi 412 juta SBM di tahun 2025. Pada tahun 2015 – 2019, konsumsi gas akan berkisar 201 – 272 juta SBM dengan laju pertumbuhan rata-rata 9,14 persen per tahun. Pertumbuhan yang cukup pesat ini menyebabkan peningkatan pangsa gas yang cukup signifikan dari hanya 10,89 persen di tahun 2011 menjadi 15,69 persen di tahun 2015 dan 18,26 persen di tahun 2019. Sementara itu, pemanfaatan listrik juga akan meningkat menjadi 227 juta SBM atau 374 ribu Gwh di tahun 2025. Pada tahun 2015 – 2019, konsumsi listrik akan berkisar 130 – 171 juta SBM atau 213 – 281 ribu Gwh dengan laju pertumbuhan rata-rata 6,27 persen per tahun. Dengan kondisi tersebut, konsumsi energi listrik per kapita akan meningkat dari 654 kwh/kapita di 53
tahun 2011 menjadi masing-masing 835 kwh/kapita, 1.057 kwh/kapita dan 1.336 kwh/kapita di tahun 2015, 2019 dan 2025. Dengan demikian, pada skenario ini sampai tahun 2025 terjadi penghematan listrik sebesar 15 – 25 persen. Pangsa energi listrik juga akan meningkat dari 8,71 persen di tahun 2011 menjadi 12 persen di tahun 2025. 135. Untuk batubara yang seluruh konsumsinya untuk sektor industri diperkirakan akan meningkat menjadi 316 juta SBM atau 74 juta ton di tahun 2025. Pada tahun 2015 – 2019, konsumsi batubara akan berkisar 177 – 221 juta SBM atau 41 – 52 juta ton dengan laju pertumbuhan rata-rata 5,77 persen per tahun sehingga akan menyebabkan peningkatan pangsa batubara dari 12,96 persen di tahun 2011 menjadi 13,83 persen di tahun 2015 dan 14,87 persen di tahun 2019. Sementara untuk energi terbarukan yang didominasi oleh penggunaan biomassa tradisional berupa kayu bakar akan menurun menjadi 276 juta SBM di tahun 2025. Pada tahun 2015 sampai 2019, konsumsinya berkisar 277 – 275 juta SBM dengan pertumbuhan rata-rata hanya -0,22 persen per tahun. Oleh karenanya pangsa EBT ini akan mengalami penurunan dari 25,07 di tahun 2019. Secara lengkap, perkembangan konsumsi energi final dan perkembangan persen di tahun 2011 menjadi 21,67 persen di tahun 2015 dan 18,47 persen pangsa berdasarkan jenis energi sampai tahun 2025 dapat dilihat pada gambar berikut ini. (Dalam juta SBM) 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0
(Dalam Persen)
12 11,45 10,13 8,71 10,89 15,69 18,26 21,79
2015
2019
2025
96,93
129,71
170,55
227,17
Gas Bumi
121,2
201,01
272
412,59
EBT
279,05
277,61
275,23
276,64
BBM Blending
46,58
135,5
BBM
424,89
Batubara
144,26
Batubara
6,83 19,26
2011 2011
Listrik
16,7 14,87 13,83 12,96
BBM
263,66
531,63
359,94
286,9
129,33
177,13
221,46
316,31
BBM Blending
EBT
Gas Bumi
38,1828,1
25,07 21,67 18,47
2025
Batubara
Listrik
4,19 10,58
14,61
BBM
BBM Blending
17,7
EBT
28,07
Gas Bumi
Listrik
Gambar 23 Proyeksi Konsumsi dan Pangsa Energi Final Berdasarkan Jenis Energi Sampai Tahun 2025 (Skenario RPJMN) 136. Untuk memenuhi kebutuhan energi, diperlukan sistem penyediaan energi yang handal. Total Primary Energy Supply (TPES) atau total penyediaan energi utama sampai tahun 2025 akan meningkat menjadi 2.526 juta SBM dengan tingkat pertumbuhan rata-rata sebesar 4,17 persen (Tabel 20). 137. Sebagai konsekuensi dari penambahan kilang minyak dan penerapan mandatori BBN, impor minyak bumi sebagai bahan baku kilang akan meningkat tajam. Sementara itu impor BBM Blending akan menggantikan impor BBM. Hal ini disebabkan kapasitas fasilitas pengolahan atau pencampuran BBM dengan BBN yang masih belum mengimbangi kebutuhan. Impor LPG akan berkurang sekitar 20 juta SBM dari skenario DASAR. Proyeksi jumlah ekspor dan impor secara lengkap dapat dilihat pada Tabel 21 dan Tabel 22. Merujuk pada hasil simulasi, diperkirakan pada tahun 2022, Indonesia akan menjadi net importir. 54
Tabel 20 Proyeksi Total Primary Energy Supply Sampai Tahun 2025 2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Ann, Avg (%)
0
-215,73
-125,97
-35,57
-29,93
67,55
84,76
102,92
123,69
143,95
156,77
168,85
179,07
187,41
232,97
0,00%
2,07
13,54
13,99
14,42
17,68
13,93
17,8
22,44
28
34,6
42,51
51,7
62,67
75,45
79,85
29,82%
279,17
284,65
285,17
285,51
285,68
285,84
285,73
285,47
285,64
287,49
289,77
292,11
297,14
297,76
301,24
0,54%
248,7
281,71
281,71
281,71
281,71
281,71
281,71
619,42
725,18
725,18
725,18
725,18
725,18
725,18
725,18
7,94%
1,54
1,54
1,54
1,54
1,54
1,54
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0,00%
BBM Panas Bumi Hidro
201,67
341,1
257,94
174,95
173,87
87,53
77,4
-251,94
-356,45
-362,73
-367,82
-373,27
-378,35
-378,03
-397,29
0,00%
16,49
14,28
14,02
14,89
16,02
22,44
37,79
39,68
44,64
51,72
53,88
54,31
54,55
54,75
55,42
9,04%
31,27
42,51
42,27
43,64
50,45
53,52
52,43
52,31
55,64
66,21
72,02
75,13
75,5
80,89
81,5
7,08%
LNG
-176,93
-160,34
-155,97
-151,66
-135,67
-117,41
-114,33
-114,22
-107,19
-104,28
-101,43
-92,82
-90,08
-87,39
-84,75
-5,12%
LPG
23,91
22,32
28,22
33,4
37,73
41,24
44,06
46,32
48,16
49,65
50,9
51,99
52,94
53,79
54,55
6,07%
Gas Bumi
435,55
418,71
440,34
460,6
474,4
473,75
488,46
508,43
525,2
545,43
569,41
589,03
611,78
638,73
668,09
3,10%
Non-BBM EBT lainnya Batubara
54,55
59,97
57,95
55,5
52,88
49,53
46,16
19,44
4,97
-2,16
-2,95
-3,71
-4,42
-5,1
-5,74
0,00%
0
0
0
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,02
0,02
0,02
0,02
0,02
0,02
15,43%
308,85
316,42
353,27
388,56
414,3
456,6
500,8
556,34
594,73
622,6
655,64
695,18
729,95
775
815,62
7,18%
Total
1.426,85
1.420,69
1.494,48
1.567,5
1.640,68
1.717,79
1.802,78
1.886,63
1.972,23
2.057,68
2.143,89
2.233,7
2.315,93
2.418,46
2.526,65
4,17%
BBM Blending Biofuel Kayu Bakar Minyak Bumi Listrik
55
Tabel 21 Proyeksi Jumlah Impor Energi Sampai Tahun 2025 2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Ann, Growth
0
0,35
1,74
0,41
0,43
69,13
86,52
105,15
126,17
146,69
159,84
172,21
182,83
191,61
237,68
N/A
Minyak Bumi
96,86
118,31
118,31
116,59
113,4
113,4
113,4
450,38
556,14
556,14
556,14
556,14
556,14
556,14
556,14
13,30%
Listrik
1,54
1,54
1,54
1,54
1,54
1,54
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0,00%
BBM
222,73
353,49
269,43
186,17
184,94
98,55
85,75
0
0
0
0
0
0
0
0
0,00%
LPG
23,91
22,32
28,22
33,4
37,73
41,24
44,06
46,32
48,16
49,65
50,9
51,99
52,94
53,79
54,55
6,07%
Gas Bumi
98,79
22
20,66
25,69
0
0
21,57
0
46,99
110,19
188,67
277,09
304,6
376,58
432,77
11,13%
Non BBM
82,59
59,97
57,95
55,5
52,88
49,53
46,16
19,44
4,97
0
0
0
0
0
0
0,00%
Batubara
0,18
0,19
0,2
0,2
0,21
0,22
0,23
0,24
0,26
0,29
0,32
0,36
0,41
0,48
0,57
8,54%
526,62
582,42
502,87
424,99
398,03
379,01
403,38
627,71
790,15
872,31
968,84
1074,56
1120,84
1206,28
1306,24
6,70%
BBM Blending
Total
56
Tabel 22 Proyeksi Jumlah Ekspor Energi Sampai Tahun 2025 2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
1999-25
0
216,08
127,71
35,97
30,36
1,58
1,76
2,23
2,48
2,74
3,07
3,36
3,76
4,21
4,72
102,83%
Minyak Bumi
171,29
135,57
135,57
135,57
135,57
135,57
135,57
135,57
135,57
135,57
135,57
135,57
135,57
135,57
135,57
-1,66%
BBM
21,07
11,51
10,69
10,49
10,4
10,43
7,83
251,48
356,07
362,42
367,58
373,09
378,23
378,03
397,29
23,34%
LNG
176,93
160,34
155,97
151,66
135,67
117,41
114,33
114,22
107,19
104,28
101,43
92,82
90,08
87,39
84,75
-5,12%
Gas Bumi
237,2
206,82
210,17
182,83
167,02
193,34
158,58
137,36
117,01
113,08
110,59
108,3
87,58
73,09
73,35
-8,04%
Batubara
1.173,79
1.206,23
1.223,58
1.232,23
1.241,63
1.227,14
1.204,75
1.166,22
1.141,02
1.123,35
1.098,17
1.064,67
1.034,55
993,09
955,25
-1,46%
Total
1.817,79
1.946,68
1.872,77
1.758,12
1.729,96
1.699,55
1.635,86
1.819,33
1.869,93
1.853,45
1.828,4
1.794,46
1.746,11
1.689,51
1.668,8
-0,61%
BBM Blending
57
138. Secara komposisi, bauran energi Indonesia 5 akan berubah dari dominasi BBM ke dominasi batubara. Gambar 24 memperlihatkan bauran energi yang memperhitungkan biomassa tradisional (kayu). Sampai tahun 2025, terjadi pergeseran dimana BBM akan semakin berkurang menjadi 32,8 persen di tahun 2015; 22,8 persen di tahun 2019; dan 16,4 persen di tahun 2025. Sementara batubara terutama dengan kecenderungan peningkatan kebutuhan terutama untuk pasokan untuk pembangkit dan industri, akan terus meningkat menjadi 24,8 persen di tahun 2015; 32,2 persen di tahun 2019; dan 35,5 persen di tahun 2025. Porsi EBT sendiri akan semakin berkurang. Hal ini disebabkan jenis energi utama yaitu biomassa tradisional berupa kayu bakar mulai ditinggalkan oleh masyarakat pedesaan seiring dengan peningkatan kesejahteraan.
Gambar 24 Proyeksi Bauran Energi (Dengan Biomassa) Sampai Tahun 2025 (dalam juta SBM) Skenario RPJMN 139. Kondisi serupa juga terlihat pada bauran energi tanpa menyertakan biomassa tradisional (Gambar 25). Yang menarik pada tabel tersebut adalah peningkatan bauran EBT non-biomassa dari hanya 4,4 persen di tahun 2011 menjadi 12 persen di tahun 2025 atau lebih besar dari skenario DASAR yang hanya 7,8 persen.
5
Penghitungan bauran energi tidak menyertakan penghitungan listrik dan BBM blending karena energi tersebut merupakan hasil konversi gabungan dari berbagai jenis energi. Selain itu juga untuk menghindari ‘double counting’. 58
Gambar 25 Proyeksi Bauran Energi (Tanpa Biomassa) Sampai Tahun 2025 (dalam juta SBM) Skenario RPJMN 140. Pengembangan kapasitas listrik dilakukan untuk memenuhi target elektrifikasi rasio 100 persen di tahun 2019. Secara umum, kebutuhan listrik dan beban puncak kelistrikan pada skenario ini lebih rendah karena adanya program konservasi energi yang secara konsisten dilaksanakan baik dari tingkat pengguna maupun di tingkat efisiensi infrastruktur penyedia tenaga listrik. Merujuk asumsi-asumsi pertumbuhan ekonomi yang diambil, kebutuhan tenaga listrik selanjutnya diproyeksikan dan hasilnya seperti yang ditampilkan pada Tabel 23. Dari tabel tersebut dapat dilihat bahwa kebutuhan energi listrik pada tahun 2025 akan menjadi 373,9 TWh, atau tumbuh rata-rata 6,23 persen per tahun, lebih rendah dari skenario DASAR yang hanya 8,77 persen. Beban puncak pada tahun 2025 akan menjadi 49 ribu MW, jauh lebih rendah dari beban puncak pada skenario DASAR yang mencapai 69 ribu MW dengan pertumbuhan rata-rata 4,99 persen per tahun.
59
Tabel 23 Perkembangan Kebutuhan dan Beban Puncak Listrik Sampai Tahun 2025 Tahun
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Pertumbuhan Ekonomi (%)
6,49
6,23
5,70
5,90
6,10
6,30
6,50
6,70
7,00
7,00
7,00
7,00
7,00
7,00
7,00
Total Kebutuhan (ribu Gwh)
159,53
170,39
183,7
198,04
213,49
230,04
246,06
262,92
280,7
295,07
309,9
325,19
340,95
357,18
373,89
Beban Puncak (GW)
25,19
26,57
28,29
30,11
32,06
34,11
36,41
38,39
40,45
41,96
43,49
45,05
46,62
48,22
49,82
Gambar 26 Proyeksi Perkembangan Kapasitas Listrik Sampai Tahun 2025
60
Tabel 24 Perkembangan Kapasitas Listrik Berdasarkan Jenis Pembangkit Sampai Tahun 2025 Dalam GW
2025
Annual Growth
63,37
67
11,37%
0,18
0,18
0,00%
1,3
1,3
1,3
0,00%
8,71
9,11
9,5
9,9
6,25%
10,42
10,56
10,71
10,85
11
1,88%
5,52
5,52
5,54
5,56
5,58
5,6
0,17%
10,62
12,97
14,11
14,91
15,33
16,47
16,8
10,91%
4,44
4,95
5,89
6,13
6,26
6,44
6,48
6,64
12,94%
0,17
0,17
0,17
0,17
0,17
0,17
0,17
0,17
0,17
0,00%
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0,00%
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,00%
0,22
0,33
0,38
0,43
0,48
0,53
0,62
0,63
0,68
0,73
0,78
1,11
36,66%
2,3
2,4
2,58
2,79
3,07
3,41
3,84
4,37
5,04
5,87
7,92
8,22
9,81
48,69%
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,00%
50,53
54,33
58,29
64,7
71,69
79,9
88,61
92,95
99,84
104,38
110,38
117,26
122,98
129,58
8,77%
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
PLTU B
14,84
19,1
22,2
24,91
27,11
31,81
37,47
44,68
47,31
50,26
52,5
56,12
59,75
PLTU G
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
PLTU MFO
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
PLTG
4,24
4,54
4,95
5,6
7,57
7,71
7,84
8,02
8,2
8,23
8,31
PLTGU
8,48
9,22
9,38
9,47
10,02
10,27
10,27
10,27
10,27
10,27
PLTD
5,47
5,48
5,48
5,48
5,49
5,5
5,5
5,5
5,51
PLTA
3,94
6,87
6,87
7,08
8,34
9,25
9,59
10,08
PLTP
1,21
1,34
1,32
1,4
1,54
2,25
4,02
PLTMG
0,17
0,17
0,17
0,17
0,17
0,17
0
0
0
0
0
PLTGB
0,04
0,04
0,04
0,04
PLTS
0,01
0,06
0,1
PLTU Biomasa
0,04
2,2
PLT MSW
0,03 39,95
PLT Bayu
Total
61
141. Sampai tahun 2025, total kapasitas pembangkit yang dibangun PLN akan terus meningkat hingga 130 GW dengan pertumbuhan rata-rata sebesar 8,77 persen per tahun. Kapasitas pada skenario ini lebih besar dari skenario DASAR karena pada skenario ini kapasitas pembangkit berbasis energi terbarukan terutama panas bumi, pembangkit listrik tenaga air dan biomassa yang offgrid didasarkan pada draft roadmap Direktorat Jenderal Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi, KESDM yang angkanya lebih besar dari angka RUPTL. 142. Berdasarkan simulasi model dari proses pembangkitan dengan memperhatikan perkembangan jumlah kapasitas dan capacity factor dari masing-masing pembangkit maka didapatkan jumlah listrik tersalurkan di tahun 2025 akan mencapai 400 Twh dengan tingkat pertumbuhan rata-rata per tahun 5,73 persen. Sebagian besar produksi listrik dipasok dari PLTU sebanyak 226 Twh atau 56 persen dari total keseluruhan. Gambar 27 dan Tabel 25 memperlihatkan perkembangan jumlah listrik yang dihasilkan masing-masing pembangkit.
Gambar 27 Proyeksi Produksi Listrik Sampai Tahun 2025
62
Tabel 25 Perkembangan Produksi Listrik Berdasarkan Jenis Pembangkit Sampai Tahun 2025 2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Annual Growth
PLTU B
81
81,5
94,22
105,95
113,28
127,28
141,72
160,62
171,91
178,13
186,2
196,67
204,75
216,82
226,61
7,63%
PLTU G
1,16
0,9
0,9
0,9
0,89
0,85
0,8
0,76
0,77
0,75
0,75
0,74
0,73
0,73
0,72
-3,36%
PLTU MFO
6,38
4,99
4,96
4,97
4,89
4,68
4,42
4,2
4,25
4,14
4,15
4,1
4,01
4
3,95
-3,36%
PLTG
11,05
9,25
10,04
11,39
15,11
14,72
14,16
13,77
14,23
13,93
14,08
14,58
14,91
15,53
16
2,68%
PLTGU
45,21
38,41
38,88
39,34
40,89
40,12
37,94
36,06
36,45
35,55
36,08
36,14
35,83
36,26
36,33
-1,55%
PLTD
16,58
12,97
12,91
12,95
12,74
12,21
11,54
10,99
11,13
10,86
10,88
10,78
10,58
10,6
10,52
-3,20%
PLTA
12,42
16,9
16,82
17,38
20,11
21,35
20,93
20,91
22,25
26,51
28,86
30,13
30,3
32,5
32,77
7,18%
PLTP
9,37
8,12
7,98
8,48
9,13
12,8
21,59
22,69
25,55
29,62
30,89
31,16
31,33
31,47
31,88
9,14%
PLTMG
0,05
0,12
0,12
0,12
0,11
0,11
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,09
0,09
0,09
4,76%
PLT Bayu
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
-3,36%
PLTGB
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
N/A
PLTS
0
0
0
0,01
0,01
0,02
0,02
0,02
0,02
0,02
0,02
0,02
0,03
0,03
0,04
32,06%
0,2
11,63
12,09
12,65
13,33
13,85
14,37
15,18
17,27
19,19
22,14
25,49
33,6
34,84
41,12
46,40%
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
N/A
183,42
184,79
198,92
214,13
230,49
247,98
267,6
285,3
303,93
318,8
334,13
349,91
366,16
382,87
400,03
5,73%
Dalam GWh
PLTU Biomasa PLT MSW Total
63
1.6
Isu-isu Strategis Pembangunan Sektor Sumber Daya Energi dan Pertambangan di Daerah
143. Untuk menjaring aspirasi pemerintah daerah dan menginventarisasi isu-isu yang dinilai strategis oleh pemerintah daerah, telah dilaksanakan diskusi-diskusi terarah di enam wilayah Indonesia, yaitu Sumatera Bagian Utara, Sumatera Bagian Selatan, Jawa, Kalimantan, Sulawesi, dan Bali-Nusa Tenggara-Maluku-Papua. Hasil penjaringan aspirasi isu strategis ini terangkum dalam pembahasan berikut.
1.6.1 Wilayah Sumatera 144. Isu strategis di wilayah sumatera untuk bidang sumber daya energi, mineral dan pertambangan antara lain: i) Rendahnya penyediaan energi listrik; ii) Minimnya ketersediaan infrastruktur energi; iii) Belum optimalnya ketersediaan penggunaan energi baru terbarukan; iv) Minimnya regulasi dan tata kelola tentang pengelolaan bahan tambang; v) rendahnya kesadaran hemat energi. 1.
Rendahnya penyediaan energi listrik
145. Di Provinsi Aceh, kebutuhan akan listrik terus meningkat setiap tahunnya dan rata-rata pertumbuhan permintaan tenaga listrik 5 tahun terakhir adalah 13 persen. Untuk Sumatera Utara, daya mampu pasok energi listrik sebesar 1.539 MW dengan beban puncak sebesar 1.444 MW dan cadangan yang tersisa 94 MW. Hal tersebut belum bisa dikatakan dalam kondisi aman, jika salah satu pembangkit mengalami kerusakan atau dalam pemeliharaan maka akan terjadi pemadaman listrik. Untuk mendapatkan kondisi aman, Sumut harus mempunyai cadangan sebesar 400 MW. Selain itu, di Sumatera Utara juga terjadi hambatan beberapa pembangunan pembangkit tenaga listrik dan belum optimalnya pengembangan energi nonfosil. Untuk wilayah Jambi, masih banyak terdapat wilayah-wilayah yang belum tersambung dengan jaringan interkoneksi listrik. Hal ini menyebabkan rasio elektrifikasi di Jambi termasuk yang rendah di Sumatera. Di Bengkulu, kapasitas terpasang pembangkit adalah sebesear 273,08 MW dengan rasio elektrifikasi sebesar 23 persen. Selain itu, masih terdapat wilayah-wilayah yang belum tersambung dengan jaringan interkoneksi listrik (isolated). Dengan asumsi pertumbuhan penduduk sebesar 1,7 persen/tahun dan pertumbuhan ekonomi 6,4 – 7,5 persen maka dibutuhkan tambahan daya rata-rata 17,7 MW/tahun. Untuk Sumatera Selatan, rasio elektrifikasi termasuk yang masih rendah sebesar 58,6 persen atau kedua yang terkecil di kawasan barat Indonesia. 2.
Minimnya ketersediaan infrastruktur energi
146. Di Sumatera Selatan, minimnya ketersediaan infrastruktur energi menyebabkan belum maksimalnya kemampuan eksploitasi sumber daya energi batubara sebagai cadangan energi terbesar. Selain itu, Sumsel juga menghadapi masalah ketidaktersediaan dan rusaknya infrastruktur jalan akibat belum memiliki jalan khusus batubara. Masalah belum tersedianya jalan khusus batubara ini juga dialami oleh Provinsi Jambi.
64
3.
Belum optimalnya penggunaan energi baru dan terbarukan
147. Potensi energi terbarukan di Sumatera Selatan antara lain panas bumi, air, limbah sawit dan biogas. Potensi panas bumi yang telah terbukti adalah sebesar 375 MW dengan jumlah kapasitas yang telah digunakan sebesar 2 MW. Untuk wilayah Bengkulu, potensi energi baru tebarukan yang sedang dikembangkan adalah panas bumi sebesar 1.073 Mwe. Dengan potensi yang begitu besar, hanya terdapat satu perusahaan yang melaksanakan kegiatan pengusahaan panas bumi di area Hulu Lais yaitu PT. Pertamina Geothermal Energy (PGE). Pengembangan wilayah kerja PGE tersebut terbilang lambat, sementara pemerintah tidak memberikan batasan waktu yang mengikat untuk sampai tahapan eksploitasi (produksi). Sementara, potensi energi terbarukan di Aceh didominasi oleh panas bumi dan air yaitu sebesar 599,42 MW dan 1.482,5 MW. Namun, pemanfaatan potensi panas bumi dan air ini masih kurang maksimal yaitu masing-masing hanya sebesar 165 MW dan 508 MW yang telah termanfaatkan untuk untuk tenaga listrik. 4.
Minimnya regulasi dan tata kelola tentang pengelolaan bahan tambang
148. Di Jambi dan Sumsel, dalam waktu dekat akan dilakukan moratorium pertambangan batubara akibat kerusakan jalan yang ditimbulkan. Kerusakan ini disebabkan karena belum jelasnya regulasi yang mengatur pengangkutan batubara. Selain itu, di Bengkulu juga muncul isu tentang belum dapat diterbitkannya perizinan pengusahaan mineral dan batubara baru mengingat belum tersedianya turunan peraturan khususnya penetapan WP dan ketentuan lelang wilayah kerja. Hal ini menjadi kendala dalam meningkatkan ketersediaan sumber daya mineral dan batubara dalam jangka panjang akibat tidak adanya eksplorasi baru.
65
Tabel 26 Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan Wilayah Sumatera Aspek Energi Listrik
Isu Strategis Rendahnya Penyediaan Listrik
Aceh Rasio elektrifikasi Energi tahun 2012 mencapai 88,10%. Rasio desa berlistrik mencapai 96,98%; Rata-rata pertumbuhan permintaan tenaga listrik 5 tahun terakhir adalah 13 % pertahun. Sedangkan Aceh masih mengalami defisit pasokan listrik dan masih bergantung dari Medan;
Kondisi Saat Ini Sumatera Utara Rasio elektrifikasi tahun 2012 mencapai 82,64%. Rasio desa berlistrik mencapai 84,85%; Pertumbuhan pemakaian daya 7 % per ahun; Daya Mampu Pasok mencapai 1.539 MW, sedangkan beban puncak sebesar 1.444 MW dan cadangan yang tersisa 94 MW, namun kondisi ini belum bisa dikatakan dalam kondisi aman, jika salah satu pembangkit mengalami kerusakan atau dalam pemeliharaan maka akan terjadi pemadaman listrik
66
Jambi Masih adanya pembangkit listrik yang menggunakan BBM.
Sumatera Selatan Rasio elektrifikasi yang masih sebesar 58,6%, kedua terkecil di kawasan Barat Indonesia; Desa berlistrik mencapai 95,39%; Dengan pembangunan PLTU Simpang Belimbing dan PLTG Talang Dukuh ke dalam sistem, ternyata Provinsi Sumatera Selatan telah kelebihan daya, sampai dengan tahun 2014 tidak dibutuhkan pembangkit baru, bahkan pada tahun 2014 terjadi surplus daya sebesar 23 MW.
Bengkulu Interkoneksi dengan sistem kelistrikan Sumatera Selatan, Jambi dan Bengkulu (Jaringan 150 Kva); Total Kapasitas terpasang pembangkit mencapai 273,08 MW; Rasio elektrifikasi tahun 2011 mencapai 71,15 % dan tahun 2012 mencapai 73 % .
Aspek
Isu Strategis
Energi Terbarukan
Belum optimalnya ketersediaan penggunaan energi baru terbarukan
Infrastruktur
Minimnya ketersediaan infrastruktur energi
Kondisi Saat Ini Aceh Telah dibangun pembangkit geothermal di Seulawah Agam dan pembangkit panas bumi Jaboi Sabang; Pembangunan Pembangkit Listrik Tenaga Mikro Hidro (PLTMH) sebesar 6.190 Kw di 18 lokasi.
Sumatera Utara Telah dikembangkan potensi energi baru terbarukan berupa mikrohidro, panas bumi, limbah sawit dan biogas.
Jambi Potensi cadangan energy panas bumi mencapai 115 MW dan saat ini sedang dieksplorasi oleh Pertamina sebesar 40 MW; Pengembangan energy baru gas metan (CBM) masih dalam tahap identifikasi/riset.
Sumatera Selatan Potensi energy baru terbarukan meliputi energy bahan bakar nabati, panas bumi, bioetanol dan mikrohidro.
Bengkulu Potensi energy baru terbarukan meliputi energy panas bumi dan mikrohidro.
Rata-rata pertumbuhan permintaan tenaga listrik 5 tahun terakhir adalah 13 % pertahun. Sedangkan Aceh masih mengalami defisit pasokan listrik dan masih bergantung dari Medan. Diperlukan pembangunan pembangkit listrik dengan sumber energi terbarukan
Rata-rata usia pembangkit listrik di Sumut adalah 15 – 30 tahun Energi listrik di Sumut mempunyai cadangan sebesar 94 MW, namun jika salah satu pembangkit listrik mengalami kerusakan atau pemeliharaan akan terjadi pemadaman Terhambatnya beberapa pembangunan pembangkit tenaga
Masih adanya pembangkit listrik yang menggunakan BBM ; Telah di Eksploitasi sejak Tahun 1922 (Bajubang ) s/d sekarang tidak punya rifenery, Crude Oil dibawa ke Plaju melalui Pipa. Crude OIL untuk Block Jabung dan Betara North Geragai di bawa keluar melalui pipa menuju Floating
Pada tahun 2015 dan seterusnya dibutuhkan pembangkit baru dengan total kapasitas sebesar 159 MW pada 2017; Kerusakan infrastruktur jalan akibat dari proses distribusi batubara yang masih melalui jalan umum, belum memiliki jalan khusus batubara.
Masih interkoneksi dengan sistem kelistrikan Sumatera Selatan, Jambi dan Bengkulu (Jaringan 150 Kva) Ironi pemerataan energi listrik bagi masyarakat (desa) disekitar pusat pembangkit listrik. Belum tersedianya jaringan.
67
Aspek
Regulasi/Kebijakan
Isu Strategis
Minimnya regulasi dan tata kelola tentang pengelolaan bahan tambang
Kondisi Saat Ini Aceh
Belum tersedianya regulasi tentang pemanfaatan sumber daya alam yang berkelanjutan, dan insentif kemudahan berinvestasi.
Sumatera Utara listrik (PLTA Asahan III, PLTP Sarulla, PLTU Sumut 1 dan 2). Inkonsistensi peraturan perundangan bahkan kebijakan pemerintah juga menjadi kendala utama dalam pembangunan terutama untuk penanggulangan krisis gas di Sumatera Utara; Kurang tersedianya regulasi terkait pengolahan tambang serta kebijakan untuk mendorong daya saing produk hilirisasi tambang.
68
Jambi
Sumatera Selatan
Bengkulu
Jetty di Simbur Naik.
Izin pengusahaan mineral dan batubara yang baru belum dapat diterbitkan (Penetapan WP dan ketentuan Lelang Wilayah Kerja belum ada). Menjadi kendala peningkatan ketersediaan sumberdaya mineral dan batubara dalam jangka panjang (tidak ada eksplorasi baru).
1.6.2 Wilayah Jawa 149. Pertambangan merupakan salah satu andalan sektor ekonomi Pulau Jawa selain sektor distribusi barang dan jasa. Pertambangan migas maupun non-migas tersebar di sejumlah wilayah Pulau Jawa seperti Banten, Jawa Tengah, D.I Yogyakarta dan Jawa Timur. Potensi sumber daya energi, mineral, dan pertambangan di sejumlah daerah di Pulau Jawa cukup besar dan diharapkan terus meningkat guna mendukung pertumbuhan ekonomi masyarakat sekitar. Isu strategis sektor sumber daya energi, mineral, dan pertambangan regional Jawa meliputi (1) Penataan sistem peraturan perundang-undangan terkait penetapan Wilayah Usaha Pertambangan (WUP) serta Ijin Usaha Pertambangan (IUP); (2) Optimalisasi potensi dan penyediaan energi listrik dalam rangka memenuhi kebutuhan pasokan energi listrik masyarakat dan pelaku usaha; (3) Optimalisasi penyediaan dan pemenuhan air bersih terutama kebutuhan air bersih daerah sulit air dan kawasan industri; (4) Optimalisasi pemanfaatan potensi energi baru dan terbarukan untuk mendukung pemenuhan kebutuhan energi; (5) Optimalisasi sistem pengendalian konservasi lingkungan dan mitigasi bencana. 1.
Penataan sistem peraturan perundang-undangan terkait penetapan Wilayah Usaha Pertambangan (WUP) serta Ijin Usaha Pertambangan (IUP)
150. Maraknya kegiatan pertambangan liar merupakan salah fenomena buruk pertambangan di Indonesia. Aktivitas pertambangan liar tentu merugikan negara baik dari segi finasial serta berpotensi besar merusak kelestarian ekosistem lingkungan. Oleh karena itu, diperlukan suatu kerangka kebijakan yang mengatur mengenai penggunaan lahan tambang sesuai dengan Rencana Tata Ruang Wilayah (RTRW). Kerangka kebijakan tersebut penting sebagai usaha meminimalisasi maraknya fenomena Pertambangan Tanpa Ijin (PETI). Tidak sampai disitu, program pembinaan dan pengawasan kegiatan tambang juga harus dilakukan secara rutin untuk meningkatkan kesadaran masyarakat terutama para pelaku usaha tambang terkait dampak negatif pertambangan liar dan kerugiannya bagi negara. Penataan ulang sistem peratutan perundang-undangan terkait penetapan wilayah dan ijin tambang merupakan salah satu stratetgi dalam menjawab maraknya fenomena pertambangan liar dan kerusakan lingkungan. 2.
Optimalisasi potensi dan penyediaan energi listrik dalam rangka memenuhi kebutuhan pasokan energi listrik masyarakat dan pelaku usaha
151. Sampai dengan tahun 2013, rata-rata rasio elektrifikasi Pulau Jawa telah mencapai lebih dari 70 persen. Rasio elektrifikasi Provinsi Banten misalnya sudah mencapai 78,93 persen, Provinsi Jawa Tengah 79,98 persen, Provinsi DIY 76,80 persen serta Provinsi Jawa Timur 75,56 persen pada tahun 2012. Artinya, sebagian besar wilayah di Pulau Jawa telah menikmati fasilitas listrik walaupun faktanya masih terdapat sejumlah daerah yang sama sekali belum dialiri energi listrik. Kebutuhan energi listrik Pulau Jawa terus meningkat mengingat target rasio elektrifikasi 100 persen harus segera dicapai serta pertumbuhan penduduk dan kegiatan ekonomi yang semakin pesat. Sebagai contoh, pada tahun 2012 lalu beban penggunaan tenaga listrik sistem kelistrikan Jawa-Bali menembus titik tertinggi sepanjang sejarah yakni hampir 22.000 MW. Kenaikan beban listrik tersebut disebabkan karena kenaikan beban listrik yang signifikan di hampir semua wilayah sistem kelistrikan Jawa- Bali. 69
152. Pertumbuhan penggunaan tenaga listrik yang terus meningkat signifikan di Pulau Jawa harus diikuti dengan ketersediaan pasokan energi listrik. Artinya, kapasitas seluruh pembangkit listrik terutama pembangkit listrik yang tergabung dalam sistem jaringan transmisi listrik Jawa-Bali harus mampu bekerja secara optimal untuk menutupi kebutuhan energi listrik khususnya Pulau Jawa. Optimalisasi penyediaan energi listrik di Pulau Jawa akan lebih mudah diwujudkan mengingat akses, sarana dan prasarana pendukung telah memadai di hampir semua wilayah di Pulau Jawa. Optimalisasi penyediaan listrik dapat dilakukan melalui pengembangan kapasitas pembangkit listrik yang sudah ada saat ini atau melalui pembangunan infrastruktur berupa pembangkit listrik baru. 3.
Optimalisasi penyediaan dan pemenuhan air bersih terutama kebutuhan air bersih daerah sulit air dan kawasan industri
153. Optimalisasi penyediaan air bersih dilakukan seiring dengan meningkatnya kebutuhan air bersih masyarakat. Peningkatan kebutuhan air bersih sejalan dengan pertumbuhan kondisi perekonomian daerah yang juga semakin meningkat serta masih ditemukannya daerah-daerah rawan kekeringan di sejumlah wilayah di Pulau Jawa. Optimalisasi penyediaan air bersih di Pulau Jawa memiliki tantangan tersendiri bagi masing-masing daerah. Provinsi Banten misalnya telah menentukan 5 (lima) satuan Cekungan Air Tanah (CAT) yang layak dan siap dieksploitasi untuk menghasilkan air bersih. Di Jawa Tengah tuntutan penyediaan air bersih dilakukan sejalan dengan peningkatan kondisi perekonomian masyarakat serta masih banyak daerah di Jawa Tengah yang rawan kekeringan. Lain halnya dengan Provinsi DIY yang mana hambatan utama penyediaan air bersih dikarenakan belum ditetapkannya Peraturan Pengelolaan Air Tanah pada Cekungan Air Tanah Lintas Provinsi. Peraturan tersebut dinilai sangat vital untuk mendukung peraturan daerah terkait pengelolaan air tanah di Provinsi DIY. Sementara kondisi di Jawa Timur adalah masih ditemukannya wilayah-wilayah yang sulit air dan tidak memiliki potensi air tanah. Untuk itu, Pemerintah Provinsi Jawa Timur telah berupaya untuk meningkatkan intensitas pengambilan air tanah pada sumur-sumur yang telah ada. 4.
Optimalisasi pemanfaatan potensi energi baru dan terbarukan untuk mendukung pemenuhan kebutuhan energi
154. Pemanfaatan potensi energi baru dan terbarukan merupakan salah satu jawaban atas masalah kelangkaan energi masa kini. Ketersediaan sumber daya energi terbarukan serta perkembangan teknologi pendukung merupakan modal utama dalam mengembangkan potensi energi alternatif baru. Pengembangan energi alternative baru dan terbarukan sudah dilakukan di hampir semua provinsi di Pulau Jawa. Akan tetapi hasil yang didapatkan belum optimal dikarenakan sejumlah faktor. Pemerintah Provinsi Banten misalnya telah mengembangkan potensi energi biomassa, mikrohidro, energi angin, energi gelombang, dan energi tenaga surya. Akan tetapi masih dihadapkan pada masalah keterbatasan infrastruktur pendukung. Pemerintah Provinsi Jawa Tengah juga telah mengembangkan potensi energi baru biomasa, bioethanol, biogas, dan biofuel, namun kinerja pembangkit listrik tersebut belum optimal. Sementara itu, Pemerintah Provinsi DIY juga telah mengembangkan potensi energi baru terbarukan. Hasil identifikasi Pemerintah DIY menyebutkan bahwa potensi energi baru dan terbarukan provinsi DIY mencapai 20 MW, akan tetapi yang layak 70
dibangkitkan menjad energi listrik hanya kurang dari 10MW. Pengembangan energi baru terbarukan di Provinsi DIY dinilai masih belum optimal karena sejumlah faktor seperti terbatasnya ketersediaan anggaran pemerintah, rendahnya partisipasi masyarakat, dan harga jual yang kalah dibandingkan dengan energi bersubsidi. Pemerintah Provinsi Jawa Timur juga telah mengembangkan potensi energi baru terbarukan seperti biogas dan mikrohidro, namun belum optimal dan terbentur dengan keterbatasan infrastruktur dan anggaran. 5.
Optimalisasi sistem pengendalian konservasi lingkungan dan mitigasi bencana
155. Pertambangan merupakan salah satu aktivitas manusia yang pada satu sisi merupakan salah satu motor penggerak perekonomian suatu negara dan berkontribusi besar dalam menyumbang devisa suatu negara. Namun, pada sisi lain aktivitas pertambangan juga dapat menjadi bumerang bagi kelestarian lingkungan suatu negara. Aktivitas pertambangan yang tidak terkontrol akan berpotensi besar merusak ekosistem lingkungan bahkan menimbulkan bencana alam seperti banjir dan tanah longsor. Prinsip tersebut berlaku untuk semua aktivitas pertambangan dimana dampak dari aktivitas pertambangan yang tidak terkontrol adalah kerusakan ekosistem lingkungan. 156. Aktivitas pertambangan yang tidak terkontrol misalnya, masih banyak ditemukan di Pulau Jawa. Di Jawa Tengah dampak negatif kegiatan pertambangan misalnya adalah terjadinya degradasi lingkungan seperti penurunan permukaan air tanah serta berkurangnya daerah resapan air. Demikian halnya di Jawa Timur, masih banyak ditemukan kegiatan Pertambangan Tanpa Ijin (PETI). Kesadaran masyarakat pelaku usaha akan kelestarian lingkungan memang masih sangat rendah. Hal ini ditandai dengan maraknya penggunaan lahan tambang yang tidak sesuai dengan RTRW serta penggunaan teknologi yang tidak sesuai dengan tata cara penambangan yang tepat. Selain kesadaran masyarakat pelaku usaha yang masih sangat rendah, penyebab lain kerusakan lingkungan dikarenakan masih kurangnya sistem pengawasan dan pengendaliaan terhadap aktivitas pertambangan oleh pemerintah. Kerusakan ekosistem lingkungan akibat kegiatan pertambangan akan menjadi dampak jangka panjang jika tidak segera ditanggulangi. Salah satu bentuk penanggulangan dini kerusakan lingkungan akibat aktifitas pertambangan adalah melalui pengembangan sistem konservasi lingkungan dan mitigasi bencana.
71
Tabel 27 Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan Wilayah Jawa Kondisi Saat Ini Aspek
Isu Strategis Banten
Peraturan Perundang-undangan
Penataan sistem peraturan perundang-undangan terkait penetapan Wilayah Usaha Pertambangan(WUP) serta Ijin Usaha Pertambangan (IUP)
Potensi Energi Listrik
Optimalisasi potensi dan penyediaan energi listrik dalam rangka memenuhi kebutuhan pasokan energi listrik masyarakat dan pelaku usaha
Rasio elektrifikasi baru mencapai 78,93%. (tahun 2012); Rumah Tangga Perdesaan yang belum berlistrik pada umumnya berada di wilayah Banten bagian
Jawa Tengah
D. I Yogyakarta
Jawa Timur
Terkendalanya kebutuhan mineral dan batuan dalam pembangunan di Jawa Tengah dengan adanya Surat Edaran Dirjen Mineral dan Batubara Kementerian ESDM tentang Penghentian Sementara Penertiban IUP Baru sampai ditetapkannya Wilayah Pertambangan.
Kegiatan usaha pertambangan belum dilaksanakan secara optimal dikarenakan belum ditetapkannya Wilayah Usaha Pertambangan (WUP) oleh Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) dan Wilayah Pertambangan Rakyat (WPR) oleh Bupati
Masih belum ditetapkannya Wilayah Pertambangan (WP) oleh Pemerintah Pusat; Surat edaran dari Kementerian ESDM tentang: penghentian sementara penerbitan Izin Usaha Pertambangan (IUP) baru.
Rasio Elektrifikasi (RE) di Jawa Tengah sebesar 79,98 %; Masih banyak dusun belum berlistrik di Jawa Tengah
Rasio elektrifikasi DIY pada tahun 2012 adalah 76,80%; Masih terdapat kurang lebih 238 dusun dari total 4508 dusun di DIY belum berlistrik terutama di wilayah-wilayah yang terpencil;
Tingkat elektrifikasi 75,56 % Desa/dusun belum berlistrik : pedesaan, terpencil & kepulauan Suplai energi untuk kawasan industri masih kurang.
72
Kondisi Saat Ini Aspek
Isu Strategis Banten
Potensi Air Bersih
Optimalisasi penyediaan dan pemenuhan air bersih terutama kebutuhan air bersih daerah sulit air dan kawasan industri
Potensi Energi Baru dan Terbarukan
Optimalisasi pemanfaatan potensi energi baru dan terbarukan untuk mendukung pemenuhan kebutuhan energi
selatan. Keberadaan air tanah di Provinsi Banten dapat diklasifikasikan menjadi 5 (lima) satuan Cekungan Air Tanah (CAT) yang telah diidentifikasi dan bersifat lintas kabupaten maupun kota, antara lain CAT Labuan, CAT Rawadano, CAT Malingping, CAT Serang-Tangerang, dan CAT Jakarta. Pemerintah Provinsi Banten telah mengembangkan potensi energi alternative dan terbarukan seperti Biomasa, Mikrohidro, Energi Angin, Energi Gelombang, dan Energi Surya.
Jawa Tengah
D. I Yogyakarta
Jawa Timur
Peningkatan kebutuhan air bersih seiring meningkatnya kondisi perekonomian daerah sehingga diperlukan perencanaan peningkatan pemenuhan kebutuhan air bersih bagi masyarakat terutama di daerah sulit air; Penurunan kuantitas dan kualitas air tanah sehingga diperlukan upaya peningkatan upaya konservasi air tanah. Pemerintah Provinsi Jawa Tengah telah mengembangkan Biomasa, Bioethanol, Biogas, dan Biofuel namum belum optimal.
Belum ditetapkannya Peraturan Pengelolaan Air Tanah pada Cekungan Air Tanah lintas Provinsi; Pemerintah DIY telah menetapkan Perda No 5 Tahun 2012 tentang pengelolaan air tanah, sedangkan untuk pengelolaan air tanah kewenangan pusat belum disusun regulasinya.
Peningkatan intensitas pengambilan air tanah; Terdapat wilayah sulit air karena kurang/tidak memiliki potensi air tanah.
Potensi energi baru terbarukan Provinsi DIY mencapai 20 MW, akan tetapi yang layak dibangkitkan menjad energi listrik hanya kurang dari 10MW; Implementasi pengembangan EBT masih minimal karena terbatasnya ketersediaan anggaran pemerintah, masih
Pengembangan Energi Baru dan Terbarukan belum optimal; Pengembangan energi baru terbarukan baru sebatas energi Biogas dan Mikrohidro.
73
Kondisi Saat Ini Aspek
Isu Strategis Banten
Jawa Tengah
D. I Yogyakarta
Jawa Timur
rendahnya partisipasi masyarakat, dan harga jual yang kalah dibandingkan energi bersubsidi. Konservasi Lingkungan dan Mitigasi Bencana
Optimalisasi sistem pengendalian konservasi lingkungan dan mitigasi bencana
Ancaman degradasi lingkungan akibat pemanfaatan sumber daya geologi (penurunan muka air tanah, berkurangnya daerah resapan,kegiatan penambangan); Keterbatasan kewenangan pemerintah daerah dalam melakukan pengawasan terhadap usaha hulu migas; Kesadaran masyarakat maupun pelaku usaha terhadap keselamatan ketenagalistrikan masih rendah; Potensi tambang yang tidak masuk dalam kawasan peruntukan tambang dalam RTRW.
74
Pertambangan dan pengambilan air tanah tidak sesuai dengan tata cara penambangan yang tepat; Kerusakan lahan pasca penambangan serta maraknya kegiatan Pertambangan Tanpa Ijin (PETI);
1.6.3 Wilayah Kalimantan 157. Isu strategis regional Kalimantan meliputi (1) Optimalisasi penyediaan energi listrik melalui pembangunan sarana dan infrastruktur pembangkit listrik terbaru; (2) Optimalisasi pengelolaan potensi air tanah untuk mengatasi kelangkaan air bersih; (3) Optimalisasi pengembangan potensi energi baru alternatif dan terbarukan guna mendukung dan meningkatkan ketersediaan pasokan energi; dan (4) Penataan sistem pengawasan kegiatan/usaha sektor sumber daya energi, mineral dan pertambangan dalam rangka meminimalisasi penyalahgunaan lahan dan kerusakan lingkungan. 1.
Optimalisasi penyediaan energi listrik melalui pembangunan sarana dan infrastruktur pembangkit listrik terbaru
158. Sampai dengan tahun 2013, keterbatasan pasokan energi listrik masih menjadi persoalan utama di Pulau Kalimantan. Kelangkaan energi listrik tidak hanya dirasakan oleh para pelaku usaha akan tetapi juga dirasakan oleh sebagian besar masyarakat terutama masyarakat pedesaan. Salah satu indikator keterbatasan pasokan energi listrik di Pulau Kalimantan adalah rendahnya rasio elektrifikasi masing-masing provinsi. Sampai dengan tahun 2013 misalnya, rasio elektrifikasi masing-masing Provinsi Kalimantan Timur, Kalimantan Selatan, Kalimantan Barat, dan Kalimantan Tengah secara berturut-turut baru mencapai 65,70 persen, 73,10 persen, 59,70 persen, dan 61,10 persen. Faktor utama penyebab kelangkaan pasokan energi listrik di Pulau Kalimatan dikarenakan masih rendahnya kapasitas sebagian besar pembangkit listrik yang ada saat ini. Sampai dengan tahun 2013, PLTU Asam-Asam dan PLTD Trisakti yang terletak di Kalimantan Selatan masih menjadi pembangkit listrik andalan bagi sebagian besar wilayah di Kalimantan Timur, Kalimantan Barat bahkan Kalimantan Tengah. Sebenarnya terdapat banyak pembangkit listrik yang beroperasi di Pulau Kalimantan baik tenaga air, uap, diesel, maupun tenaga surya akan tetapi kapasitas energi listrik yang dihasilkan tidak sebesar PLTU Asam-Asam dan PLTD Trisakti. Oleh karena itu, perlu adanya pengembangan sarana infrastruktur pembangkit listrik di Pulau Kalimantan. Pengembangan sarana dan infrastruktur tersebut dapat dilakukan melalui pembangunan sarana pembangkit listrik yang baru atau melalui pengembangan kapasitas pembangkit listrik yang ada saat ini. 2.
Optimalisasi pengelolaan potensi air tanah untuk mengatasi kelangkaan air bersih
159. Ketersediaan air bersih di sebagian besar wilayah Kalimantan masih cukup langka. Tidak hanya di kawasan industri, kelangkaan ketersediaan air bersih di kawasan pemukiman penduduk juga sering terjadi. Penyebab kelangkaan air bersih pada setiap daerah berbeda-beda. Di Kalimantan Barat misalnya, kelangkaan air bersih disebabkan karena belum maksimalnya kegiatan pengeboran air bawah tanah serta belum terpetakannya daerah cekungan air bersih. Kelangkaan air bersih di Kalimantan Timur juga disebabkan karena belum maksimalnya kegiatan pengeboran air bawah tanah terutama di daerah kawasan industri. Sementara penyebab kelangkaan air bersih di Kalimantan Selatan disebabkan karena sungai-sungai utama sangat mudah keruh terutama di musim penghujan. Bahkan sejumlah sungai utama juga telah mulai terkontaminasi limbah akibat kegiatan industri di sekitar sungai-sungai utama. Pada dasarnya, potensi air bawah tanah Pulau Kalimantan dinilai cukup besar mengingat luasnya 75
hutan penyimpan air serta banyaknya sungai-sungai besar. Kelangkaan air bersih di Kalimantan lebih dikarenakan pada penggunaan teknologi terutama teknologi pengeboran air bawah tanah yang belum maksimal. 3.
Optimalisasi pengembangan potensi energi baru alternatif dan terbarukan guna mendukung dan meningkatkan ketersediaan pasokan energi
160. Pulau Kalimantan dikenal sebagai pulau yang memiliki potensi besar dalam pengembangan sumber daya energi terbarukan. Hal ini mengingat Pulau Kalimantan merupakan pulau yang kaya sumber daya alam serta memiliki letak yang sangat strategis. Posisi Pulau Kalimantan yang dilalui garis khatulistiwa sangat mendukung pengembangan potensi energi alternatif dan terbarukan. Kalimantan Barat misalnya sudah mulai mengembangkan potensi energi alternatif terbarukan seperti Pembangkit Listrik Tenaga Mikro Hidro, Pembangkit Listrik Tenaga Surya, Sistem Konversi Energi Angin, serta Biogas. Provinsi Kalimantan Timur sejak tahun 2010 juga telah mengembangkan sistem Biogas Power Plant sebagai alternatif energi baru dan terbarukan. Demikian pula halnya Provinsi Kalimantan Tengah yang telah mengembangkan sejumlah potensi energi alternatif terbarukan seperti Pembangkit Listrik Tenaga Mikro Hidro, Pembangkit Listrik Tenaga Angin, serta Pembangkit Listrik Tenaga Surya. Sementara Provinsi Kalimantan Selatan sudah sejak Tahun 2006 memulai proyek pengembangan potensi energi baru alternatif pemanfaatan energi surya, pengembangan potensi Biogas, pemanfaatan energi air serta pemanfaatan energi briket batubara. Pengembangan potensi energi di Pulau Kalimantan tidak hanya berorientasi pada energi baru terbarukan akan tetapi juga berorientasi pada potensi energi ramah lingkungan. 4.
Penataan sistem pengawasan kegiatan/usaha sektor sumber daya energi, mineral dan pertambangan dalam rangka meminimalisasi penyalahgunaan lahan dan kerusakan lingkungan
161. Pertumbuhan kegiatan/usaha terutama usaha pertambangan di Pulau Kalimantan sangat pesat mengingat potensi sumber daya alam yang sangat besar dimiliki pulau tersebut. Dampak positif dari pesatnya pertumbuhan usaha tambang di Pulai Kalimantan adalah meningkatnya pertumbuhan ekonomi masyarakat. Akan tetapi, pesatnya pertumbuhan usaha tambang tersebut juga berdampak negatif pada lingkungan sekitar. Akar permasalahannya adalah masih lemahnya sistem pengawasan usaha yang berakibat terjadinya penyalahgunaan lahan dan kerusakan lingkungan. Di Kalimantan Barat misalnya, masih ditemukan banyak kegiatan usaha yang berpotensi mencemari linkungan akibat kegiatan-kegiatan PETI. Demikian pula halnya di Kalimantan Tengah, sistem pengawasan lapangan juga masih belum maksimal dikarenakan kekurangan jumlah personil inspektur tambang di lapangan. Aktivitas pertambangan yang memang memiliki potensi dan dampak negatif pada lingkungan harus mendapatkan usaha-usaha pembinaan dan pengawasan sehingga meminimalisasi penyalahgunaan lahan dan kerusakan lingkungan hidup.
76
Tabel 28 Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan Wilayah Kalimantan Kondisi Saat Ini Aspek
Isu Strategis Kalimantan Barat
Kalimantan Timur
Sarana dan infrastruktur kelistrikan
Optimalisasi penyediaan energi listrik melalui pembangunan sarana dan infrastruktur pembangkit listrik terbaru
Infrastruktur (mesin) pembangkit Kemampuan daya pembangkit listrik sudah tua, diperlukan dan jaringan listrikyang ada mesin-mesin baru; saat ini masih sangat terbatas Rendahnya Rasio Elektrifikasi dan dan kecil. Rasio Desa Berlistrik; Perlunya percepatan pembangunan pembangkit listrik baru.
Sarana dan infrastruktur air bersih
Optimalisasi pengelolaan potensi air tanah untuk mengatasi kelangkaan air bersih
Energi alternatif dan terbarukan
Optimalisasi pengembangan potensi energi baru alternatif dan terbarukan guna mendukung dan meningkatkan ketersediaan pasokan energi
Potensi air tanah di Kalimantan Kelangkaan air bersih untuk Barat cukup besar tetapi suplai kawasan industri dan penyediaan air bersih bersumber masyarakat; dari pengeboran air tanah untuk Pengembangan pemboran air kebutuhan masyarakat di daerah bawah tanah di kawasan sulit air belum maksimal industri Maloy, Kariangau dan dilaksanakan; Masyarakat yang sulit air Belum terpetakannya daerah sulit bersih. air di Provinsi Kalimantan Barat; Belum tersedianya peta geologi dan peta cekungan air tanah dengan skala yang lebih besar. Banyaknya potensi energi baru Dikembangkan dan dan terbarukan tetapi belum dapat dimanfaatkannya energi baru dipemanfaatkan secara maksimal dan terbarukan seperti sehingga belum dapat biomassa, angin, mikrohidro, meningkatkan rasio elektrifikasi; uranium, biodisel dan Masih tingginya ketergantungan bioetanol
77
Kalimantan Selatan
Kalimantan Tengah
Pembangkit Listrik Di Rasio eletrifikasi 73.09 Kalimantan Tengah Masih persen; Pemanfaatan energi Tergantung Pada listrik belum efisien hal ini Penggunaan BBM Dan ditandai dengan Kondisi Mesinya Rataintensistas energi yang Rata Sudah Tua; tinggi serta elastisitas Rasio Elektrifikasi Atau energi yang masih besar. Rumah Tangga Berlistrik Di Kalimantan Tengah masih 61,1 persen. Sungai-sungai utama mudah mengalami kekeruhan terutama pada musim penghujan
Belum optimalnya pengembangan energi alternatif pengganti BBM, disebabkan masih tingginya investasi yang dibutuhkan sehingga
Potensi energi baru dan terbarukan yang sudah di kembangkan di Kalimantan Tengah adalah pembangkit listrik tenaga mikrohidro,
Kondisi Saat Ini Aspek
Isu Strategis Kalimantan Barat
Kalimantan Timur
pembangkit listrik pada penggunaan bahan bakar minyak
Sistem pengawasan tambang
Penataan sistem pengawasan kegiatan/usaha sektor sumber daya energi, mineral dan pertambangan dalam rangka meminimalisasi penyalahgunaan lahan dan kerusakan lingkungan
Banyak terjadi pemanfaatan lahan Pengawasan lingkungan ganda antara kegiatan usaha bidang pertambangan umum, pertambangan dengan kegiatan Perlunya kejelasan konsep usaha sektor lain (Pemanfaatan tema MP3EI Kalimantan lahan ganda); Koridor III, dengan Tema Terjadinya kerusakan lahan dan “Pembangunan Koridor pencemaran lingkungan akibat Ekonomi Kalimantan” kegiatan PETI sebagai Pusat Produksi dan Pengolahan Hasil Tambang & Lumbung Energi Nasional
78
Kalimantan Selatan
Kalimantan Tengah
menyebabkan biaya produksi energi menjadi relatif mahal
pembangkit listrik tenaga angin, pemanfaatan energi surya; Program kerjasama antara pemerintah Indonesia dengan pemerintah Finland dalam mengembangkan energi baru terbarukan di Kalimantan Tengah dalam Program EEP Indonesia. Kurangnya aparatur pembinaan dan pengawasan dibanding dengan jumlah perizinan, sehingga pelaksanaan pengawasan dan pembinaan tidak dapat dilakukan secara optimal
Masih banyak permasalahan tumpang tindih lahan yang melibatkan para pemilik lahan dengan masyarakat, Aktifitas pertambangan memiliki dampak terhadap lingkungan hidup maupun sosial sehingga perlu usaha-usaha pembinaan dan pengawasan aktifitas pertambangan Adanya perpindahan kepemilikan perusahaan (IUP), saham PKP2B secara mudah tanpa pengawasan dari pemerintah
1.6.4 Wilayah Sulawesi 162. Isu strategis regional Sulawesi Selatan, Sulawesi Tengah, Sulawesi Barat, Sulawesi Utara, dan Gorontalo antara lain: (1) Optimalisasi pengelolaan energi listrik; (2) Optimalisasi pemanfaatan energi alternatif dan terbarukan; (3) pengendalian distribusi BBM dan LPG; (4) Optimalisasi pemenuhan kebutuhan infrastruktur air bersih; (5) Peningkatan kualitas lingkungan sekitar tambang dengan menertibkan pencemaran limbah pertambangan; (6) Penataan kawasan pertambangan; dan (7) Mitigasi bencana khususnya bencana alam geologi. 1.
Optimalisasi pengelolaan energi listrik
163. Tenaga listrik merupakan infrastruktur yang menyangkut hajat hidup orang banyak, untuk itu tenaga listrik harus dapat terjamin ketersediaannya dalam jumlah yang cukup, harga yang wajar dan mutu yang baik. Sampai tahun 2013 di Provinsi Sulawesi Selatan, masih banyak masyarakat yang belum mendapatkan sambungan listrik terutama masyarakat pedesaan, hal itu dikarenakan akibat keterbatasan pemenuhan listrik oleh PLN. Selain di Provinsi Sulawesi Selatan, keterbatasan akan pemenuhan listrik ini antara lain terjadi di Provinsi Sulawesi Tengah dan Sulawesi Barat. Di Provinsi Sulawesi Tengah, terjadi keterbatasan pemenuhan listrik karena pembangkit listrik sebagian besar masih menggunakan mesin diesel yang kondisinya sudah tua, sehingga tidak dapat berfungsi maksimal dan mengakibatkan kekurangan energi listrik serta memerlukan pembiayaan pemeliharaan yang besar. 164. Keterbatasan pemenuhan energi listrik juga dapat terjadi karena rendahnya investasi pembangkit listrik seperti yang terjadi di Provinsi Sulawesi Utara. Selain itu keterbatasan kapasitas energi listrik saat ini juga tidak mampu mengimbangi pertumbuhan permintaan baik dalam jangka pendek maupun jangka panjang dalam menunjang atau pengembangan industri unggulan di Provinsi Sulawesi Tengah. Permasalahan lainnya adalah terdapat rasio elektrifikasi yang rendah di Provinsi Sulawesi Barat sebesar 45,97 persen dan rasio desa terlistriki sebesar 39 persen. Namun demikian dengan adanya pembangunan Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) dengan kapasitas 2 x 25 Megawatt (MW) Anggrek yang terletak di Kecamatan Anggrek, Kabupaten Gorontalo Utara diharapkan dapat membantu wilayah lainnya dalam meningkatkan pemenuhan energi listrik khususnya di Wilayah Regional Sulawesi. 2.
Optimalisasi pemanfaatan potensi energi alternatif dan terbarukan
165. Pulau Sulawesi memiliki potensi dalam pengembangan sumber daya energi alternatif dan terbarukan. Hal ini dikarenakan Pulau Sulawesi memiliki sumber daya yang berlimpah mencakup air, matahari, dan angin. Energi alternatif yang dapat dimanfaatkan di Provinsi Sulawesi Tengah adalah air yang dapat menghasilkan energi sebesar 995 MW dan energi alternatif seperti biogas yang dapat menghasilkan energi sebesar 19.026 kW apabila dimanfaatkan dengan baik. Selain itu, terdapat lahan kritis yang berpotensi untuk dimanfaatkan budi daya tanaman jarak pagar (biofuel) seluas 260.070 ha dan adanya potensi panas bumi yang terdapat dibeberapa titik tersebar di Kabupaten Poso dan Donggala dengan potensi berkisar antara 20 s.d. 40 Mwe.
79
166. Potensi pemanfaatan energi alternatif dan terbarukan juga terdapat di Provinsi Sulawesi Barat yaitu adanya 142 desa yang memiliki potensi air untuk dapat dimanfaatkan Pembangkit Listrik Tenaga Air Skala Kecil atau lebih dikenal Pembangkit Listrik Tenaga Mikro Hidro (PLTMH). Provinsi Sulawesi Barat juga memiliki lahan kelapa sawit sebesar 51.831 Ha dan produksi sebesar 259.787 Ton pertahun dan diperkirakan akan memberikan energi sebesar 30,769 GWh pertahun bila residu sawit (EFB, Serat, dan Tempurung) 42 persen dan kandungan energinya 0,282 MWh per ton dapat dimanfaatkan dengan baik. Selain itu, adanya pembangunan pembangkit listrik energi baru terbarukan di Provinsi Sulawesi Selatan juga diharapkan akan mengurangi emisi gas rumah kaca melalui pembangunan PLT Biomassa. 3.
Pengendalian distribusi BBM dan LPG
167. Energi fosil adalah sumber daya utama dalam pemenuhan kebutuhan energi. Energi fosil yang digunakan adalah bahan bakar minyak dan gas bumi. Karena wilayahnya yang luas dan terdiri dari banyak pulau, penyediaan BBM dan LPG di Indonesia khususnya di Pulau Sulawesi merupakan satu hal yang kompleks sehingga dibutuhkan infrastuktur penyediaan BBM yang tidak sederhana. Hal itu dapat mengakibatkan terhambatnya pendistribusian lalu lintas BBM dan LPG 3 kg di Provinsi Sulawesi Barat. 4.
Optimalisasi pemenuhan kebutuhan infrastruktur air bersih
168. Salah satu kendala dalam pengembangan infrastruktur khususnya air bersih antara lain belum optimalnya pemenuhan kebutuhan masyarakat akan air bersih, khususnya pada wilayah pesisir dan daerah kritis air seperti yang terjadi di Provinsi Sulawesi Selatan. Belum optimalnya pengelolaan air tanah yang diakibatkan belum tersedianya pemetaan CAT untuk pendayagunaan air tanah. Selain itu rendahnya kemampuan fiskal daerah untuk membiayai pembangunan infrastruktur di Provinsi Sulawesi Tengah juga berpengaruh terhadap rendahnya cakupan layanan air bersih di wilayah tersebut. 169. Namun demikian, adanya perubahan iklim yang tidak menentu serta pemanasan global yang memberi pengaruh terhadap ketersediaan air permukaan maupun dalam tanah seperti yang terjadi di Provinsi Sulawesi Utara. Kendala yang terakhir adalah banyaknya pembuangan limbah industri dan rumah tangga ke daerah aliran sungai yang mengakibatkan pencemaran sumber air bersih masih terjadi di Provinsi Gorontalo. 5.
Peningkatan kualitas lingkungan sekitar tambang dengan menertibkan pencemaran limbah pertambangan
170. Pertumbuhan kegiatan/usaha terutama usaha pertambangan di Pulau Sulawesi meningkat pesat mengingat potensi sumber daya alam yang sangat besar yang dimiliki pulau tersebut. Dampak positif dari pesatnya pertumbuhan usaha tambang adalah meningkatnya pertumbuhan ekonomi masyarakat. Namun, pesatnya pertumbuhan usaha tambang tersebut ternyata berdampak negatif pada lingkungan sekitar. 171. Kualitas lingkungan di Indonesia akhir-akhir ini terus mengalami penurunan. Khususnya di Provinsi Sulawesi Utara, hal ini disebabkan oleh beberapa 80
pencemaran dan kerusakan lingkungan antara lain banyaknya kegiatan pembuangan limbah perusahaan tidak sesuai prosedur yang dapat mengakibatkan banyaknya bahan kimia dan unsur hara yang dapat mengganggu kesehatan manusia. Selain itu, di Provinsi Sulawesi Utara juga terdapat penambang liar yang mengakibatkan terjadinya kerusakan lingkungan yang berdampak pada kawasan sekitar pertambangan antara lain seperti banyaknya lubang bekas tambang dan adanya pencemaran air disekitar tambang. 6.
Penataan kawasan pertambangan
172. Tumpang tindihnya izin yang dikeluarkan oleh Pemerintah Kabupaten/Kota dapat menyebabkan terjadinya kerusakan disekitar kawasan pertambangan. Untuk itu, Rencana Tata Ruang Wilayah (RTRW) di Provinsi Sulawesi Tengah, baik tingkat Provinsi maupun Kabupaten/Kota, perlu untuk segera disempurnakan. Hal ini terkait dengan peran RTRW sebagai acuan kebijakan dan pengembangan investasi, karena dengan RTRW maka Pemerintah Daerah memiliki kejelasan mengenai status kawasan yang tumpang tindih arah pemanfaatan ruang khususnya untuk kawasan peruntukan pertambangan. Hal itu dimaksudkan untuk mengarahkan agar kegiatan pertambangan dapat berlangsung secara jelas, efisien dan produktif tanpa menimbulkan dampak negatif terhadap lingkungan. Selain itu kendala yang terjadi adalah pemerintah belum menetapkan Wilayah Pertambangan (WP) menyebabkan makin banyaknya PETI di Sulawesi Utara dan penambangan tanpa izin dan banyaknya tumpang tindih lahan izin usaha pertambangan di Provinsi Sulawesi Barat 7.
Mitigasi Bencana Khususnya Bencana Alam Geologi
173. Tingginya frekuensi terjadinya bencana alam geologi di Provinsi Sulawesi Barat dikarenakan wilayah tersebut berada pada zona lingkaran cincin api dan zona tumbukan lempeng yang menjadikan daerah ini mempunyai tingkat resiko terhadap bencana alam gunung berapi dan geologi. Selain itu kerusakan lingkungan yang terjadi juga berdampak dengan timbulnya bencana. Namun demikian, biasanya terdapat potensi-potensi dibidang pertambangan berupa mineral disekitar gunung berapi.
81
Tabel 29 Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan Wilayah Sulawesi
Aspek
Kondisi Saat Ini
Isu Strategis Sulawesi Selatan
Energi/Kelistrikan
Optimalisasi pengelolaan energi listrik
Belum terpenuhinya kebutuhan masyarakat perdesaan akan energi listrik akibat keterbatasan pemenuhan listrik oleh PLN
Sulawesi Tengah
Pembangkit listrik sebagian besar menggunakan mesin diesel yang kondisinya sudah tua, sehingga tidak dapat berfungsi maksimal dan mengakibatkan kekurangan energi listrik serta memerlukan pembiayaan pemeliharaan yang besar. Rasio kelistrikan Propinsi Sulawesi Tengah hingga saat ini mencapai 42,70 % Keterbatasan kapasitas energi listrik, saat ini tidak mampu mengimbangi pertumbuhan permintaan baik dalam jangka pendek maupun jangka panjang, dalam menunjang atau pengembangan industri unggulan di wilayah Sulawesi Tengah.
82
Sulawesi Utara
Ketergantungan penyedia listrik terhadap penggunaan diesel yang memiliki biaya operasional yang relatif tinggi masih besar. Investasi pembangkit listrik masih relatif rendah.
Sulawesi Barat
Rendahnya rasio elektrifikasi yaitu sebesar 45,97 % Persentase Kecamatan terlistriki sebesar 78 persen Persentase Desa terlistriki sebesar 39 persen
Gorontalo
Meningkatkan pemanfaatan gas bumi untuk energi listrik Adanya pembangunan PTLU dengan kapasitas 2 x 25 Megawatt (MW) Anggrek yang terletak di Kecamatan Anggrek, Kabupaten Gorontalo Utara.
Aspek
Kondisi Saat Ini
Isu Strategis Sulawesi Selatan
Energi Alternatif dan Terbarukan
Optimalisasi pemanfaatan potensi energi alternatif dan terbarukan
Adanya pembangunan pembangkit listrik energi baru terbarukan yang juga diharapkan akan mengurangi emisi gas rumah kaca melalui pembangunan PLT Biomassa Kesinambungan produksi listrik khususnya yang bersumber dari PLTA, PLTMH, PLTPH membutuhkan penanganan terpadu guna menjamin keberlanjutan akan ketersediaan air baku melalui pelaksanaan konservasi hutan dan pengendalian sedimentasi
Sulawesi Tengah
Adanya potensi energi alternatif dan terbarukan antara lain: 1) Air : 995 MW 2) Matahari : 64 -78 % 3) Angin :2–5 m/s 4) Biogas : 19.026 kW Terdapat luas lahan kritis yang bisa dimanfaatkan untuk budi daya tanaman jarak pagar (Biofuel) seluas 260.070 ha Potensi Panas Bumi terdapat dibeberapa titik yang tersebar di Kabupaten Poso dan Donggala dengan potensi berkisar antara 20 s/d 40 Mwe.
83
Sulawesi Utara
Terdapat potensi air yang belum dimanfaatkan untuk kebutuhan energi listrik diperkirakan sebesar 80,54 MW Pemanfaatan panas bumi dan tenaga air sebagai energi pembangkit listrik belum optimal. Belum ada upaya serius untuk melihat kemungkinan penggunaan arus bawah laut sebagai pembangkit tenaga listrik. Biaya investasi awal untuk menggunakan teknologi penghasil energi yang lain masih tinggi. Belum ada upaya serius untuk mengembangkan bahan bakar nabati (BBN) dengan memanfaatkan komoditi lokal seperti kelapa, aren, dan balacae masih rendah. untuk mengurangi
Sulawesi Barat
Rendahnya pemanfaatan dan pengembangan energi baru terbarukan Terdapat 142 desa yang memiliki potensi air yang dapat dimanfaatkan untuk pembangunan Pembangkit Listrik Tenaga Air Skala Kecil atau lebih dikenal Pembangkit Listrik Tenaga Mikro Hidro (PLTMH). Luas areal kelapa sawit yang ada sebesar 51.831 Ha dan produksi sebesar 259.787 Ton pertahun, diperkirakan akan memberikan energi sebesar 30,769 GWh pertahun bila residu sawit (EFB, Serat, dan Tempurung) 42% dan kandungan energinya 0,282
Gorontalo
Mengembangkan energi alternatif untuk mendukung pembangunan berkelanjutan Pengembangan WKP Panas Bumi di Kabupaten Gorontalo, Bone Bolango dan Kabupaten Gorontalo Utara
Aspek
Kondisi Saat Ini
Isu Strategis Sulawesi Selatan
Sulawesi Tengah
Sulawesi Utara
Sulawesi Barat
ketergantungan terhadap bahan bakar minyak (BBM) Energi (BBM dan Gas)
MWh per ton
Pengendalian Distribusi BBM dan LPG
Infrastruktur air bersih
Optimalisasi pemenuhan kebutuhan infrastruktur
Belum optimalnya pemenuhan kebutuhan masyarakat akan air bersih, khususnya pada wilayah pesisir dan daerah kritis air Belum optimalnya pengelolaan air tanah yang diakibatkan belum tersedianya pemetaan CAT untuk pendayagunaan air tanah.
Rendahnya kemampuan fiskal daerah untuk membiayai pembanguanan infrastruktur di Provinsi Sulawesi Tengah
84
Perubahan iklim yang tidak menentu serta pemanasan global yang memberi pengaruh terhadap ketersediaan air permukaan maupun dalam tanah.
Gorontalo
Kurangnya pasokan Listrik, Minyak dan Gas Bumi Kurang tertibnya pendistribusian lalulintas BBM dan LPG 3 kg
Pembuangan limbah industri dan rumah tangga ke daerah aliran sungai yang mengakibatkan pencemaran sumber air bersih masih terjadi.
Aspek
Kondisi Saat Ini
Isu Strategis Sulawesi Selatan
Pertambangan
Peraturan dan Kebijakan
Sulawesi Tengah
Peningkatan kualitas lingkungan sekitar tambang dengan menertibkan pencemaran limbah pertambangan
Penataan kawasan pertambangan
Bencana
Sulawesi Utara
Penyempurnaan Rencana Tata Ruang Wilayah Sulawesi Tengah baik tingkat provinsi maupun kabupaten / kota sebagai acuan pengembangan investasi Tumpang tindihnya ijin yang dikeluarkan oleh Pemeerintah Kabupaten/Kota
Sulawesi Barat
Pembuangan limbah perusahaan yang tidak sesuai prosedur dan keberadaan banyak Terdapat penambang liar yang mengakibatkan terjadinya kerusakan lingkungan. Pemerintah belum menetapkan Wilayah Pertambangan (WP) menyebabkan makin banyaknya PETI di Sulawesi Utara
Mitigasi bencana khususnya bencana alam geologi
85
Maraknya penambangan tanpa izin Banyaknya tumpang tindih lahan izin usaha pertambangan
Tingginya kuantitas bencana alam geologi di Provinsi Sulawesi Barat
Gorontalo
1.6.5 Wilayah Bali, Nusa Tenggara, Maluku, dan Papua 174. Isu strategis di regional Bali, NTT, NTB, Maluku, Maluku Utara, dan Papua Barat antara lain: (1) Optimalisasi penyediaan energi listrik; (2) Optimalisasi penggunaan energi alternatif dan terbarukan; (3) Optimalisasi infrastruktur pendukung energi, mineral, dan pertambangan; (4) Optimalisasi pengelolaan pertambangan yang ramah terhadap lingkungan; (5) Mitigasi bencana dalam menghadapi potensi bencana alam; (6) Penataan kawasan pertambangan dan kehutanan; dan (7) Peningkatan sumber daya manusia pengelola pertambangan. 1.
Optimalisasi penyediaan energi listrik untuk mendukung pertumbuhan kegiatan ekonomi
175. Indonesia sebagai negara yang memiliki sumber daya yang melimpah ternyata masih memiliki permasalahan dalam bidang energi listrik dan energi alternatif. Banyak wilayah di Indonesia khususnya di wilayah Regional Bali (NTT, NTB, Maluku, Maluku Utara, dan Papua Barat) belum mendapatkan sambungan listrik, hal itu dikarenakan kurangnya ketersediaan pembangkit listrik. Keterbatasan akan tersedianya pembangkit listrik ini antara lain terjadi di wilayah Provinsi Maluku dan Provinsi NTB, karena hampir semua energi listrik dipasok dari PLTD dan sebagian kecil dari PLTU serta PLTMH. 176. Selain itu, rasio elektrifikasi yang begitu rendah di beberapa wilayah seperti di Provinsi NTT sebesar 53,42 persen dan Provinsi NTB sebesar 53,56 persen juga menjadi masalah tersendiri. Lain halnya dengan Provinsi Bali yang sudah memiliki rasio elektrifikasi sebesar 74,95 persen, permasalahan pada Provinsi Bali adalah minimnya ketersediaan pasokan energi listrik yang hanya sekitar 600 MW dari kebutuhan 1.095 MW dan Provinsi Bali masih bergantung pada hubungan interkoneksi Pulau Jawa dan Pulau Bali yang memiliki daya sebesar 200 MW, sehingga apabila suatu saat terjadi pemadaman di Pulau Jawa akan berakibat pada ketersediaan sambungan listrik di Pulau Bali. Selain itu yang menjadi perhatian adalah masih rendahnya masyarakat yang menikmati listrik di Provinsi Maluku Utara, masyarakat yang bisa mendapatkan aliran listrik sekitar 57 persen penduduk. 2.
Optimalisasi penggunaan energi alternatif dan terbarukan
177. Indonesia saat ini masih sangat tergantung pada energi fosil dan hampir 90 persen dari kebutuhan energi Indonesia masih disuplai oleh energi fosil. Selain karena akan habis, energi fosil juga berdampak negatif terhadap lingkungan. Emisi gas rumah kaca dari pembakaran energi fosil berdampak pada pemanasan global yang menyebabkan perubahan iklim. Energi alternatif merupakan solusi dari permasalahan-permasalahan diatas. Beberapa energi alternatif telah dikembangkan seperti panas bumi, biomassa, sinar matahari, dan sebagainya. Kebanyakan energi alternatif yang dikembangkan merupakan energi terbarukan. Salah satu energi alternatif yang tersedia adalah panas bumi dan air yang belum dioptimalkan penggunaannya seperti di Provinsi Papua Barat karena belum tersedianya PLTU maupun PLTH. Selain itu permasalahan yang terjadi dalam pengembangan energi alternatif adalah terbatasnya anggaran dalam mendukung upaya pemeliharaan infrastruktur energi alternatif seperti yang terjadi di Provinsi NTB. 86
178. Namun demikian, di Provinsi Maluku Utara terdapat PLTS Morotai yang mempunyai kapasitas 600 kilo Watt peak (kWp) dan merupakan PLTS terbesar yang pernah dioperasikan PLN diseluruh Indonesia karena memiliki luas lahan cukup besar yang mencapai 3 Ha. Selain itu, terdapat sumber energi alternatif selain panas bumi dan sinar matahari di Provinsi Maluku Utara yang memiliki potensi untuk dikembangkan yaitu energi biomassa berupa limbah pengolahan kayu dan batok kelapa yang bisa digunakan sebagai penghasil energi. 3.
Optimalisasi infrastruktur pertambangan
pendukung
sektor
energi,
mineral,
dan
179. Pembangunan infrastruktur sangat penting dalam mendukung sektor energi, mineral, dan pertambangan karena merupakan bagian integral dari pembangunan nasional. Infrastruktur adalah struktur dan fasilitas fisik yang dikembangkan oleh pemerintah dalam menyediakan air, energi, transportasi, dan layanan sejenisnya untuk memfasilitasi pencapaian tujuan sosial dan ekonomi khususnya dalam sektor energi, mineral, dan pertambangan. Salah satu kendala dalam pengembangan infrastruktur khususnya air antara lain banyaknya wilayah yang secara hidrogeologi tidak memungkinkan untuk memperoleh air dengan cara mudah, untuk itu perlu dikembangkan dengan sumur bor dalam seperti yang terjadi di Provinsi NTB. Adanya keterbatasan anggaran pemerintah dalam membiayai pengembangan infrastruktur air bersih di Provinsi NTB yang berpengaruh terhadap rendahnya cakupan layanan air bersih di wilayah tersebut. Namun demikian, terbatasnya ketersediaan infrastruktur energi untuk mendukung sektor pertambangan juga berpengaruh terhadap kewajiban pengelola pertambangan untuk membuat pabrik pengolahan dan pemurnian hasil penambangan di dalam negeri seperti yang diatur dalam UU No 4 Tahun 2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara yang bertujuan untuk menambah nilai terhadap hasil tambang itu sendiri. 4.
Optimalisasi pengelolaan pertambangan yang ramah terhadap lingkungan
180. Pengelolaan pertambangan juga harus memperhatikan aspek lingkungan, karena pertambangan yang ramah lingkungan (green mining) bertujuan untuk mengelola pertambangan yang aman dan ramah terhadap lingkungan sekitarnya. Hal itu dapat terwujud apabila dalam perusahaan yang mengelola pertambangan tidak hanya memperhatikan aspek ekonomi, tetapi juga memperhatikan aspek lingkungan. Sementara itu, pengelolaan pertambangan yang selama ini dilakukan belum optimal. Hal itu dikarenakan masih tingginya jumlah penambangan tanpa ijin (PETI) yang cenderung merusak lingkungan seperti yang terdapat di Provinsi NTT dan banyaknya pertambangan yang belum memperhatikan kelestarian lingkungan di Provinsi Maluku Utara. Selain itu adanya tambang terbuka (open pit mining) di Provinsi Papua Barat yang mengubah bentang alam sehingga mempengaruhi ekosistem dan habitat asli. 5.
Mitigasi bencana dalam menghadapi potensi bencana alam
181. Bencana alam adalah bencana yang diakibatkan oleh peristiwa atau serangkaian peristiwa yang disebabkan oleh alam antara lain berupa gempa bumi, tsunami, gunung meletus, banjir, kekeringan, angin topan, dan tanah longsor. Kerusakan lingkungan yang terjadi juga berdampak dengan timbulnya bencana. Kepulauan Nusa Tenggara merupakan salah satu wilayah yang mempunyai 87
gunung berapi aktif pasca letusan Gunung Tambora pada tahun 1815. Gunung tersebut terletak di Provinsi Nusa Tenggara Barat (NTB) dan hal itu dikarenakan wilayah tersebut berada pada zona lingkaran cincin api dan zona tumbukan lempeng yang menjadikan ini mempunyai tingkat resiko terhadap bencana alam gunung berapi dan geologi. Namun demikian terdapat potensi antara lain seperti di Provinsi NTB yang memiliki potensi dibidang pertambangan berupa mineral disekitar gunung berapi. 6.
Penataan kawasan pertambangan dan kehutanan
182. Tumpang tindihnya kawasan pertambangan dan kawasan kehutanan yang terjadi di Provinsi NTT, Provinsi NTB, Provinsi Maluku, dan Provinsi Papua Barat dapat menyebabkan terjadinya kerusakan hutan. Untuk itu, perlu segera dilakukan penyesuaian kebijakan sesuai dengan regulasi yang telah diatur oleh Pemerintah melalui Rencana Tata Ruang yang mengatur arah kebijakan pemanfaatan ruang kawasan hutan maupun kawasan pertambangan. Hal itu dimaksudkan untuk mengarahkan agar kegiatan pertambangan dapat berlangsung secara jelas, efisien dan produktif tanpa menimbulkan dampak negatif terhadap lingkungan. 7.
Peningkatan sumber daya manusia pengelola pertambangan
183. Pengelolaan pertambangan dihadapkan kepada tantangan untuk meningkatkan SDM yang profesional baik dalam jumlah maupun kualitasnya. Tingkat penguasaan teknologi tenaga-tenaga pertambangan belum dapat memenuhi kebutuhan yang semakin meningkat. Kegiatan eksplorasi dan pengusahaan pertambangan pada masa mendatang cenderung semakin mengarah ke daerah yang lebih sulit dan terpencil. Namun kenyataan yang terjadi adalah sektor pertambangan kurang memberikan dampak terhadap kesejahteraan masyarakat karena SDM yang masih relatif rendah di Provinsi NTT. Selain itu, kurangnya pemberdayaan masyarakat lingkar tambang dan tanggung jawab sosial perusahaan tambang seperti yang terjadi di Provinsi NTB.
88
Tabel 30 Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan Wilayah Bali, NTT, NTB, Maluku, Maluku Utara Dan Papua Barat
Aspek
Kondisi Saat Ini
Isu Strategis Bali
Energi/Kelistrikan
NTB
Optimalisasi Ketersediaan Terdapat defisit penyediaan energi pasokan energi daya listrik di listrik untuk listrik di Provinsi NTB mendukung Provinsi Bali Masih rendahnya pertumbuhan hanya 600 mw rasio elektrifikasi kegiatan ekonomi dari kebutuhan yaitu 53,65% di 1095 mw Provinsi NTB Masih bergantung pada hubungan interkoneksi Pulau Jawa dan Bali yang memiliki daya sebesar 200 mw Kebutuhan bahan bakar untuk pembangkit di Bali harus dikirim dari provinsi lain, meliputi BBM seperti saat ini, batubara terkait dengan PLTU Celukan Bawang 89
NTT
Papua Barat
Rasio elektrifikasi di Provinsi NTT masih dibawah 50%
Penggunaan energi listrik masih belum merata Beberapa Kabupaten belum mendapatkan pasokan listrik 24 jam, seperti di Kabupaten Teluk Wondama, Kabupaten Teluk Bintuni, Kabupaten Tambrauw dan Kabupaten Maybrat Peningkatan rasio desa berlistrik terutama di daerah terpencil/terisolir melalui pengembangan energi terbarukan (PLTMH, PLTS)
Maluku
Maluku Utara
Pembangkit Terdapat 43% listrik di masyarakat Provinsi yang belum Maluku hanya tersentuh menggunakan listrik di PLTD Provinsi Maluku Utara Masih rendahnya rasio elektrifikasi yaitu 60,95% di Provinsi Maluku
Aspek
Kondisi Saat Ini
Isu Strategis Bali Optimalisasi penggunaan energi alternatif dan terbarukan
NTB
NTT
Energi listrik di Pembangunan Provinsi Bali infrastruktur sebagian besar energi alternatif masih di suplai masih terkendala dari Pulau Jawa, dengan besarnya untuk itu perlu investasi yang pengembangan dibutuhkan untuk energi alternatif dapat membangun infrastruktur pemanfaatan energi alternatif dalam skala besar Terbatasnya anggaran dalam mendukung upaya pemeliharaan infrastruktur energi alternatif Pengembangan Panas Bumi di Provinsi NTB terkendala oleh : Regulasi Infrastruktur Permodalan
90
Belum tersedianya PLTU maupun PLTH sebagai bentuk pemanfaatan energi terbarukan
Papua Barat Belum dioptimalkannya penggunaan batubara dan panas bumi di Provinsi Papua Barat
Maluku
Maluku Utara
Terdapat energi panas bumi yang belum dikelola.
Provinsi Maluku Utara memiliki potensi energi biomassa yaitu batok kelapa dan limbah kayu Energi surya yang sudah dikembangka n di Maluku Utara dengan dibangunnya Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) di Pulau Morotai dengan kapasitas 6 MW Provinsi Maluku Utara memiliki potensi energi panas bumi yang tersebar di Kabupaten Halmahera Selatan,
Aspek
Kondisi Saat Ini
Isu Strategis Bali
NTB
NTT
Papua Barat
Maluku
Maluku Utara Kabuoaten Halmahera Barat, Kabupaten Halmahera Utara, dan Kota Tidore
Infrastruktur
Optimalisasi infrastruktur pendukung sektor energi, mineral, dan pertambangan
Keterbatasan anggaran pemerintah dalam membiayai pengembangan infrastruktur air bersih Masih ada 20% masyarakat kota dan 25% masyarakat desa yang belum terjangkau pelayanan air bersih Terdapat 30% jalan provinsi yang belum baik, sehingga perlu pengembangan sistem transportasi inter dan antar wilayah
91
Masih lambatnya pengembangan sektor ESDM karena belum memadainya infrastruktur pendukung yang menghambat masuknya investor di Provinsi Maluku
Aspek
Kondisi Saat Ini
Isu Strategis Bali
Pertambangan
Optimalisasi pengelolaan Pertambangan yang ramah terhadap lingkungan
Peningkatan SDM pengelola pertambangan
NTB
Adanya penambangan batupadas yang merusak saluran irigasi di Kecamatan Blahbatuh, Kabupaten Gianyar Kurangnya pemberdayaan masyarakat lingkar tambang dan tanggung jawab sosial perusahaan tambang
NTT
Papua Barat
Masih tingginya jumlah Penambangan Tanpa I jin (PETI) yang cenderung merusak lingkungan di Provinsi NTT Pertambangan kurang memberikan dampak terhadap kesejahteraan masyarakat karena SDM yang masih relatif rendah di Provinsi NTT
Adanya tambang terbuka (open pit mining) di Papua Barat yang merubah bentang alam sehingga mempengaruhi ekosistem dan habitat asli
Perlu sinkronisasi dan peninjauan kembali peraturan peraturan di sektor pertambangan dan kehutanan,
Penataan kawasan pertambangan dan kehutanan karena pada umummya potensi tambang berada di
92
Maluku
Maluku Utara Banyaknya pertambanga n yang belum memperhatik an keletarian lingkungan di Provinsi Maluku Utara
Aspek
Kondisi Saat Ini
Isu Strategis Bali
NTB
NTT
kawasan hutan
Bencana
Mitigasi bencana dalam menghadapi potensi bencana alam
Papua Barat terkait dengan eksplorasi/eksploi tasi tambang di kawasan hutan di Provinsi Papua Barat
Provinsi NTB yang berada pada lingkaran cincin api dan zona tumbukan lempeng menjadikan daerah ini mempunyai tingkat resiko terhadap bencana alam geologi seperti meletusnya gunungapi, gempa bumi dan tsunami.
93
Maluku
Maluku Utara
1.7
Ketahanan Energi dan Energi Bersih
1.7.1 Ketahanan Energi 184. Energy security atau yang secara sederhana diterjemahkan sebagai ketahanan energi dapat didefinisikan sebagai kemampuan ekonomi suatu Negara untuk menyediakan pasokan energi secara tepat waktu, dengan harga yang tidak membebani ekonomi negara tersebut. Secara sistematis the Asia Pacific Research Centre (APERC) telah mengidentifikasi tiga dimensi penting dari energy security yaitu, physical, economic, dan environmental sustainability. Physical energy security adalah dimensi yang berkaitan dengan ketersediaan (availability) dan aksesibilitas (accessibility) sumber-sumber energi. Availability berkaitan dengan eksistensi geologis dari sumber-sumber energi yang dipunyai oleh suatu negara. Availability dapat diindikasikan dari jumlah sumber daya (resource) dan cadangan (reserve) dari sumber-sumber energi yang ada dalam batas geologis suatu negara. Accessibility merepresentasikan infrastruktur energi yang menghubungkan sumber energi dan penggunanya. 185. Economic energy security adalah dimensi yang berkaitan dengan sejauh mana sebuah negara mampu (affordability) untuk menyediakan energi untuk mendorong kegiatan ekonomi. Sedangkan dimensi environmental sustainability adalah berkaitan dengan sejauh mana seseorang dapat menerima (acceptability) dampak negatif dari sistem penyediaan energi. 1.7.1.1 Indikator dan Indeks Ketahanan Energi 186. Sovacool, B.K and Mukherje, I. mengusulkan bahwa energy security terdiri atas 5 dimensi yaitu ketersediaan (availability), keterjangkauan (affordability), technology development, keberlanjutan (sustainability), dan regulasi (regulation). Kemajuan teknologi salah satunya dapat ditandai dengan peningkatan efisiensi (efficiency) sebuah sistem. Semakin efisien sebuah sistem maka semakin sedikit input yang diperlukan untuk menghasilkan output yang sama. 187. Dimensi-dimensi ketahanan energi dalam studi ini mengadopsi tiga elemen penting energy security dari APERC ditambah dengan dimensi technology development dari hasil studi Sovacool, B.K dan Mukherje, I serta memperkenalkan dua dimensi baru sebagai keunikan kondisi energi Indonesia. Dengan demikin definisi ketahanan energi yang dirumuskan di atas, mengandung beberapa dimensi yaitu: (1) Physical energy security yang terdiri dari elemen availability dan accessibility, (2) Economical energy security merupakan dimensi yang bekaitan dengan affordability, (3) Environmental sustainability merupakan dimensi yang berkaitan dengan acceptability, (4) Technology development yang menggambarkan elemen efficiency dari sistem penyediaan energi, (5) Technology development and economy yang menggambarkan elemen elastisitas energi, dan (6) Social dimension yang merepresentasikan aspek sosial dan pemerataan akses energi. 188. Guna memudahkan pengambil keputusan dalam memahami keterkaitan berbagai dimensi dalam ketahanan energi, diperlukan indikator yang dapat memotret kondisi ketahanan energi dari berbagai macam dimensi. Dalam studi ini diusulkan Composite Energy Security Index (ESI) sebagai indikator ketahanan energi, yang terdiri dari tujuh indikator elemen. Indikator-indikator tersebut 94
adalah import dependency (E1), concentration of primary energy sources weighted by a share of net import (E2), overall system cost (E3), primary energy consumption per GDP (E4), total CO2 emission (E5), energy elasticity (E6), dan electrification ratio (E7). Elemen tersebut mewakili dimensi ketahanan energi. Import dependency (E1) dan concentration of primary energy sources weighted by a share of net import (E2) mewakili dimensi physical energy security, overall system cost (E3) dan primary energy consumption per GDP (E4) mencerminkan economic energy security, total CO2 emission (E5) mencerminkan environmental sustainability, E4 juga mewakili dimensi technology development sementara energy elasticity (E6) mencerminkan dimensi technology development and economy, dan inverse electrification ratio (E7) mencerminkan aspek sosial dalam ketahanan energi. Gambar 28 memperlihatkan keterkaitan antara dimensi ketahanan energi dan indikator elemen dari Energy Security Index (ESI).
Gambar 28 Keterkaitan antara dimensi ketahanan energi dan indikator elemen dari Energy Security Index (ESI) 189. Ada dua pilihan metode dalam mengintegrasikan indikator-indikator elemen tersebut menjadi sebuah indikator komposit yaitu dengan menggunakan teknik root-mean-square (RMS) dari nilai relatif kelima indikator elemen diatas dan teknik pembobotan masing-masing nilai relatif dari indikator elemen. Untuk menentukan bobot masing-masing elemen, teknik yang kedua menggunakan metode pair-wise comparion matrix. ESI didesain untuk bernilai antara 0 dan 1. Skor ESI sebuah skenario penyediaan energi mendekati 0 menunjukkan bahwa skenario tersebut mempunyai tingkat ketahanan energi paling rendah dibanding skenario-skenario yang lain. Begitu juga sebaliknya, Skor ESI sebuah skenario penyediaan energi mendekati 1 menunjukkan bahwa skenario tersebut mempunyai tingkat ketahanan energi paling tinggi dibanding skenario-skenario yang lain. 190. Seperti disebutkan sebelumnya, Composite Energy Security Indicator (ESI) sebagai indikator ketahanan energi, terdiri atas tujuh indikator elemen. Apabila ej,k adalah indikator relatif ketahanan energi untuk indikator absolut ketahanan energi Ej,k pada skenario j dan elemen indikator k, untuk sebuah sistem yang terdiri dari a skenario dan tujuh elemen indikator ketahanan energi, indikator relatif ej,k dari Ej,k untuk elemen m (k=m) didefinisikan dalam persamaan berikut: j a ,k m
e j ,k
max ( E j ,k ) E j ,k
j 1, k m j a ,k m
j a ,k m
j 1, k m
j 1, k m
max ( E j ,k ) min ( E j ,k )
dimana ej,k merupakan nilai relatif dari Ej,k yang telah diskalakan untuk bernilai antara 0 dan 1. Selanjutnya lima indikator relatif tersebut diintegrasikan menjadi 95
sebuah indikator komposit. 191. Teknik integrasi indeks komposit dapat dilakukan melalui dua cara. Cara pertama mengadopsi metode yang digunakan oleh Gnansounou, E. dalam studinya yang berjudul Assessing the energy vulnerability: Case of industrialised countries. Dengan metode ini, ESI didefinisikan sebagai root-mean-suare (RMS) dari kelima indikator relatif. Untuk skenario n (j=n), skor ketahanan energi berdasarkan indikator ini didefinisikan sebagai berikut:
ESI j n
1 5
j n , k 5
e
j n , k 1
2 j n,k
,
Dengan kata lain, metode ini memberikan bobot yang sama untuk setiap elemen indikator. Kelebihan metode ini adalah lebih sederhana dan tidak terdapat unsur subyektivitas dalam penentuan bobot masing-masing indikator relatif. 192. Cara yang kedua adalah dengan menggunakan metoda pair-wise comparison. Pada metode ini, ESI untuk skenario n (j=n) didefinisikan oleh persamaan berikut:
ESI j n w1 en,1 w2 en, 2 ... w5 en,5 Di mana w1, w2, w3,…, w5 adalah bobot untuk masing-masing indikator elemen. Pemberian bobot ini menggunakan teknik matriks perbandingan berpasangan (pair-wise comparison). Kelebihan teknik ini adalah lebih realistis dibandingkan teknik RMS. Hal ini dikarenakan setiap negara pasti mempunyai prioritas yang berbeda terhadap penilaian ketahanan energi, sehingga bobot tiap indikator elemen ketahanan energi pasti berbeda pula. Kelemahan teknik ini adalah adanya unsur subyektivitas karena pembobotan dilakukan dengan metode pair-wise comparison yang melibatkan survei terhadap para ahli. Walaupun melibatkan pendapat para ahli dalam memberikan bobot elemen-elemen indikator, setidaknya teknik ini berusaha memberikan teknik penentuan bobot prioritas yang transparan dan mempunyai landasan statistik yang kuat. 193. Import dependency (E1)dijadikan sebagai elemen pertama (k=1) dari ESI, dan mewakili dimensi physical energy security yaitu elemen availability dan accessibility. Indikator ini mengukur sampai sejauh mana sebuah negara tergantung kepada dunia internasional, dalam hal penyediaan energi dan menggambarkan besarnya persentase penyediaan energi primer yang berasal dari import terhadap total penyediaan energi primer, dengan indikator relatifnya ej,k=1.
E j ,k 1
EI j ,k 1 total primary energy import , total primary energy consumption TPEC j ,k 1
194. Semakin tinggi Indonesia mengkonsumsi energi primer yang berasal dari impor, maka semakin tinggi pula peluang Indonesia untuk terpapar risiko gangguan pasokan energi. Risiko gangguan ini dapat berupa kenaikan/volatilitas harga energi dunia, gangguan pasokan/transportasi, ataupun gangguan bencana alam. Semakin tinggi persentase energi yang berasal dari impor (E1) maka semakin rendah tingkat ketahanan energinya begitu juga sebaliknya. Nilai yang mendekati nol menunjukkan bahwa skenario sangat bergantung terhadap impor sehingga skenario tersebut paling rendah tingkat ketahanan energinya dibanding skenario yang lain. Sebaliknya nilai mendekati 1 menunjukkan bahwa suatu negara dapat memenuhi kebutuhan energinya dari sumber indigenous (dalam negeri), sehingga kondisi tersebut paling tinggi tingkat ketahanan energinya dibanding dengan 96
skenario yang lain. 195. Concentration of primary energy sources weighted by a share of net import (E2) merupakan modifikasi setiap sumber energi yang didapat dari impor. Indikator ini menggambarkan tingkat diversifikasi sumber-sumber energi primer yang digunakan.
E j ,k 2 1 ND '
c p ln( p ),
di mana D ' dan
ND '
i
'
i
i
'
D D , ' D max ln T
Persamaan di atas digunakan untuk menghitung indikator, dimana ND’ adalah Shannon’s indeks hasil normalisasi dengan pembobotan terhadap persentase impor energi untuk tiap jenis sumber energi primer, ci = 1-mi adalah bobot yang menyatakan persentase tiap sumber energi i yang berasal dari indigenous, dan mi adalah persentase sumber energi jenis i yang diperoleh dari impor. T adalah jumlah total energi primer yang digunakan pada sistem penyediaan energi. 196. Indeks hasil normalisasi dengan pembobotan terhadap persentase impor energi untuk tiap jenis sumber energi primer adalah bobot yang menyatakan persentase tiap sumber energi yang berasal dari indigenous/dalam negeri, dan persentase sumber energi jenis yang diperoleh dari impor. Indikator ini pada dasarnya menggambarkan tingkat terkonsentrasinya sumber energi primer suatu sistem penyediaan energi. Nilai indikator absolut Ej,k=2 akan berkurang seiring dengan bertambahnya jumlah energi primer dan/atau bertambah seimbangnya persentase masingenergi primer yang digunakan pada sistem tersebut. Nilai indikator realtif ej,k=2 mendekati nol menunjukkan bahwa tingginya tingkat terkonsentrasinya sumber energi primer tertentu, berarti kondisi paling rendah tingkat ketahanan energinya. 197. Overall system cost (E3) mewakili dimensi ekonomi dari ketahanan energi, dan merupakan indikator elemen ketiga (k=3) dari ESI. Untuk skenario dengan Demand Side Management (DSM), total biaya yang dimaksud termasuk biaya tambahan untuk DSM tersebut. Indeks overall system cost untuk skenario didefinisikan sebagai Ej,k=3 sedangkan indikator relatifnya adalah ej,k=3. Total biaya penyediaan energi yang murah menunjukkan kondisi mempunyai tingkat ketahanan energi yang tinggi, begitu juga sebaliknya. Nilai ej,k=3 mendekati nol menunjukkan bahwa biaya penyediaan energi untuk skenario paling mahal diantara skenario yang lain ini berarti skenariopaling rendah tingkat ketahanan energinya. 198. Primary energy supply per GDP (E4) mewakili dua dimensi ketahanan energi sekaligus, yaitu economic energy security dan technology development. Indikator ini merupakan indikator keempat (k=4) dari ESI, dan menggambarkan keefektifan penggunaan energi primer untuk menggerakkan perekonomian, seperti digambarkan dalam persamaan di bawah ini. Nilai Ej,k=4yang tinggi menunjukkan ekonomi skenario boros dalam mengunakan energi, dan merupakan kondisi dengan ketahanan energi rendah.
97
E j ,k 4
total primary energy sup ply GDP
CO2 (E5) mewakili dimensi environmental sustainability dan acceptability. Total emisi CO2 yang dihasilkan sebuah sistem penyediaan energi digunakan sebagai elemen kelima (k=5) dari ESI. Nilai yang mendekati nol menunjukkan skenario yang paling tidak ramah lingkungan sehingga paling rendah tingkat ketahanan energinya, 199. Emisi
1.7.1.2 Ketahanan Energi Indonesia 200. Dengan menggunakan definisi ketahanan energi seperti di atas, maka untuk setiap skenario penyediaan energi berbeda, dapat dihitung ESI-nya dan membandingkan ketahanan energi untuk setiap skenario. Sebagai simulasi, dalam studi ini dikaji kondisi ketahanan energi di Indonesia dalam 5 tahun terakhir (data tahun 2007-2011), dengan tahun didefinisikan sebagai skenario dan diasumsikan bahwa penilaian pakar memposisikan seluruh indikator adalah sama pentingnya, diperoleh grafik indikator relatif dan nilai indeks sebagai berikut.
Year: Relative Value of Energy Security Indicators e1 1 0.8 e7
e2
0.6 0.4
Indonesia2007
0.2
Indonesia2008
ESI Score Indonesia2007 Indonesia2008 Indonesia2009 Indonesia2010 Indonesia2011
All Years Alt. I 0.520 0.481 0.397 0.318 0.540
Alt. II 0.708 0.598 0.564 0.406 0.671
Indonesia2009
0 e6
e3
Indonesia2010 Indonesia2011
e5
e4
Gambar 29 Skor ESI Indonesia dan Grafik Nilai Indikator Relatifnya Tahun 2007-2011 201. Pada gambar di atas terlihat bahwa dari tahun 2007 hingga 2011 Indonesia memiliki tingkat ketahanan energi yang berbeda. Ditinjau dari sisi ketergantungan terhadap impor, posisi Indonesia paling “secure” di tahun 2011. Ini disebabkan oleh persentase impor energi yang paling kecil dibandingkan tahun-tahun lainnya, walaupun secara fisik justru impor di tahun 2012 adalah yang tertinggi. Turunnya persentase impor terhadap konsumsi disebabkan pertumbuhan konsumsi lebih tinggi daripada peningkatan volume impor. Pertumbuhan konsumsi energi sendiri bisa dipicu oleh banyak faktor seperti peningkatan akses energi dan peningkatan daya beli masyarakat sehingga harga energi semakin “terjangkau”. 98
202. Dari sisi konsentrasi terhadap jenis energi tertentu atau tingkat diversifikasinya, ketahanan Indonesia paling baik adalah di tahun 2007. Hal ini disebabkan karena pola konsumsi energi nasional pada tahun tersebut lebih tidak terkonsentrasi pada jenis energi tertentu dibandingkan dengan tahun lainnya. Artinya, selisih paling kecil konsumsi energi antara satu jenis energi dengan energi lainnya terjadi pada 2007. 203. Di sisi biaya pasokan energi, yang datanya diwakili oleh indeks harga listrik, Indonesia berada dalam posisi paling “aman dan tahan” di tahun 2007 karena indeks harga listrik pada tahun inilah yang nilainya terkecil. Dalam konteks ini, semakin kecil biaya pasokan energi dapat bermakna semakin efisiennya sistem penyediaan energi. Semakin efisien sistem penyediaan energi maka semakin tinggi tingkat ketahanan energinya. Di lain pihak, dari aspek besaran konsumsi energi per GDP, posisi Indonesia paling “aman dan tahan” adalah di tahun 2009. Hal ini mengindikasikan bahwa dalam kurun 2007 hingga 2011, kontribusi terbesar pemakaian energi terhadap GDP dicapai pada tahun 2009. 204. Jumlah emisi CO2 (dari sektor energi) Indonesia terendah adalah pada tahun 2007. Ini menjadikan tahun tersebut paling “secure” bagi Indonesia ditinjau dari sisi emisi. Sedangkan untuk elastisitas energi, tahun 2008 adalah tahun di mana Indonesia memiliki nilai elastisitas yang paling baik (terendah), sehingga dari sisi ini dapat dikatakan Indonesia paling “secure” pada tahun tersebut. Sementara itu, rasio elektrifikasi tahun terakhir (2011) merupakan yang terbesar. Hal ini mengindikasikan peningkatan akses terhadap listrik yang semakin luas dari tahun ke tahun. Berdasarkan indikator ini, Indonesia paling “secure” pada tahun 2011. 205. Secara keseluruhan, dari perhitungan yang melibatkan penilaian pakar diperoleh tingkat ketahanan energi tertinggi Indonesia pada tahun 2011 dengan skor 0,540 (ESI Score alt. 1). Sementara dari perhitungan menggunakan metode root mean square diperoleh tingkat ketahanan energi tertinggi Indonesia pada tahun 2007 dengan skor 0,708 (ESI Score alt. 2).
1.7.2 Energi Bersih 206. Konsep dan definisi ketahanan energi terus berkembang. Awalnya ketahanan energi hanya menyangkut dimensi fisik, kemudian berkembang mencakup dimensi ekonomi dan lingkungan. Dewasa ini, mengukur dampak negatif penyediaan dan pemanfaatan energi terhadap lingkungan dengan hanya menggunakan indikator emisi CO2 dinilai tidak cukup lagi. Hal ini karena penyediaan dan pemanfaataan energi dapat menimbulkan dampak negatif yang berskala baik global, regional, maupun lokal. Sementara itu, emisi CO2 merupakan indikator yang mewakili dampak negatif penyediaan dan pemanfaatan energi secara global. Oleh karena itu, diperlukan sebuah indikator yang dapat memotret dampak penyediaan dan pemanfaatan energi secara dengan sudut pandang yang lebih luas. 1.7.2.1 Indikator Energi Bersih 207. Dengan metode yang sama seperti yang digunakan pada ESI, kajian ini juga mengusulkan Composite Clean Energy Indicator (CEI) yang terdiri dari 4 indikator elemen yaitu (1) Persentase energi fosil terhadap total pasokan energi, (2) GWP: Global Warming Potential, (3) POCP: Photochemical Ozone Creation, dan (4) AP: 99
Acidification Potential. Misalkan cj,k adalah indikator relatif clean energy untuk indikator absolut clean energy Cj,k pada skenario j dan elemen indikator k. Untuk sebuah sistem yang terdiri dari a skenario dan empat elemen indikator clean energy, indikator relatif cj,k dari Cj,k untuk elemen m (k=m) didefinisikan sebagai: j a ,k m
c j ,k
max (C j ,k ) C j ,k
j 1, k m j a ,k m
j a ,k m
j 1, k m
j 1, k m
,
max (C j ,k ) min (C j ,k )
cj,k merupakan nilai relatif dari Cj,k yang telah di skalakan untuk bernilai antara 0 dan 1. Selanjutnya empat indikator relatif tersebut diintegrasikan menjadi sebuah indikator komposit. Seperti halnya ESI, dalam dokumen ini diusulkan dua alternative CEI. Alternatif-alternatif ini dibedakan berdasarkan teknik pembobotan masing-masing indikator relatif. 208. Indikator elemen dalam CEI didesain untuk mewakili beberapa dimensi yaitu keseriusan pemerintah untuk mengurangi ketergantungan terhadap sumber-sumber energi fosil, dan dampak negatif terhadap lingkungan yang dihasilkan oleh sistem penyediaan energi dalam skala global, regional, maupun lokal. 209. Indikator persentase energi fosil terhadap total pasokan energi (C1) mewakili keenggangan pemerintah untuk tidak tergantung kepada sumber energi fosil. Indikator elemen pertama (k=1) dari CEI menggambarkan persentasi pasokan energi yang berasal dari fosil terhadap total pasokan energi dan didefinisikan sebagai:
C j ,k 1
pasokan energi fosil total pasokan energi primer
dan indikator relatifnya adalah cj,k=1. Persentase energi fosil yang tinggi mencerminkan keengganan pemerintah untuk tidak bergantung kepada sumber energi fosil. Nilai cj,k=1 mendekati nol menunjukan skenario j mempunyai ketergantungan yang tinggi terhadap bahan bakar fosil, begitu juga sebaliknya. 210. Global warming merupakan fenomena terperangkapnya panas pada atmosfer bumi akibat adanya kenaikan konsentrasi gas rumah kaca atau Green House Gases (GHGs). Diantara sekian banyak GHGs, CO2 merupakan GHG yang terpenting karena jumlahnya paling banyak diantara emisi GHGs yang lain. Pada tahun 2004, emisi CO2 dari hasil pembakaran bahan bakar fosil mencapai 80 persen dari total emisi CO2. Hal ini menunjukkan besarnya sumbangan sektor penyediaan energi terhadap potensi global warming. 211. Walaupun CO2 merupakan emisi GHG terbanyak diantara GHGs yang lain, emisi GHG yang lain tidak dapat diabaikan, karena walaupun total emisinya sangat kecil tetapi potensi untuk dapat menyebabkan global warming bisa beratus-kali lipat potensi yang dimiliki oleh CO2. Indikator Global Warming Potential (GWP) ini diadopsi menjadi indikator elemen kedua (k=2) dari CEI (Cj,k=2) dan indikator relatifnya adalah cj,k=2. Indikator ini dihitung dengan menjumlahkan seluruh emisi yang berpotensi menimbulkan global warming dengan kesetaraan seperti pada Tabel 31 berikut ini. Indikator ini dinyatakan dalam satuan kg CO2 eq. 100
Tabel 31 Faktor Kesetaraan GWP
Subtances
Global Warming Potential (kg CO2 eq. / kg substance)
CO2
1
CH4 N2O CO
23 296 1,53
Source :CML (Center of Environmental Science), 2000
Untuk skenario j, semakin tinggi nilai Cj,k=2 maka semakin besar potensi terjadinya global warming. Nilai cj,k=2 yang mendekati nol menunjukkan skenario j mempunyai potensi global warming terbesar dibanding skenario yang lain. Hal ini berarti skenario j mempunyai tingkat clean energy paling rendah dibanding skenario yang lain, begitu juga sebaliknya. 212. Indikator photochemical ozone creation potential (C3) menggambarkan potensi terbentuknya smog akibat bereaksinya hidrokarbon dan NOx dibawah sinar ultraviolet. Indikator ini dadopsi menjadi indikator elemen ketiga (k=3) dari CEI (Cj,k=3) dan indikator relatifnya adalah cj,k=3. Indikator ini dihitung dengan menjumlahkan seluruh emisi yang berpotensi menimbulkan photochemical ozone creation dengan kesetaraan seperti pada Tabel 32 berikut ini. Indikator ini dinyatakan dalam satuan kg C2H4 eq. Tabel 32 Faktor Kesetaraan POCP Substances
Photochemical Ozone Creation Potential (kg C2H4 eq./ kg substance)
NOx SOx CH4 CO
0,028 0,048 0,006 0,027
Untuk skenario j, semaikin tinggi nilai Cj,k=3, maka semakin besar potensi terjadinya smog. Nilai cj,k=3 yang mendekati nol menunjukkan skenario j mempunyai potensi photochemical ozone creation terbesar dibanding skenario yang lain. Hal ini bererti skenario j mempunyai tingkat clean energy paling rendah dibanding skenario yang lain, begitu juga sebaliknya. 213. Indikator acidification potential (C4) menggambarkan potensi terjadinya hujan asam (acid rain). Indikator ini dadopsi menjadi indikator elemen ketiga (k=4) dari CEI (Cj,k=4) dan indikator relatifnya adalah cj,k=4. Indikator ini dihitung dengan menjumlahkan seluruh emisi yang berpotensi menimbulkan hujan asam dengan kesetaraan seperti pada Tabel 33 berikut ini. Indikator ini dinyatakan dalam satuan kg SO2 eq.
101
Tabel 33 Faktor Kesetaraan AP Substances
Acidification Potential (kg SO2 eq./ kg substance)
NOx SOx NH3
0,5 1,2 0,6
Untuk skenario j, semakin tinggi nilai Cj,k=4, maka semakin besar potensi terjadinya hujan asam. Nilai cj,k=4 yang mendekati nol menunjukkan skenario j mempunyai potensi hujan asam terbesar dibanding skenario yang lain. Hal ini berarti skenario j mempunyai tingkat clean energy paling rendah dibanding skenario yang lain, begitu juga sebaliknya. 214. Seperti halnya ESI, indikator-indikator elemen dalam CEI juga di integrasikan dengan teknik RMS dan pembobotan dengan metode PWCM (pair-wise comparion matrix). CEI didesain untuk bernilai antara 0 dan 1. Skor CEI suatu skenario penyediaan energi yang mendekati 0 menunjukkan bahwa indikator skenario tersebut mempunyai tingkat clean energy (energi bersih) yang paling rendah dibandingkan dengan skenario yang lain. Sebaliknya, skor CEI yang tinggi menunjukkan skenario tersebut mempunyai tingkat kebersihan energi yang tinggi. 1.7.2.2 Energi Bersih Indonesia
Year: Relative Value of Clean Energy Indicators c1 1 0.8 0.6
Alt. I 0.664 0.722 0.374 0.286 0.205
Alt. II 0.779 0.834 0.537 0.333 0.409
Indonesia2007
0.4
Indonesia2008
0.2 c4
CEI Score Indonesia2007 Indonesia2008 Indonesia2009 Indonesia2010 Indonesia2011
All Years
c2
0
Indonesia2009 Indonesia2010 Indonesia2011
c3
Gambar 30 Skor CEI Indonesia dan Grafik Nilai Indikator Relatifnya Tahun 2007-2011 215. Gambar di atas menunjukkan indikator relatif untuk energi bersih Indonesia pada tahun 2007 hingga 2011. Dari sisi besarnya porsi energi fosil dalam total konsumsi energi, tahun 2008 memiliki persentase fosil terendah terhadap konsumsi. Oleh karenanya dapat dikatakan bahwa energi Indonesia paling “bersih” 102
adalah pada tahun 2008. 216. Sementara dari sisi Global Warming Potential (GWP), Indonesia paling bersih dari ancaman tersebut di tahun 2007. Hal ini disebabkan karena emisi gas penyokong GWP di tahun 2007 adalah yang terendah dibandingkan tahun lainnya. Sedangkan jika ditinjau dari emisi pembentuk kabut asap atau Photochemical Ozone Creation Potential (POCP), Indonesia paling bersih pada 2008. 217. Secara keseluruhan, baik dari perhitungan yang melibatkan penilaian pakar (alt. 1) maupun perhitungan yang menggunakan metode root mean square (alt. 2), diketahui bahwa tingkat energi bersih tertinggi Indonesia adalah pada tahun 2008 dengan skor 0,722 (CEI Score alt. 1) dan 0,834 (CEI Score alt. 2).
1.8
Penyiapan dan Pasokan Energi
218. Bagaimana cara memenuhi kebutuhan energi? Dengan melihat kebutuhan energi yang semakin meningkat, diperlukan penyempurnaan kebijakan terutama yeng berkaitan dengan kebijakan harga energi, infrastruktur energi dan ekspor/impor. Kebijakan harga energi ditujukan guna memfasilitas pengguaan beberapa jenis energi yang jumlah nya cukup banyak tersedia di dalam negeri, seperti gas alam dan batubara, serta pemanfaatan energi baru dan terbarukan.
1.8.1 Kebijakan Harga Energi 1.8.1.1 Harga BBM 219. Sampai saat ini, pemerintah masih mengalokasikan anggaran untuk subsidi BBM. Subsidi di satu sisi bertujuan untuk membantu daya beli masyarakat yang kurang mampu. Di sisi lainnya, subsidi dapat memberikan tekanan fiskal seiring dengan meningkatnya volume BBM bersubsidi dan selisih harga BBM bersubsidi dengan nilai keekonomiannya. Keseimbangan antara daya beli masyarakat yang kurang mampu dengan beban fiskal yang dapat ditanggung oleh pemerintah menjadi pembahasan setiap tahunnya dalam penetapan besaran subsidi. Selain itu, pola penerapan subsidi BBM yang tepat sasaran dan besaran nilainya belum ditemukan mekanisme bakunya. 220. Harga BBM punya pengaruh yang signifikan pada perekonomian dan kebijakan fiskal mengingat pemenuhan BBM tersebut masih sangat tergantung kepada impor dan harga di pasaran dunia berfluktuasi. Harga BBM bersubsidi terutama dipengaruhi oleh Indonesia Crude Price (ICP). Tabel di bawah ini memperlihatkan bahwa harga BBM bersubsidi berfluktuasi yang dipengaruhi fluktuasi ICP. Pemerintah telah melakukan penyesuaian harga BBM bersubsidi sebanyak lima kali dalam kurun waktu enam tahun terakhir baik harganya dinaikan maupun diturunkan. Terakhir pada akhir Juni 2013, pemerintah menaikan harga BBM bersubsidi yaitu premium dari Rp4.500,- per liter menjadi Rp6.500,- dan solar dari Rp4.500,- menjadi Rp5.500,-.
103
Tabel 34 Perubahan Harga BBM Bersubsidi Sejak Tahun 2006 No
Uraian
1 Jan 2006 23 Mei 2008
23 Mei - 30 Nov 2008
1 Des 2008 14 Des 2008
15 Des 2008 14 Jan 2009
15 Jan 2009 21 Juni 2013
22 Juni 2013 - Sekarang
1
Premium
4.500
6.000
5.000
5.500
4.500
6.500
2
Solar
4.300
5.500
5.500
4.800
4.500
5.500
3
Minyak Tanah
2.000
2.500
2.500
2.500
2.500
2.500
221. Selain dipengaruhi ICP, penentuan harga keekonomian BBM sebagai bahan perhitungan subsidi ditentukan oleh harga indeks pasar bahan bakar minyak (HIP-BBM) yang telah ditetapkan oleh Pemerintah melalui Kepmen ESDM N0 0219K/K/12/MEM/2010 tentang Harga Indeks Pasar Bahan Bakar Minyak dan Harga Indeks Pasar Bahan Bakar Nabati (Biofuel) yang dicampurkan ke dalam jenis bahan bakar minyak tertentu. 222. Berdasarkan Kepmen tersebut, untuk jenis premium didasarkan pada harga Mean of Platts Singapore (MOPS) jenis Mogas 92 rata-rata pada periode satu bulan sebelumnya dengan formula 98.42 persen MOPS Mogas 92. Sementara untuk jenis minyak solar didasarkan pada harga publikasi MOPS jenis Gasoil rata-rata pada periode satu bulan sebelumnya. Untuk jenis minyak tanah, harga didasarkan pada harga publikasi MOPS jenis Jet Kerosene rata-rata pada periode satu bulan sebelumnya. 223. Beban subsidi BBM yang semakin meningkat akan mengganggu keberlanjutan fiskal dan pengurangan anggaran pemerintah untuk program lainnya seperti pembangunan infrastruktur. Grafik di bawah ini memperlihatkan volume BBM bersubsidi setiap tahunnya mengalami peningkatan dan berimplikasi pada peningkatan besaran nilai subsidi BBM yang disalurkan. Pertumbuhan kendaraan bermotor sangat berpengaruh pada peningkatan volume BBM bersubsidi.
104
Gambar 31 Volume BBM Bersubsidi (2008-2013) 224. Pada tahun 2012 volume BBM bersubsidi mencapai 43,3 juta kilo liter, meningkat 13,4 persen dibandingkan tahun 2008. Pada tahun yang sama besaran subsidi sudah mencapai lebih dari Rp200 Triliun atau naik sekitar 4 kali lipat dibandingkan tahun 2009.
Gambar 32 Besaran Subsidi BBM dan Listrik (2008-2013) 225. Di samping pengendalian BBM bersubsidi yang tepat sasaran maupun memperluas penggunaan bahan bakar alternatif seperti gas (BBG) sebagai pengganti BBM, perlu diterapkan mekanisme baku kebijakan harga BBM untuk mengurangi ketidakpastian beban subsidi BBM. Saat ini, kebijakan harga BBM yang diterapkan masih bersifat ad-hoc. Ke depan kiranya perlu dikaji kebijakan harga BBM dengan menerapkan kebijakan harga BBM yang secara otomatis/ berkala disesuaikan pada nilai keekonomiannya berdasarkan formula baku. Pilihan lainnya adalah harga BBM mengikuti mekanisme pasar yang dapat naik atau turun tergantung dari ICP. Namun hal ini perlu dikaji secara mendalam 105
terkait dengan ketentuan Pasal 33 Undang-undang Dasar 1945. Kalau ini pilihannya, maka peluang percepatan pemanfaatan BBG sebagai pengganti BBM dapat terwujud dan energi alternatif seperti bahan bakar nabati dapat dikembangkan secara lebih baik. 1.8.1.2 Harga Gas 226. Harga gas didalam negeri saat ini relatif rendah dibandingkan dengan harga gas ekspor. Penetapan harga saat ini dilakukan agar supaya gas dapat dikonsumsi oleh pasar domestik, seperti pembangkit listrik, industri, komersial, dan rumah tangga. Walaupun harga gas saat ini ditetapkan berdasarkan tingkat affordability, bahan bakar gas tidak mungkin dapat berkompetisi dengan bahan bakar minyak, yang saat ini masih disubsidi. 227. Harga gas dikelompokkan menjadi tiga kelompok: i) harga gas dalam negeri (domestic gas sale price) yakni harga gas yang diperjual belikan antara produsen gas (Kontraktor Kontrak Kerja Sama atau KKKS) dengan pembeli gas; ii) harga gas konsumen akhir (consumer gas prices) yakni harga gas yang dibayarkan oleh pengguna akhir gas (end-user); dan iii) harga gas nilai pasar atau harga gas keekonomian (market value of gas) yaitu harga gas yang yang mencerminkan keinginan pembeli (willingness to pay) atas sejumlah gas dan biasanya harga jenis energi lainnya yang menjadi kompetitor dari gas. 228. Saat ini, berdasarkan UU minyak dan gas, harga gas konsumen akhir ditetapkan oleh pemerintah hanya untuk gas yang dikonsumsi oleh rumah tangga dan pengguna skala kecil, serta sektor transportasi. Namun demikian, pada kenyataannya harga gas untuk konsumen lain juga secara tidak langsung ditetapkan pemerintah. Hal ini disebabkan harga gas dalam negeri tetap ditetapkan oleh pemerintah melalui mekanisme Domestic Market Obligation (DMO), walaupun penetapannya didasarkan atas negosiasi antara produsen dan pembeli gas. Hanya perusahaan besar saja yang mampu membeli gas secara langsung dari produsen gas. Sedangkan kebanyakan dari pengguna gas membeli gas dari Perusahaan Gas Negara (PGN) sehingga penetapan harga gas domestik jual-beli antara PGN dengan produsen gas, secara tidak langsug menetapkan harga harga gas konsumen akhir untuk konsumen gas secara keseluruhan, selain rumah tangga dan pengguna skala kecil. 229. Harga gas konsumen yang dijual oleh PGN relatif rendah dibandingkan dengan jenis energi kompetitornya. Gambar Gambar 33 Harga Jual Gas Konsumen dari PGN dan Harga Energi Lainnya yang Merupakan Kompetitor Gas (2013) menunjukkan harga jual gas PGN yang relatif lebih rendah dibandingkan dengan harga solar (HSD) dan jenis energi lainnya. Harga rata-rata gas konsumen akhir, yang dijual PGN, adalah USD 8,54 per MMBTU, lebih rendah dibandingkan dengan harga rata-rata solar (HSD) sebesar USD 29,26 per MMBTU.
106
Gambar 33 Harga Jual Gas Konsumen dari PGN dan Harga Energi Lainnya yang Merupakan Kompetitor Gas (2013) 230. Walaupun dalam tahun tahun terakhir harga gas dalam negeri dinaikkan, dan berdampak kepada kenaikkan harga gas konsumer akhir, harga gas dalam negeri masih relatif jauh lebih rendah dibandingkan harga gas ekspor. Hal ini memberikan kecenderungan bagi produsen gas untuk tetap memprioritaskan
penjualan gas ke luar negeri (ekspor). Gambar 34 menunjukkan harga gas dalam negeri dengan harga gas ekspor untuk tahun 2012. Pada bulan Februari 2013, harga gas domestik untuk sektor listrik ditetapkan sebesar USD 11 per MMBTU, untuk industri sebesar USD 9 per MMBTU, dan untuk industri pupuk sebesar USD 8 per MMBTU, pada saat harga gas ekspor sebesar USD 16 per MMBTU. Gambar 34 Harga Rata-rata Gas Domestik dan Ekspor (2012)
107
Harga Jual BBG
Harga di titik penyerahan, bisa di well head maupun plan gate pipa hulu
Tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa yang ditetapkan oleh Badan pengatur;
Biaya untuk pembangunan, pengo erasian, dan pemeliharaan SPBG dan infrastruktur pendukungnya
Keuntungan pengoperasian Stasiun Pengisian Bahan Bakar Gas (SPBG)
Pajak Pertambahan Nilai dan Pajak bahan bakar untuk kendaraan bermotor 4500 4000
Pajak 521
3500 310
Margin SPBG
561
401 310
750 Investasi & O/M
2500
561
2000
1.854 750
Toll Fee
HCTP
1.055
3000
1500
Dengan harga BBG Rp. 3.100/LSP ($9,7/mmbtu), pengusaha SPBG tidak dapat membeli gas dari titik penyerahan yang harganya 1000 sekitar Rp. 1.854/LSP ($5-6/mmbtu). Agar supaya pengusaha SPBG dapat memperoleh gas, maka harga 500 BBG sekurang-kurangnya Rp. 4,000/LSP ($12-13/mmbtu) 0
HCTP
Toll Fee
Investasi & O/M
Margin SPBG
Pajak
Gambar 35 Komponen Harga Gas untuk Sektor Transportasi 231. Untuk meningkatkan pasokan gas di dalam negeri diperlukan penyempurnaan harga gas, baik harga gas domestik dan harga gas konsumen akhir. Ada tiga opsi untuk menyempurnakan harga gas: i) hilangkan semua regulasi dalam penetapan harga dan harga gas ditentukan berdasarkan berdasarkan negosisasi antara produsen gas dengan pembeli. Hal ini akan mendongkrak harga gas dalam negeri mendekati harga gas ekspor; ii) menerapkan harga gas patokan atau ‘benchmark’ baik untuk harga gas jual beli yang digunakan dalam kontrak antara produsen gas dengan pembeli gas ataupun harga yang akan dijadikan patokan didalam negosiasi antara produsen gas dengan pembelinya. Hal ini akan meningkatkan kepastian (certainty and predictability) dari harga gas serta mengurangi ‘missmatch’ antara harga gas dalam negei dengan harga gas ekspor; iii) memperkenalkan aturan tentang penentuan harga gas, namun bukan penetapan harga gas nya itu sendiri. Hal ini akan meningkatkan tingkat transparansi dalam penentuan harga gas dan sekaligus meningkatkan kepastian harga gas, walapun masih dibawah kepastian dengan harga ‘benchmark.’ 232. Membiarkan harga gas ditentukan oleh pasar cenderung tidak sejalan dengan kebijakan alokasi gas yang saat ini berlaku. Jika sektor yang menjadi prioritas mempunyai kemampuan membayar (ability to pay) rendah, maka sektor tersebut beresiko ter-eliminasi dari dari pasar gas. Sebaliknya jika sektor dengan prioritas rendah mempunya kemampuan bayar yang tinggi, maka ada kemungkinan gas akan mengalir ke sektor ini. Dengan kata lain, membiarkan harga gas ditentukan oleh pasar beresiko adanya inkonsistensi dengan kebijakan alokasi gas ke sektor-sektor tertentu di dalam negeri. Namun demikian jika kebijakan ini kemudian tidak diterapkan lagi, dan demikian juga DMO, maka industri gas akan lebih efisien jika ditentukan melalui pasar, yakni negosiasi antara produsen gas dan pembeli gas, tanpa adanya persetujuan harga dari pemerintah. 233. Harga gas patokan (benchmark) ditentukan berdasarkan harga-harga jenis energi lainnya yang merupakan substitusi dari gas. Beberapa negara telah menerapkan sistem harga gas patokan ini. Cina, misalnya, harga yang menjadi 108
patokan adalah harga bahan bakar yang menjadi substitusi dari gas dengan faktor pengurang (discount), sehingga harga gas akan mengikuti pergerakan harga bahan bakar lainnya namun akan selalu lebih rendah. Demikian juga India yang menerapkan harga patokan yang sedikit lebih ‘complicated’ dibandingkan dengan harga patokan di Cina. 234. Dalam tahun-tahun kedepan, harga gas dalam negeri perlu mengacu kepada harga patokan atau ‘benchmark.’ Namun demikian, fleksibilitas perlu juga diterapkan, misalnya harga gas dapat dinegosiasi dalam kisaran 10 persen dari harga gas patokan. Harga patokan mengacu kepada harga dari jenis energi yang menjadi substitusi dari gas, yakni harga solar di sektor industri, harga batubara di sektor listrik, dan harga impor pupuk, dengan rumusan sebagai berikut, dimana Pb adalah harga patokan, Pf harga solar, Pc harga batubara, dan Mu harga impor urea/pupuk. Sedangkan Si adalah ‘share’ penggunaan gas di sektor listrik, Sp di sektor listrik, dan Sfdi sektor pupuk (Si+ Sp+ Sf =1).
(
)
pb = ( si p f ) + ( s p pc ) + s f éëM u / Qg ùû
235. Dengan menggunakan persamaan di atas, maka dapat dihitung harga patokan gas domestik. Harga solar setara gas untuk pembangkit listrik, misalnya, saat ini adalah USD 17,1 per MMBTU, harga batubara setara gas USD 3,3 per MMBTU, dan harga pupuk/urea impor setara gas adalah USD 13,9 per MMBTU. Saat ini share dari konsumsi gas untuk industri adalah 42,5 persen, dan share dari konsumsi gas untuk pembangkit listrik adakah 34,0 persen, dan untuk pupuk adalah 23,5 persen. Dengan angka-angka harga energi yang menjadi kompetitor gas dan konsumsi gas tersebut, maka harga patokan gas dalam negeri adalah USD (42,5%)(17,1)+(34%)(3,3)+(23,5%)(13,9) per MMBTU = USD 11,6 per MMBTU.
109
Gambar 36 Harga Patokan Gas Dalam Negeri (2000-2013) 236. Gambar 36 menunjukkan bagaimana pergerakan harga patokan gas dalam negeri akan bergerak sejak tahun 2000 dibandingkan dengan harga LNG. Harga patokan gas dalam negeri umumnya dibawah harga LNG, yakni pada saat-saat harga solar menanjak naik. Harga patokan gas dalam negeri juga selalu berada dibawah harga solar namun diatas harga batubara. 237. Harga patokan gas dalam negeri yang dihitung di atas dapat merupakan atau dianggap sebagai harga gas pasar yang maksimum, secara rata-rata, yang diterima oleh produsen gas, yakni jika harga gas domestik ditentukan hanya oleh negosiasi antara produsen gas dan pembeli tanpa persetujuan atau penetapan dari pemerintah. Namun demikian, guna mendorong dan memperepat penggunaan gas didalam negeri, serta guna menghindari adanya ’price schock’ terhadapa konsumen gas yang ada sekarang ini, maka perlu diterapkan, terhadap harga gas patokan dalam negeri tersebut, satu faktor pengurang atau ‘discount’ sebesar 10-15 persen. Dengan faktor pengurang tersebut, maka harga patokan gas dalam negeri menjadi (10-15%)(11,6) = USD 10-10,5 per MMBTU. Faktor ini dapat saja jauh lebih besar dari 15 persen, misalnya 40 persen, pada saat pertama kali harga patokan gas ini diperkenalkan ke produsen dan konsumen gas. Faktor ini juga dapat dikurangi/diperbesar atau bahkan ‘premium’ dapat diterapkan untuk lapangan-lapangan gas yang sifatnya ‘marginal’ guna memberikan insentif dalam pengembangannya.
110
1.8.1.3 Harga Panas Bumi 238. Harga listrik yang bersumber dari panas bumi saat ini ditetapkan dengan memperhatikan ongkos produksi uap dan listrik. Ongkos produksi uap umumnya sangat ‘site-spesifik’ dan tergantung dari kedalaman sumur panas bumi. 239. Harga listrik panas bumi terus mengalami penyempurnaan dari tahun ke tahun. Pada tahun 2008, harga panas listrik panas bumi ditentukan berdasarkan harga patokan, mengacu kepada biaya pokok produksi (BPP), serta tergantung terhadap skala pembangkit listrik. Untuk pembangkit listrik tenaga panas bumi skala menengah (10-55MW), harga patokan ditetapkan sebesar 85 persen BPP di sisi tegangan tinggi atau 85 persen BPP di sisi tegangan menengah kapasitas 10 MW - 55 MW. Untuk PLTP skala besar (diatas 55MW), harga patokan ditetapkan sebesar 80 persen BPP di sisi tegangan tinggi kapasitas >55 MW. Pada tahun 2009, harga listrik panas bumi ditentukan dengan mengacu kepada HPS, serta ditambahkan acuan biaya eksplorasi dan pengembangan, namun kemudian diubah menjadi sebesar maximum 9,7 sen US$/kWh. Tahun 2011, kembali harga listrik panas bumi disempurnakan, dan kali ini harga patokan ditentukan berdasarkan harga hasil lelang WKP panas bumi. 240. Pada tahun 2012, harga panas bumi ditetapkan berdasarkan wilayah (Feed in Tariff). Untuk pembangkit listrik panas bumi di wilayah Sumatra, maka harga listrik ditentukan sebesar 10-11,5 USD cents/Kwh, di wilayah Jawa, Madura, dan Bali sebesar USD 11-12,5cents/Kwh, NTT sebesar USD 15-16,5 cents/Kwh, Gorontalo, Sulawesi Utara, dan Tengah sebesar USD 13-14,5 cents/Kwh, Sulawesi Barat, Selatan dan tenggara sebesar USD 11-13,5 cents/Kwh, dan Maluku sebesar USD 17-18,5 cents/Kwh. Gambar 37 memperlihatkan harga listrik panas bumi yang diberlakukan dengan menggunakan skema feed-in tariff.
Gambar 37 Harga Listrik Panas Bumi dengan Skema Feed-In Tariff 241. Gambar 38 memperlihatkan harga listrik panas bumi untuk beberapa (19) lapangan panas bumi yang saat sedang dikembangkan, yakni harga listrik panas bumi hasil lelang dan sedang dalam proses penyelesaian Power Purchase 111
Agreement (PPA) dengan pihak pembeli (Off-taker), yakni PLN. Terlihat bahwa harga listrik panas bumi sangat bervariasi di kisaran diantara USD 5,62 per KWh (Jawa) dan USD 18,18 per KWh (NTT/Maluku). Terlihat harga listrik ini juga tergantung dari skala pembangkit. Untuk pembangkit dengan skala kecil/menengah (<50MW), harga cenderung tinggi, dan kemudiang harga cenderung menurun dengan meningkatknya skala pembangkit listrik. Perlu juga dicatat bahwa lelang dari kebanyakan lapangan-lapangan panas bumi ini dilakukan pada saat pemerintah menerapkan harga maksimum USD 9,75 per KWh. Dengan demikian, dapat dimengerti harga listrik hasil lelang WKP memperlihatkan kecenderungan harga listrik yang berkisar di angka harga maksimum.
Gambar 38 Harga Listrik Panas Bumi untuk Beberapa Lapangan Panas Bumi yang Saat Ini Sedang Dikembangkan: Sumatra, Jawa, dan NTT/Maluku 242. Di samping itu, harga listrik panas bumi juga tergantung dari kualitas reservoir panas bumi. Untuk reservoir dengan temperatur yang tinggi (high) (>220 oCelcius), ada kecenderungan bahwa harga listriknya lebih rendah dibandingkan dengan harga listrik dengan reservoir temperatur menengah (moderate) (150-180 oCelcius). Hal ini dapat dimengerti mengingat nilai investasi ‘Steam Gathering’ untuk reservoir dengan suhu menengah/rendah relatif lebih besar karena diperlukan lebih banyak sumur reinjeksi dan sistem perpipaan uap, dengan harus diterapkannya teknologi ‘binary plants’ dalam pembangkitan listrik. 243. Dengan demikian harga listrik panas bumi hendaknya ditentukan dengan memperhatikan kualitas reservoir, karena nilai investasi sangat tergantung dari kandungan uap dan suhu reservoir. Untuk reservoir dengan suhu tinggi dan volume uapnya yang besar, maka nilai investasi ‘Steam Gathering’ akan relatif rendah sehingga tarif listriknya menjadi lebih rendah dibandingkan dengan harga listrik dari reservoir panas bumi dengan suhu menengah. Kandngan air dari reservoir suhu rendah relatif cukup banyak sehingga dibutuhkan fasilitas yang lebih ‘lengkap’ untuk membuat uap panas.
112
244. Dengan demikian, penentuan harga listrik panas bumi sangat ditentukan oleh informasi mengenai kualitas reservoir. Dalam gambar diatas secara konsep dapat ditentukan dua trayektori harga listrik panas bumi, masing-masing untuk lapangan panas bumi dengan suhu tinggi (>220 oC) dan untuk lapangan dengan suhu menengah (150-180 oC). Dengan kata lain harga listrik panas bumi ditentukan berdasarkan klasifikasi lapangan panas bumi, dimana klasifikasi ini didasarkan atas kualitas atau suhu reservoir.Implikasi dari pada hal ini adalah bahwa penentuan harga listrik dengan pembeli (off-taker) baru dapat ditentukan sesudah informasi mengenai klasifikasi reservoir dapat ditentukan. 245. Harga listrik panas bumi umumnya di atas harga rata-rata listrik yang dibangkitkan melalui pembakaran batubara. PLN sebagai satu-satunya off-taker listrik selalu mendasarkan pembelian listriknya kepada ‘least-cost’ konsep, dan tidak memasukkan biaya atau manfaat ekonomi/eksternalitas dari energi primer. Artinya, PLN akan membeli terlebih dahulu listrik-listrik yang dibangkitkan dengan biaya roduksi yang paling murah, dalam hal ini listrik batu-bara, tanpa menghiraukan dampak emisi yang akan dikeluarkan oleh pembangkit listrik batu-bara. Tanpa memperhatikan manfaat ekonomi (rendah emisi), listrik yang dibangkitkan dari panas bumi tidak akan mendapat di dalam protofolio PLN. Oleh sebab itu, intervensi perlu dilakukan guna menjadikan harga listrik panas bumi cukup kompetitif dibandingkan dengan lsitrik batu-bara. Salah satu cara adalah dengan memberikan penugasan kepada PLN untuk membeli listirk batu-bara dengan harga tertentu (feed-in tariff), diatas harga listrik batu-bara, dimana selisih antara harga listrik panas bumi dengan harga lsitrik batu-bara akan ditutup oleh subsidi listrik. 246. Namun skim penugasan, feed-in tariff, dan subsidi listrik panas bumi ini ini memerlukan beberapa hal yang menjadi pre-requisite dari keberhasilannya. Pertama adalah adanya ketersediaan dana APBN yang akan menjadi sumber pendanaan subsidi lsitrik. Kedua adalah justifikasi dari tariff listrik panas bumi. Jika tariff ini hanya didasarkan atas informasi reservoir yang tidak cukup/komplit – informasi dari survei permukaan tanpa adanya informasi hasil pengeboran eksplorasi – maka pemberian subsidi akan menjadi instrumen fiskal yang memasukkan resiko eksplorasi kedalam portofolio APBN. Hal ini tentu tdak didinginkan. Dengan perkataan lain, penerapan feed-tariff dan subsidi listrik panas bumi mensyaratkan adanya informasi yang cukup untuk menjadi basis penentuan feed-in tarif dan subsidi. 1.8.1.4 Harga Listrik 247. Listrik merupakan salah satu komoditi strategis dalam perekonomian Indonesia karena selain digunakan secara luas oleh masyarakat terutama untuk keperluan penerangan, listrik juga merupakan salah satu sumber energi utama bagi sektor industri. Oleh karena itu, Pemerintah menaruh perhatian yang cukup besar terhadap harga penjualan listrik kepada konsumen, mengingat perubahan harga listrik akan mempunyai dampak yang cukup siginifikan terhadap kenaikan harga-harga umum, yang pada gilirannya akan berpengaruh juga terhadap perekonomian secara makro. Salah satu faktor yang menentukan tingkat harga penjualan listrik adalah biaya penyediaan tenaga listrik. Harga jual listrik ditetapkan dengan memperhatikan ‘affordability’ masyarakat, yakni Tarif Dasar Listrik (TDL). 113
248. Pada tanggal 1 April 2001 pemerintah mengeluarkan kebijakan kenaikan harga BBM dunia industri sekitar 50 sampai 100 persen. Pada tanggal 17 Mei 2001 kembali menaikkan harga semua jenis BBM sebesar 30 persen dan mulai 15 Juni 2001, tarif dasar listrik (TDL) naik sebesar 20 persen. Selain itu, pada Juli 2001 pemerintah juga menaikkan PPN (pajak pertambahan nilai) dari 10 persen menjadi 12,5 persen. 249. Kenaikan tarif dasar listrik pada tahun 2003 tertuang dalam Kepres No 89/2002 dimana kenaikan TDL per tiga bulan 6 persen, mulai Januari 2003 dan hanya berlaku pada tahun 2003. Kenaikan abonemen (biaya beban) untuk golongan rumahtangga R-1, misalnya, untuk 900 VA naik dari Rp16.200 menjadi Rp18.100. Biaya beban golongan industri I-2 di atas 2200 VA sampai 200 KVA naik dari Rp28.700 menjadi Rp30.400. Alasan kenaikan TDL pada tahun 2003 tersebut untuk mengantisipasi terjadinya krisis listrik di Jawa dan Bali 2004-2005. 250. Sejak tahun 2009, sesuai dengan UU No. 30 tahun 2009 tentang Kelistrikan Pasal 4, penetapan tarif dasar listrik dilakukan oleh Pemerintah Pusat atau Pemerintah Daerah seseuai dengan kewenangannya dengan persetujuan DPR atau DPRD. Besaran tarif tersebut harus memperhatikan keseimbagan kepentingan nasional, daerah, konsumen dan pelaku usaha penyedia listrik dan dapat berbeda di setiap daerah dalam suatu wilayah usaha. Pada implementasinya, kebijakan penetapan tarif dasar listrik lebih banyak dilakukan oleh Pemerintah pusat yang biasanya diatur dalam Perpres atau Kepres. 251. Struktur pasar yang terdiri dari berbagai kelompok konsumen memungkinkan penerapan kebijakan harga jual yang berbeda untuk setiap konsumen. Harga listrik untuk kelompok konsumen yang membutuhkan jumlah daya besar secara massal seperti industri relatif lebih rendah karena memenuhi skala keekonomian dan pemasangan jaringan yang lebih sederhana. Sebaliknya harga listrik relatif lebih mahal bagi kelompok konsumen yang tersebar dengan kebutuhan yang kecil dikarenakan tidak memenuhi skala keekonomian dan jaringan yang tidak sederhana. Dengan memperhatikan perbedaan kemampuan daya beli kelompok konsumen, pemerintah menerapkan subsidi silang terbalik untuk rumah tangga. 252. Pada tanggal 30 Juni 2010, Pemerintah menerbitkan Peraturan Menteri ESDM No. 07 tahun 2010 tentang Tarif Tenaga Listrik yang disediakan oleh PT. PLN (Persero). Berdasarkan Permen itu kenaikan TDL rata-rata sebesar 10 persen dan kenaikan rata-ratanya bagi masing-masing pelanggan: Sosial (10 persen), Rumah Tangga (18 persen), Bisnis (16 persen), Industri (6 – 12 persen), Pemerintah (15 – 18 persen) dan Traksi/Curah/Layanan Khusus (9 – 20 persen). 253. Berdasarkan UU No. 30 tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan pasal 34 dan diterangkan lebih lanjut dalam Pasal 1 angka 15 disebutkan bahwa yang dimaksud dengan Pemerintah Pusat yang selanjutnya disebut Pemerintah adalah Presiden RI sebagaimana dimaksud UUD RI 1945. Oleh karena itu, kebijakan penetapan tarif tenaga listrik tahun 2010 melalui Permen ESDM No. 7 tahun 2010 dianggap tidak sesuai dengan ketentuan UU No. 30 tahun 2009. Oleh karena itu, berdasarkan hasil rapat antara komisi VII DPR RI Pemerintah diminta untuk mengganti Permen ESDM No. 7 tahun 2010 menjadi Perpres. Pemerintah kemudian menerbitkan Perpres No. 8 tahun 2011 sebagai pengganti Permen ESDM 114
No. 7 tahun 2010 tanggal 7 Februari 2011. Tabel 35 Kebijakan Kenaikan Tarif Dasar Listrik di Indonesia Tahun 2001-2013 Tahun
3 Desember 2003
30 Juni 2010
Peraturan
Keppres No. 104 Tahun 2003
Permen ESDM No.7 Tahun 2010
Rata-rata harga jual (Rp/kwh) 123-430
S1-S3 (Pelayanan Sosial)
169-621
R1-R3 (Rumah Tangga)
254-545
B1-B3 (Bisnis)
160-460
I1-I4 (Industri)
575-635
P1-P3 (Kantor Pemerintah, PJU)
360
T (Traksi)
390
C (Curah)
1380
M (Multiguna)
325-755
S2 (Pelayanan Sosial), S1 dan S3 tidak naik
415-1330
R1-R3 (Rumah Tangga)
535-1100
B1-B2 (Bisnis), B3 tidak naik
485-915
Hanya I1 (Industri) naik
820-1200
P1 dan P3 (Kantor Pemerintah, PJU), P2 tidak naik
390-665
T (Traksi)
445-595
C (Curah)
1450
7 Januari 2011
1 Januari - 1 Oktober 2013 (Naik bertahap per tiga bulan dari Januari - Oktober)
Perpres No. 8 Tahun 2011
Permen No. 30 Tahun 2012
Keterangan
L (Layanan Khusus)
325 - 755
S1-S3 (Pelayanan Sosial)
415-1330
R1-R3 (Rumah Tangga)
535-1100
B1-B3 (Bisnis)
415-915
I1 (Industri), Pengecualian kepada pelanggan I2-I4
685-1200
P1-P3 (Kantor Pemerintah, PJU)
665
T (Traksi)
595
C (Curah)
1450
L (Layanan Khusus)
325-900
Hanya pelanggan S2
415-1352
R1-R3 (Rumah Tangga)
535-1352
B1-B2 (Bisnis)
485-1112
I1 (Industri), Pengecualian kepada pelanggan I2-I4
685-1352
P1-P3 (Kantor Pemerintah, PJU)
411-808
T (Traksi)
611-707
C (Curah)
1500-1650
115
L (Layanan Khusus)
254. Pada awal tahun 2011 tagihan listrik beberapa sektor industri mengalami kenaikan, hal ini terjadi karena PLN mencabut capping TDL untuk sektor industri yang sebesar maksimum 18 persen. Komisi VII DPR meminta pemerintah untuk tetap memberlakukan capping TDL untuk sektor industri, namun anggaran subsidi listrik tetap berpedoman kepada UU NO. 10 tahun 2010 tentang APBN 2011 yaitu sebesar Rp 40,7 Triliun. PLN tetap mencabut capping tersebut karena subsidi listrik tidak mampu menutupi biaya operasional PLN, selain itu juga karena industri yang menikmati insentif capping hanya sekitar 9.000-an perusahaan dari total 48.000 pelanggan industri. Kalau capping tidak dicabut, maka sejumlah industri akan mendapat tarif lebih murah dari umumnya industri sejenis. Kebijakan tersebut melanggar UU persaingan usaha yang dikontrol oleh KPPU (Komisi Pengawas Persaingan Usaha) sehingga mulai tahun 2011 seluruh pelanggan industri pada setiap kelompok mengalami kenaikan TDL yang sama yaitu 20-30 persen. 255. Penetapan TDL ini akan berimplikasi pada besaran subsidi listrik yang diakibatkan tingginya biaya produksi sementara di sisi lain harga jual listrik PLN dibatasi dengan TDL. Subsidi listrik pertama kali dilakukan pada tahun 1998 /1999 sebagai dampak krisis moneter. Jumlah subsidi listrik dari tahun ke tahun berfluktuasi tergantung pada berbagai indikator makro seperti harga minyak mentah dan nilai tukar rupiah selain tentunya kebijakan pemerintah dan kebijakan korporasi PLN. Perubahan kebijakan subsidi listrik cukup signifikan mempengaruhi fluktuasi beban subsidi listrik. Pada periode 1998 – 2000, perhitungan subsidi listrik menggunakan pola defisit cash flow PLN dan pada tahun 2001 diubah menjadi skema subsidi konsumen terarah. Perubahan ini dimaksudkan agar subsidi diarahkan pada konsumen dengan daya di bawah 450 VA sedangkan konsumen di atas daya tersebut dilakukan penyesuaian secara bertahap sampai tarif keekonomiannya. Pola tersebut dipertajam lagi sejak tahun 2002 hingga awal 2005 dengan sasaran subsidi dipersempit lagi menjadi maksimum pemakaian 60 kwh per bulan. 256. Walaupun demikian skema tahun 2005 ini tidak dapat dilanjutkan secara sempurna dengan penyesuaian tarif untuk kelompok non-subsidi di tahun berikutnya. Dengan biaya produksi listrik yang terus meningkat seiring dengan pencabutan penggunaan BBM bersubsidi bagi pembangkit PLN dan melemahnya nilai tukar rupiah. Kondisi ini membuat kemampuan PLN dalam melakukan investasi pengembangan infrastruktur kelistrikan menjadi terbatas yang berakibat pada penurunan kemampuan PLN dalam memenuhi pertumbuhan permintaan listrik. 257. Dengan mengacu pada UU No. 19 tahun 2003 tentang BUMN pasal 2 ayat 1 yang menyebutkan bahwa BUMN yang mendapat pengasan pemerintah tidak boleh rugi maka PLN harus diberi margin agar PLN dapat melakukan investasi pengembangan untuk jangka panjang. Komponen margin dalam penghitungan subsidi listrik baru dilaksanakan pada tanhun anggaran 2009 dan besaran margin yang masih belum mencukupi investasi yaitu sekitar 3 persen. 258. Selain itu pada tahun 2005 dilakukan perubahan skema subsidi listrik menjadi subsidi konsumen diperluas dengan pola PSO yang berakibat seluruh kelompok pelanggan yang tingkat tarifnya di bawah BPP akan mendapatkan subsidi. Kebijakan ini di satu sisi meringkankan beban PLN dan memberi peluang investasi dan pengembangan kapasitas namun di sisi lain mendorong peningkatan beban subsidi
116
listrik. Berikut adalah perkembangan subsidi listrik dari tahun 2000 – 20136. Tabel 36 Perkembangan Subsidi Listrik dari Tahun 2000 – 2013 Tahun Jumlah (Triliun)
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
*2013
8,90
30,39
33,07
83,90
49,54
57,60
90,44
64,97
80,93
Sumber: Nota Keuangan 2013 Kementerian
*alokasi APBN
259. Untuk menekan subsidi yang semakin membengkak, pada Maret 2013, dilakukan penandatanganan Service Level Agreement (SLA) tentang pencapaian kebijakan subsidi listrik yang berkeadilan yang dilakukan oleh PLN bersama 12 kementerian /lembaga yang berhubungan dengan isu pengembangan kelistrikan baik secara langsung maupun tidak langsung. Kesebelas kementerian dan lembaga terdiri atas: Kementerian Koordinator bidang Perekonomian; Kementerian Keuangan; Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM); Kementerian BUMN; Kementerian Perhubungan; Kementerian Lingkungan Hidup; Kementerian Kehutanan, Kementerian Dalam Negeri; Badan Pertanahan Nasional (BPN); Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas (SKK Migas); Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas (BPH Migas) dan Unit Kerja Presiden bidang Pengawasan dan Pengendalian Pembangunan (UKP4). 260. Maksud dan tujuan dari SLA ini adalah untuk memperkuat dan mempercepat pelaksanaan koordinasi dan komunikasi antara Menteri, Kepala Lembaga dan PLN dan juga untuk memperjelas pembagian tugas dan mengharmonisasikan langkah dan kegiatan antara Menteri, Kepala Lembaga dan PLN untuk mencapai tujuan penurunan subsidi dan penerapan yang tepat sasaran. 261. Melalui dukungan kementerian dan lembaga yang tertuang dalam SLA, PLN akan mampu memenuhi target-target kerjanya, antara lain dapat mengimbangi tingkat pertumbuhan listrik yang mencapai 10 persen per tahun. Sebagai contoh, SKK Migas harus bisa memastikan bahwa pasokan gas yang dibutuhkan PLN terpenuhi. Dengan demikian, PLN bisa menekan penggunaan bahan bakar minyak (BBM) untuk pembangkitnya, yang berujung pada ditekannya subsidi listrik. Selain dukungan di sisi operasi untuk mendapatkan gas, SLA akan sangat membantu kelancaran proyek investasi dalam mendukung pengembangan kelistrikan di Tanah Air. Persoalan terbesar dalam mengembangkan infrastruktur listrik adalah perizinan lahan, terutama lahan di wilayah hutan untuk jalur transmisi dan distribusi. Juga perizinan untuk pembangunan pembangkit listrik panas bumi, PLTA dan lain-lain. Persoalan lainnya, izin pembangunan pelabuhan jetty untuk pembangkit listrik baru, izin penanaman kabel tanah di perkotaan dan lain-lain. 1.8.1.5 Harga Batubara 262. Sesuai dengan Peraturan Dirjen Minerba No. 515.K/32/DJB/2011, harga patokan batubara untuk steam (thermal) coal dan coking (metallurgical) coal di dalam negeri ditetapkan oleh Direktur Jenderal atas nama Menteri setiap bulan berdasarkan formula yang mengacu pada rata-rata indeks harga batubara sesuai 6
KESDM, Memoir Akhir Jabatan Menteri ESDM 2000 – 2009 dan nota keuangan 2012 117
dengan mekanisme pasar dan/atau sesuai dengan harga yang berlaku umum di pasar internasional. Harga patokan ini wajib digunakan sebagai acuan harga batubara bagi pemegang IUP Operasi Produksi dan IUPK Operasi Produksi Batubara serta PKP2B dalam penjualan batubara. 263. Indeks harga batubara sebagaimana dimaksud di atas, terdiri atas indeks harga batubara: a. Steam (thermal), indeks harga batubara yang diterbitkan - Indonesian Coal Index/Argus Coalindo; - Indeks New Castle, Australia; - Indeks Platts; dan - Global Coal New Castle Index. b. Coking (metallurgical), indeks yang diterbitkan oleh: - Platts, dan - Energy Publishing. 264. Formula untuk penetapan harga patokan batubara steam (thermal) merupakan acuan dalam menghitung harga patokan batubara steam (thermal) untuk jenis batubara utama dan batubara lainnya. Harga Batubara Acuan (dalam kesetaraan nilai kalor 6322 kkal/kg GAR) HBA = 25% ICI1 + 25% Plattsl + 25% NEX + 25% GC
[USD/ton]
Di mana: • HBA = Harga Batubara Acuan • ICI = Indonesia Coal Index • Platts = Platts Benchmark Price • NEX = New Castle Export Index = New Castle Global Coal Index • GC
[USD/ton] [USD/ton] [USD/ton] [USD/ton] [USD/ton]
Konversi nilai kalor batubara dari kondisi ADB ke GAR: K GAR = K ADB * (100 - TM) / (100 - IM) Di mana: K GAR = Nilai kalor batubara kondisi GAR (gross as received) K ADB = Nilai kalor batubara kondisi ADB (as dried basis) TM = Total moisture = Inherent Moisture IM Untuk : Kandungan Belerang Batubara dalam as received (ar) Kandungan Abu Batubara dalam as received (ar)
265. Harga Patokan Batubara utama ditetapkan dengan formula yang di dalamnya mengandung variabel: a. Harga Batubara Acuan steam (thermal); b. Nilai Kalor Batubara (calorific value);
118
c. Kandungan Air (moisture content); d. Kandungan Belerang (sulphur content); dan e. Kandungan Abu (ash content). Sedangkan untuk Harga Patokan Batubara lainnya ditetapkan dengan formula yang di dalamnya mengandung variabel: a. HPB utama (price marker); b. Nilai Kalor Batubara (calorific value); c. Kandungan Air (moisture content); d. Kandungan Belerang (sulphur content); dan e. Kandungan Abu (ash content). Sementara, untuk harga patokan batubara coking (metallurgical) terdiri atas: a. Harga Patokan Batubara Hard Coking b. Harga Patokan Batubara Semi Soft Coking c. Harga Patokan Batubara Pulverised Coal Injenction 266. Secara lengkap, jenis batubara utama dan jenis batubara lainnya beserta formula harga patokan batubara steam (thermal) dapat dilihat pada Tabel 37. Sementara perkembangan harga batubara dari tahun 2009 sejak HPB ini diluncurkan sampai Desember 2013 dapat dilihat pada Gambar 39.
119
Tabel 37 Jenis dan Formula Harga Patokan Batubara No
Perusahaan
Nama Dagang
Formula
Batubara Utama 1
PT. Gunung Bayan Pratama Goal
Gunung Bayan I
(HBA * K * A ) - (B + U )
2
PT. Kaltim Prima Coal
Prima Coal
(HBA * K * A ) - (B + U )
3
PT. Kaltim Prima Coal
Pinang 6 1 5 0
(HBA * K * A ) - (B + U )
4
PT. Indominco Mandiri
Indominco IM _ East
(HBA * K * A ) - (B + U )
5
PT. Kaltim Prima Coal
Melawan Coal
(HBA * K * A ) - (B + U )
6
PT. A daro Indonesia
Envirocoal Coal
(HBA * K * A ) - (B + U )
7
PT. Jorong Barutama Greston
Jorong J-0
(HBA * K * A ) - (B + U )
PT. Arutmin Indonesia
Ecocoal
(HBA * K * A ) - (B + U )
9
PT. Gunung Bayan Pratama Coal
Gunung Bayan II
(0.9 7 7
8 * Gunung Bayan I) - 2.0 1 8 1
10
PT. Marunda Graha Mineral
Marunda Thermal Coal
(0.9 9 6
3 * Prima Coal) - 1.5 8 2
11
PT. Trubaindo Coal Mining
Trubaindo HCV_HS
(0.9 7 8
1 * Prima Coal) - 3.9 3 9
12
PT. Trubaindo Coal Mining
Trubaindo HCV L S
(0.9 6 4
1 * Prima Coal) - 0.1 7 2
13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 32 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50
PT. Antang Gunung Meratus PT. Kaltim Prima Coal PT. Arutmin Indonesia PT. Arutmin Indonesia PT. Arutmin Indonesia PT. Mandiri Intl Perkasa PT. W ahana Baratama Mining PT. Indominco Mandiri PT. T anjung Alam Jaya PT. Mandiri In t i Perkasa PT. Trubaindo Coal Mining PT. Sumber Kurnia Buan a P D. Baramarta PT. Arutmin Indonesia PT. In sani Bara Perkasa PT. Bahari Cakrawala Sebuku PT. Indominco Mandiri PT. Kaltim Prima Coal PT. Indominco Mandiri PT. Multi Harapan Utama PT. Bangun Benua PT. Multi Harapan Utama PT. Kaltim Prima Coal PT. Arutmin Indonesia PT. Multi Harapan Utama PT. Kadya Caraka Mulia PT. Teguh Sinar Abadi PT. Tan ito Harum PT. Mahakam Sumber Jaya PT. Kaltim Prima Coal PT. Arutmin Indonesia PT. Baramulti Suksessarana PT. Lanna Harita Indonesia PT. Kaltim Prima Coal PT. Berau Coal PT. Berau Coal PT. Kideco Jaya Agung PT. Berau Coal
Tanjung Formation Coal Pinang 6 0 0 0 NAR Arutmin Sat ui 1 0 Arutmin Senakin Arutmin A 6 2 5 0 Mandiri A W ahana Coal Indominco IM_W est /6 5 0 0 TAJ Coal Mandiri B Trubain do MCV_LS SKB Coal Baramarta Coal Arutmin A 6 1 0 0 Insani Coal BCS Coal Indominco IM_W est /6 3 5 0 Pinang 6 0 0 0 Indominco IMM_MCVHS Multi Coal Low Bangun Coal Multi Coal Middle Pinang 5 9 0 0 Arutmin A 5 9 0 0 Multi Coal High KCM Coal TSA coal Tanito Coal Mahakam Coal Pinang 5 7 0 0 Arutmin A 5 7 0 0 BSS Coal Lanna Harita Coal Pinang 5 5 0 0 Berau Mahoni Berau Mahoni B Kideco Coal Berau Agathis
(0.9 6 9 (1.0 2 2 (1.0 5 7 (1.0 4 9 (1.0 6 1 (1.0 5 4 (1.0 2 9 (0.9 8 3 (1.0 2 9 (1.0 4 3 (0.9 9 6 (1.0 5 2 (1.0 4 3 (1.0 1 8 (0.9 2 4 (0.9 5 5 (0.9 6 1 (0.9 5 0 (0.9 5 1 (0.9 4 2 (1.0 2 6 (0.9 3 4 (0.9 0 1 (0.9 7 9 (1.0 2 9 (1.0 9 0 (0.9 9 3 (1.0 0 0 (1.0 0 0 (0.9 8 1 (1.0 7 8 (1.0 5 6 (0.9 1 2 (0.9 2 4 (1.0 7 7 (0.9 8 1 (0.9 2 4 (1.0 3 3
1 * Prima Coal) - 3.2 5 2 1 * Pinang 6 1 5 0 ) - 0.1 0 2 7 * Pinang 6 1 5 0 ) - 3.6 6 6 3 * Pinang 6 1 5 0 ) - 4.4 2 7 1 * Pinang 6 1 5 0 ) - 5.2 8 1 3 * Pinang 6 1 5 0 ) - 0.3 1 0 2 * Pinang 6 1 5 0 ) - 3.1 3 5 7 * Pinang 6 1 5 0 ) - 0.4 5 3 2 * Pinang 6 1 5 0 ) - 5.1 3 5 8 * Pinang 6 1 5 0 ) - 2.5 2 1 6 * Pinang 6 1 5 0 ) - 0.5 0 4 3 * Pinang 6 1 5 0 ) - 1 1.2 4 1 5 * Pinang 6 1 5 0 ) - 4.6 0 0 4 * Pinang 6 1 5 0 ) - 4.4 8 5 4 * Pinang 6 1 5 0 ) + 3.0 8 8 7 * Pinang 6 1 5 0 ) - 0.7 2 4 0 * Pinang 6 1 5 0 ) - 0.1 4 9 8 * Pinang 6 1 5 0 ) + 0.4 2 6 6 * Pinang 6 1 5 0 ) - 3.7 9 8 8 * Pinang 6 1 5 0 ) - 1.9 3 7 8 * Pinang 6 1 5 0 ) - 6.2 1 5 9 * Pinang 6 1 5 0 ) - 5.9 0 1 5 * Pinang 6 1 5 0 ) - 0.3 4 7 4 * Pinang 6 1 5 0 ) - 4.1 0 5 8 * Indominco IM_East) - 7.1 8 3 6 * Indominco IM_East) - 3.4 2 9 9 * Indominco IM_East) - 2.7 5 5 0 * Indominco IM_East) + 1.0 4 0 0 * Indominco IM_East) + 1.0 4 0 8 * Indominco IM _ E ast ) + 4.4 5 4 8 * Indominco IM_East) - 0.4 2 0 5 * Indominco IM _ E ast ) + 0.3 9 7 3 * Indominco IM_East) + 2.1 0 7 0 * Indominco IM_East)+4.698 7 * Melawan Coal) + 3.5 4 1 5 * Melawan Coal) - 1.3 7 6 6 * Melawan Coal) + 2.8 2 2 8 * Envirocoal) - 4.6 8 1
8 Batubara Lainnya
120
No 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61
Perusahaan PT. Lanna Harita Indonesia PT. Berau Coal PT. Berau Coal PT. Arutmin Indonesia PT. Antang Gunung Meratus PT. Bat u Alam Selaras PT. Perkasa Inakakerta PT. Borneo Indobara PT. Intitirta Prima Sakti PT. Pesona Khatulistiwa Nusantara PT. Lamindo Inter Multikon
Nama Dagang Lanna Harita Coal Berau Sungkai Berau Sungkai High S Arutmin A 5 0 0 0 W arukin Formation Coal Bas Gumay Coal PIC Coal BIB COAL Intitirta coal PKN 3 5 0 0 LIM 3 0 0 0
Formula (0.9 8 6 (1.0 0 0 (1.0 0 0 (1.0 4 8 (0.9 6 4 (0.9 5 5 (1.0 3 2 (0.8 4 6 (0.7 9 1 (0.7 2 4 (0.5 3 9
5 * Envirocoal) - 6.2 0 8 0 * Envirocoal) - 4.7 2 0 0 * Envirocoal) - 6.7 2 0 6 * Envirocoal) - 5.2 4 5 9 * Envirocoal) - 2.8 2 8 9 * Jorong J-1 ) - 1.0 3 5 7 * Ecocoal) - 7.3 4 6 0 * Ecocoal) + 0.1 4 6 4 * Ecocoal) - 5.4 7 6 2 * Ecocoal) - 5.0 1 1 9 * Ecocoal) - 3.7 6 3
267. Formula Harga Patokan Batubara Coking (Metallurgical) mengikuti ketentuan sebagai berikut : a. Harga Patokan Batubara Hard Coking HPB HC = (CCQ + CCH-LOW + CCH-HIGH + HR + EC + WC + QL + PC)/8
[USD/ton]
Di mana: HPB Hc = Harga Patokan Batubara Hard Coking [USD/ton] CCQ = Coking Coal Queensland Index - Energy Publishing [USD/ton] CCH-LOW = Coking Coal Hampton Rd Index Low-Energy Publishing [USD/ton] CCH-HIGH = Coking Coal Hampton Rd Index High-Energy Publishing [USD/ton] HR = Coking Coal Hampton Roads - Platts [USD/ton] = Coking Coal East Coast – Platts EC [USD/ton] = Coking Coal West Coast - Platts WC [USD/ton] QL = Coking Coal Queensland - Platts [USD/ton] PC = Coking Coal Pacific Coast - Platts [USD/ton]
b. Harga Patokan Batubara Semi-soft Coking HPB ssc = (NSW + PO)/2 [USD/ton] Di mana: HPB ssc = Harga Patokan Batubara Semi-soft Coking [USD/ton] NSW = Semi-soft Coking Coal New South Wales - Platts [USD/ton] PO = Semi-soft Coking Coal Poland - Platts [USD/ton]
121
160,00
140,00
120,00
100,00
80,00
60,00
40,00
20,00
HBA (USD/ton)
Gunung Bayan I 7000 kcal/kg (gar)
Prima Coal 6700 kcal/kg (gar)
Pinang Coal 6150 kcal/kg (gar)
Indominco IM East 5700 kcal/kg (gar)
Melawan Coal 5400 kcal/kg (gar)
Envirocoal 5000 kcal/kg (gar)
Jorong J-1 4400 kcal/kg (gar)
Ecocoal 4200 kcal/kg (gar)
Gambar 39 Perkembangan Harga Batubara (2009-2013) 122
Nov-13
Sep-13
Jul-13
May-13
Mar-13
Jan-13
Nov-12
Sep-12
Jul-12
May-12
Mar-12
Jan-12
Nov-11
Sep-11
Jul-11
May-11
Mar-11
Jan-11
Nov-10
Sep-10
Jul-10
May-10
Mar-10
Jan-10
Nov-09
Sep-09
Jul-09
May-09
Mar-09
Jan-09
0,00
c. Harga Patokan Batubara Pulverised Coal Injection HPB pc,=(QL+SA+IN+CO+VE)/5 [USD/ton] Di mana: HPB Pc, = Harga Patokan Batubara Pulverised [USD/ton] QL = Pulverised Coal Injection Queensland - Platts [USD/ton] SA = Pulverised Coal Injection South Africa - Platts [USD/ton] IN = Pulverised Coal Injection Indonesia - Platts [USD/ton] CO = Pulverised Coal Injection Colombia - Platts [USD/ton] VE = Pulverised Coal Injection Venezuela - Platts [USD/ton]
Coal
Injection
268. Ketika kontrak penjualan batubara dilakukan secara jangka tertentu (term), harga batubara ini mengacu pada rata-rata 3 (tiga) Harga Patokan Batubara terakhir pada bulan di mana dilakukan kesepakatan harga batubara, dengan faktor pengali 50 persen untuk Harga Patokan Batubara bulan terakhir, 30 persen untuk Harga Patokan Batubara satu bulan sebelumnya, dan 20 persen untuk Harga Patokan Batubara dua bulan sebelumnya. 269. Untuk harga batubara untuk PLTU Mulut Tambang, penetapan harga mengikuti peraturan dirjen Minerba No. 1348.K/30/DJB/2011 dengan ketentuan formula harga batubara untuk pembangkit listrik mulut tambang mencakup dua jenis batubara dengan nilai kalori lebih besar atau sama dengan 3.000 kkal/kg GAR dan batubara dengan kalori kurang dari 3.000 kkal/kg GAR. 270. Harga batubara untuk pembangkit listrik mulut tambang dengan nilai kalori lebih besar atau sama dengan 3.000 kkal/kg GAR dapat dijual dengan harga dibawah Harga Patokan Batubara yang disetujui oleh Direktur Jenderal berdasarkan hasil kajian yang akan ditetapkan dalam Keputusan Direktur Jenderal. 271. Harga batubara untuk pembangkit listrik mulut tambang dengan nilai kalori kurang dari 3.000 kkal/kg GAR ditetapkan dengan formula biaya produksi ditambah margin yang didasarkan pada perhitungan yang disampaikan oleh perusahaan sebagai penjual batubara untuk mendapatkan persetujuan dari Direktur Jenderal atas nama Menteri. Margin yang jadi acuan adalah keuntungan perusahaan sebagai penjual batubara sebesar 25 persen dari biaya produksi. 272. Dalam hal terdapat kondisi batubara yang tidak ekonomis untuk dijual di luar konsesi tambang maka batubara dengan nilai kalori Iebih besar atau sama dengan 3.000 kkal/kg GAR dapat dijual kepada pembangkit listrik mulut tambang dengan harga tertentu atas kesepakatan kedua belah pihak dan disetujui oleh Direktur Jenderal atas nama Menteri. 273. Harga pembelian batubara oleh PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) dalam rangka pengoperasian Pembangkit Listrik Tenaga Uap dari perusahaan Per:Janjian Karya Pengusahaan Pertambangan Batubara atau Izin Usaha Pertambangan Operasi Produksi Batubara mengikuti harga patokan batubara pada saat tercapainya kesepakatan antara PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) 123
dengan perusahaan Perjanjian Karya Pengusahaan Pertambangan Batubara atau Izin Usaha Pertambangan Operasi Produksi Batubara. Pembelian batubara diberlakukan juga untuk keperluan Pembangkit Listrik Tenaga Uap yang pembelian batubaranya dibebankan kepada PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) dan anak perusahaan yang melakukan kegiatan pengoperasian Pembangkit Listrik Tenaga Uap. Harga kesepakatan pembelian batubara tersebut wajib disesuaikan setiap 12 (dua belas) bulan sekali dengan harga pembelian batubara sesuai dengan harga patokan batubara yang berlaku pada saat penyesuaian. 1.8.1.6 Harga Energi Baru Terbarukan 274. Harga Bahan Bakar Nabati (BBN) mengacu pada Keputusan Menteri ESDM No. 0219K/12/MEM/2010 tentang Harga Indeks Pasar Bahan Bakar Minyak dan Harga Indeks Pasar Bahan Bakar Nabati (Biofuel) yang dicampurkan ke dalam jenis bahan bakar tertentu. Dalam Kepmen tersebut, harga indeks pasar (Biofuel) ditetapkan sebagai berikut: Untuk jenis biodiesel, didasarkan Harga Patokan Ekspor Biodiesel dari minyak sawit (FAME) yang ditetapkan Menteri Perdagangan setiap bulan dengan faktor konversi 870 kg/m3. Sementara untuk jenis bioethanol, harga didasarkan pada harga publikasi Argus untuk Ethanol FOB Thailand rata-rata pada periode satu bulan sebelumnya ditambah 5 persen indeks penyeimbang produksi dalam negeri dengan faktor konversi sebesar 788 kg/m3. 275. Pengaruh dari penerapan harga tersebut, Pertamina selaku salah satu Badan Usaha yang ditunjuk untuk melakukan PSO penyaluran BBM tidak dapat melakukan blending Ethanol pada Premium maupun Pertamaks dikarenakan tidak adanya suplai bioethanol. Hal ini disebabkan Harga Indeks Pasar Ethanol yang ditetapkan lebih rendah dari biaya produksi dan sedikit di atas harga jual/harga ekspor di pasar. Memperhatikan hal tersebut, KESDM bersama Kemenkeu tahun 2013 mengkaji harga indeks pasar bioethanol agar lebih tinggi. Kajian ini difokuskan pada hasil verifikasi perhitungan dari Badan Pengawas Keuangan dan Pembangunan (BPKP). Sampai saat ini pembahasan masih terkendala pada perbedaan persepsi antara Kementerian Keuangan dengan hasil verifikasi BPKP. Kemenkeu meminta verifikasi lengkap dari dari biaya produksi bioethanol, biaya trasnportasi dan margin dari produsen bioethanol. Sementara BPKP hanya memverifikasi biaya produksi . 276. Dari hasil audit tahun anggaran 2012 diketahui bahwa biaya pokok produksi bioethanol berada di kisaran Rp. 7000 – 8000 per liter.
1.8.2 Kebijakan Pembangunan Infrastruktur Energi 277. Pembangunan infrastruktur gas mutlak diperlukan guna menjamin pasokan energi ke seluruh tanah air. Infratruktur enegi yang harus dibangun meliputi infrastruktur Bahan Bakar Minyak (BBM), infrastruktur gas, infrastruktur listrik, dan infrastruktur batubara. Pengembangan infrastruktur untuk semua jenis energi dibangun secara terintegrasi guna menjamun efisiensi pengoperasian dari infrastruktur tersebut serta tingginya tingkat pelayanan.
124
1.8.2.1 Infrastruktur BBM 278. Pemenuhan konsumsi BBM sangat tergantung dari kapasitas kilang yang dapat berproduksi di dalam negeri atau melalui impor. Berdasarkan data dari PT Pertamina (Persero), kapasitas kilang yang ada hanya dapat memenuhi sekitar 47 persen dari kebutuhan gasoline. Sementara, kapasitas kilang untuk memproduksi diesel lebih tinggi yaitu sebesar 72 persen. Hal ini menunjukan bahwasannya diperlukan tambahan kilang baru maupun upgrading kilang agar dapat meningkatkan kemampuan produksi BBM dalam negeri. Tabel 38 Produksi Kilang dan Permintaan Minyak Pertamina Refinery Unit II
III
IV
V
VI
VII
Total prod, Refining Directorate
Avtur
0,75
0,08
1,77
0,73
-
-
3,32
3,5
(0,18)
95%
Kerosene
1,35
1,23
0,99
2,77
0,59
0,08
7,02
2,0
5,02
351%
Migas
1,34
1,17
3,52
2,59
3,24
0,09
11,96
25,7
(13,74)
47%
Diesel
4,24
1,63
5,95
5,39
0,97
0,17
18,34
25,5
(7,16)
72%
Marketing demand
Eksport/ Import
Production /demand
Gambar 40 Kilang Pertamina dan Kapasitas Produksinya 279. Kapasitas kilang milik PT Pertamina (Persero) yang masih berproduksi saat ini sebesar 1.038 ribu barrel per stream day (MBSD). Pada tahun 2011, kilang tersebut dapat menghasilkan 3,32 juta kilo liter avtur; 7,02 juta kilo liter kerosen; 11,96 juta kilo liter mogas; dan 18,34 juta kilo liter diesel. Saat ini, kapasitas kilang yang paling besar menghasilkan keempat komoditi tersebut berada di Refinery Unit IV – Cilacap sebesar 12,23 juta kilo liter. 125
280. Untuk memenuhi kebutuhan BBM, selama kurun waktu 2015 – 2019 direncanakan akan dibangun kilang baru melalui APBN dengan kapasitas 300 MBSD dan kerjasama pemerintah dan swasta dengan kapasitas 300 MBSD. Kilang baru ini diharapkan persiapannya dapat diselesaikan pada tahun 2014. Di samping itu, PT Pertamina (Persero) melalui kerjasama strategis dengan mitranya juga akan membangun 2 kilang baru. Saat ini, masih dalam proses studi bersama dengan Kuwait dan Saudi Aramco. 281. Berdasarkan data dari PT (Pertamina) Persero, supply dan demand gasoline dapat digambarkan sebagai berikut:
Gambar 41 Penyediaan dan Permintaan Gasoline 282. Dari gambar tersebut, diperkirakan pada tahun 2020 terjadi kekurangan supply gasoline sebesar 19,5 juta kilo liter. Apabila rencana kilang baru dapat beroperasi pada tahun 2019 sebagaimana direncanakan, maka kekurangan supply tersebut dapat dipenuhi dari kilang baru. Sebaliknya, pada tahun yang sama akan ada kelebihan supply sebesar 8 juta kilo liter untuk diesel. Kelebihan ini dapat dimanfaatkan untuk menambah devisa melalui ekspor. Untuk supply dan demand untuk diesel sebagaimana gambar berikut.
126
Gambar 42 Penyediaan dan Permintaan Diesel 1.8.2.2 Infrastruktur Gas 283. Skenario Business As Usual (BAU) dirancang untuk menunjukkan neraca suplai dan permintaan gas jika tidak ada perubahan signifikan yang dibuat dalam kebijakan pemerintah mengenai kebutuhan gas domestik. Skenario ini menunjukkan bahwa sampai tahun 2025, yang paling signifikan pertumbuhan permintaan adalah sektor industri lainnya (Gambar 43). Setelah 2025, permintaan gas untuk pembangkit listrik menggerakkan permintaan domestik, diikuti oleh industri lain. Sementara permintaan di sektor transportasi juga tumbuh, namun sektor transportasi merupakan komponen permintaan yang kecil dibandingkan dengan industri lain dan pembangkit listrik.
127
Gambar 43 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario BAU 284. Ada beberapa kelebihan suplai antara tahun 2017 dan 2025, sebagian besar disebabkan oleh penurunan volume ekspor pada periode tersebut. Setelah tahun 2025, akan ada kekurangan pasokan untuk memenuhi permintaan ekspor sementara permintaan domestik masih dapat dipenuhi. Pada tahun 2029 pasokan tidak akan cukup untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri. 285. Skenario berorientasi ekspor menunjukkan bahwa permintaan domestik mengalami penurunan (Gambar 44). Namun, mirip dengan skenario BAU, pendorong utama permintaan domestik sebelum 2025 adalah industri lainnya, dan setelah 2025 adalah pembangkit listrik. Industri pupuk juga berkontribusi terhadap permintaan domestik, sementara transportasi dan permintaan distribusi gas jauh lebih signifikan. Karena proyeksi permintaan yang lebih rendah, kelebihan pasokan terjadi antara tahun 2013 dan 2027. Setelah 2027, pasokan tidak akan cukup untuk memenuhi permintaan ekspor. Namun, pasokan domestik akan cukup untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri hingga 2052. 286. Pada skenario produksi tinggi, proyeksi permintaan sama persis seperti skenario BAU, namun proyeksi suplai pada skenario ini jauh lebih tinggi. Skenario ini menunjukkan bahwa akan ada kelebihan suplai gas antara tahun 2017 dan 2053 (Gambar 45). Permintaan domestik dapat dipenuhi oleh suplai gas domestik hingga 2056.
128
Gambar 44 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario Berorientasi Ekspor
Gambar 45 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario Produksi Tinggi 287. Skenario permintaan domestik yang tinggi atau skenario berorientasi domestik menunjukkan bahwa hingga tahun 2025, pendorong utama permintaan domestik adalah industri lainnya (Gambar 46). Setelah tahun 2025, pendorong utama adalah pembangkit listrik, yang tumbuh pada tingkat yang sangat tinggi, 129
menyusul pertumbuhan PDB yang lebih tinggi. Semua kebutuhan gas industri berkembang pada angka lebih atau kurang konstan setelah 2025. Sebagai permintaan domestik diproyeksikan akan tumbuh pada tingkat yang lebih tinggi, tidak ada kelebihan suplai dalam skenario ini, dan pada tahun 2020 permintaan domestik melebihi suplai domestik.
Gambar 46 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario Berorientasi Domestik Permintaan Gas Domestik yang Tidak Terpenuhi dan Tahun Pertama Impor 288. Di tingkat nasional, cara termudah untuk menganalisis efek memiliki infrastruktur yang tersedia untuk memungkinkan transfer antar-regional adalah dengan membandingkan jumlah permintaan domestik awal yang belum terpenuhi berdasarkan skenario yang dikembangkan dalam DASS (Demand and Supply Scenario) untuk menghasilkan permintaan domestik yang belum terpenuhi setelah rencana infrastruktur optimal diidentifikasi di TIM (Transport Infrastructure Model). 289. Gambar 47 menunjukkan permintaan domestik yang belum terpenuhi sebelum dan sesudah transfer antar-regional sesuai rencana infrastruktur untuk Skenario BAU. Membandingkan dua grafik yang menunjukkan penurunan yang signifikan dalam permintaan domestik yang belum terpenuhi jika infrastruktur dibangun untuk memungkinkan transfer antar daerah. Pada skenario BAU total permintaan domestik awal yang belum terpenuhi dihitung dalam DASS adalah 159 Tcf, dibandingkan dengan total permintaan domestik yang belum terpenuhi setelah infrastruktur adalah 61 Tcf.
130
Gambar 47 Proyeksi Permintaan Domestik Belum Terpenuhi 290. Melihat pasokan jangka panjang dan proyeksi permintaan setelah pembangunan infrastruktur, bahwa ada permintaan domestik yang belum terpenuhi yang teridentifikasi pada tahun pertama. Hal ini, dengan kata lain, impor tahun pertama dibutuhkan untuk memenuhi permintaan domestik. Gambar 48 menunjukkan proyeksi permintaan dan suplai untuk jangka panjang setelah rencana infrastruktur untuk skenario BAU. Dalam skenario ini, impor tahun pertama dibutuhkan untuk memenuhi permintaan domestik 2029.
Gambar 48 Proyeksi Neraca Permintaan dan Suplai Hingga 2070 (Skenario BAU) Neraca Suplai-Permintaan Gas Tingkat Regional 291. Gambar 49 menunjukkan neraca suplai-permintaan regional yang diproyeksikan setelah rencana infrastruktur diidentifikasi untuk BAU. Angka ini menunjukkan bahwa sebagian besar permintaan domestik yang belum terpenuhi adalah daerah Jawa Barat, dengan beberapa permintaan yang belum terpenuhi di Jawa Timur, Bali, dan Wilayah Papua sedikit di masa yang akan datang. Beberapa 131
permintaan domestik yang kecil yang belum terpenuhi adalah Sumatera Utara dan wilayah NAD. Daerah yang memproduksi adalah Kalimantan Timur, Kepulauan Riau dan Papua. Namun, sebagian besar gas yang diproduksi di Papua diekspor, dan hanya beberapa ditransfer ke lainnya daerah. Kalimantan Timur dan wilayah Kepulauan Riau adalah produsen gas utama untuk kebutuhan domestik. Maluku Selatan juga memproduksi gas untuk keperluan rumah tangga, sedangkan gas Sulawesi Tengah sebagian besar diekspor. 292. Gambar 50 menunjukkan neraca suplai-permintaan regional untuk Skenario berorientasi ekspor. Karena rendahnya proyeksi permintaan domestik, permintaan yang belum terpenuhi secara signifikan lebih rendah dalam skenario ini. Sebagian besar permintaan yang belum terpenuhi adalah di wilayah Jawa Barat, dengan sejumlah kecil permintaan yang belum terpenuhi di Papua. 293. Seperti Skenario BAU, sebagian besar produksi gas di Papua dan Sulawesi Tengah dialokasikan untuk ekspor, sedangkan di Maluku Selatan ada beberapa kelebihan suplai gas yang kemudian akan dialokasikan untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri. Sebagian besar produksi gas Kalimantan Timur, Sumatera Selatan, dan Kepulauan Riau akan dialokasikan untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri. 294. Gambar 51 menunjukkan neraca suplai-permintaan regional untuk produksi tinggi. Dengan skenario produksi yang tinggi, hampir tidak ada permintaan domestik belum terpenuhi. Jawa Barat memiliki sejumlah kecil kebutuhan yang belum terpenuhi yang akan dapat dipenuhi setelah infrastruktur dibangun untuk mentransfer gas ke wilayah ini.
132
Gambar 49 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan BAU
133
Gambar 50 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan Skenario Berorientasi Ekspor
134
Gambar 51 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan Skenario Produksi Tinggi
135
295. Ada sejumlah besar kelebihan suplai gas dalam skenario ini, terutama di Kepulauan Riau dan Maluku Selatan daerah. Gas dari Kalimantan Timur, Sumatera Selatan dan Tengah sebagian besar digunakan untuk memenuhi permintaan domestik di daerah lain. Papua dan wilayah Sulawesi Tengah masih fokus pada ekspor, tetapi beberapa gas juga akan dialokasikan untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri. Jawa Tengah dan Jawa Timur dan Bali juga menunjukkan beberapa transfer gas antar daerah. Hal ini disebabkan produksi gas yang lebih tinggi dari daerah Jawa Timur, yang ditransfer ke Jawa Barat melalui wilayah Jawa Tengah. 296. Gambar 52 menunjukkan keseimbangan suplai-permintaan regional untuk skenario berorientasi domestik. Skenario ini menggunakan proyeksi permintaan domestik yang tinggi, dengan potensi permintaan lebih di berbagai daerah, dan ada permintaan yang tidak terpenuhi secara signifikan di seluruh wilayah. Permintaan domestik yang belum terpenuhi secara signifikan tersebut diidentifikasi di Jawa Barat, Jawa Timur, Bali, Jawa Tengah, Sumatera Selatan dan Tengah, dan Sumatera Utara. Jumlah yang lebih kecil dari permintaan yang belum terpenuhi terdeteksi di NAD, Sulawesi Tengah, Sulawesi Selatan dan Papua. Tidak ada kelebihan suplai dalam skenario ini. 297. Seperti skenario BAU dan skenario berorientasi ekspor, produksi gas Sulawesi Tengah dan Papua sebagian besar dialokasikan untuk ekspor, sementara produksi gas Kalimantan Timur, Kepulauan Riau, dan Maluku Selatan sebagian besar dialokasikan untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri. Kebutuhan Infrastruktur di Seluruh Wilayah 298. Dalam skenario BAU, bagan yang terdapat pada Gambar 53 menunjukkan LNG (merah) antar daerah dan pipa (biru) mengalir selama periode 2015-2040. Bagan menunjukkan bahwa wilayah suplai utama adalah Kalimantan Timur dan Riau, yaitu daerah dengan arus keluar terbesar. Penerima daerah utama adalah Jawa Barat, Jawa Tengah dan Jawa Timur. Sebagian besar arus yang mengalir dari Kalimantan Timur ke Jawa adalah arus LNG. Secara khusus bagan menunjukkan bahwa pemanfaatan pipa hanya benar-benar setelah 2020, ketika kapasitas pencairan di Bontang sepenuhnya dimanfaatkan dan gas Natuna Timur dipasok ke Kalimantan Timur. Arus awal dari pipa terlalu rendah untuk membenarkan investasi pipa namun secara bertahap meningkat.
136
Gambar 52 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan Skenario Berorientasi Domestik
137
Gambar 53 Neraca Suplai-Permintaan di Seluruh Wilayah berdasarkan Skenario BAU 299. Karena beberapa dari volume suplai juga diangkut ke Jawa Timur, terminal re-gasifikasi akan dibutuhkan di wilayah itu juga. Bagan juga menunjukkan rekomendasi yang berpotensi bertentangan terhadap memiliki pabrik pencairan maupun kapasitas re-gasifikasi di Sulawesi Tengah. Pencairan diperlukan untuk memenuhi komitmen ekspor dan regasifikasi akan diperlukan untuk memenuhi permintaan domestik. Hal ini dipertanyakan apakah ini realistis dan kami mengulas dalam rencana infrastruktur rinci kami. Infrastruktur yang diusulkan di bawah skenario BAU juga termasuk pabrik pencairan di Sulawesi Tengah, yang disebabkan karena volume ekspor kecil. 300. Dalam skenario berorientasi ekspor, permintaan domestik rendah dan ekspor yang tinggi. Menariknya ini hanya memiliki dampak terbatas pada kebutuhan infrastruktur. Bahkan, semua rekomendasi infrastruktur adalah sama seperti di BAU tetapi pada kapasitas sedikit berkurang. Akibatnya, arus antar daerah sangat mirip juga. Sebagian besar arus yang konvergen menuju Jawa Barat berasal dari Kalimantan Timur. Kesamaan antara skenario BAU dan skenario berorientasi ekspor adalah sebagian besar disebabkan oleh fakta bahwa skenario permintaan domestik yang rendah hanya sedikit lebih rendah dari skenario dasar dan bahwa skenario ekspor hanya sedikit dari kasus yang tinggi. Akibatnya dinamika suplai atau permintaan di seluruh daerah adalah sama. 301. Dalam skenario produksi tinggi, tingkat produksi lebih tinggi daripada di kasus dasar, sedangkan tingkat permintaan tetap pada tingkat kasus dasar. Akibatnya, lebih banyak gas yang tersedia untuk didistribusikan di seluruh wilayah dan tidak ada permintaan yang belum terpenuhi ada. Ini berarti bahwa lebih banyak pilihan infrastruktur yang diusulkan. Pilihan infrastruktur baru yang termasuk dalam skenario ini (Gambar 54) dan yang tidak termasuk dalam BAU dan skenario ekspor adalah: 138
a.
Tambahan pabrik pencairan dari Papua (180 Bcf/y). Volume suplai gas berlebih di Papua memungkinkan untuk meningkatkan suplai ke Jawa Barat dan NAD. b. Sebagai akibat dari kelebihan suplai di Papua, NAD bisa mengembangkan terminal regasifikasi (80 Bcf/y). c. Peningkatan suplai ke NAD dari Papua kemudian dapat digunakan untuk memasok Sumatera Utara melalui pipa baru (50 Bcf/y). d. Meningkatkan suplai LNG ke Jawa Timur juga akan menjamin suplai tambahan dari Jawa Timur ke Jawa Tengah dan seterusnya ke Jawa Barat. Kekuatan pendorong dari pilihan infrastruktur ini adalah tingkat produksi yang sangat tinggi.
Gambar 54 Neraca Suplai-Permintaan di Seluruh Wilayah Berdasarkan Skenario Produksi Tinggi 302. Skenario berorientasi domestik merupakan skenario terburuk bagi Indonesia karena tingkat permintaan domestik yang sangat tinggi, namun tingkat produksi tetap. Hal ini menghasilkan ketidakseimbangan yang signifikan antara penawaran dan permintaan. Memprioritaskan Jawa Barat sebagai pusat permintaan utama menyebabkan semua arus menuju Jawa Barat. Arus LNG lebih disukai dari Kalimantan Timur seperti Bontang yang memiliki kapasitas cadangan (Gambar 55). Selain itu dalam skenario ini juga penambahan pabrik pencairan di Riau untuk membawa LNG ke Jawa Barat. Pilihan pipa bawah skenario ini akan memiliki biaya yang hampir sama dengan opsi LNG, namun LNG diprioritaskan untuk menghindari kapasitas yang tidak jalan di Bontang.
139
Gambar 55 Neraca Suplai-Permintaan di Seluruh Wilayah Berdasarkan Skenario Domestik Rekomendasi Pembangunan Infrastruktur Gas 303. Infrastruktur transportasi gas yang efisien sangat penting untuk pemanfaatan domestik gas di Indonesia karena mayoritas pasokan yang jauh dari pusat permintaan utama yang hampir semua di Jawa. Mayoritas cadangan yang dapat ditemukan di Papua, Maluku, Kalimantan dan Sumatera dengan hanya di Sumatera selatan yang cukup dekat ke Jawa dimana mayoritas permintaan akan terjadi. 304. Pipa umumnya merupakan sarana yang paling efektif untuk biaya dari transportasi dengan jarak hingga sekitar 2.000 km dan LNG menjadi lebih kompetitif karena jarak tumbuh melampaui itu. Namun, dalam kasus Indonesia, fasilitas pencairan gas telah dikembangkan di lokasi terpencil untuk tujuan ekspor selama bertahun-tahun dan beberapa fasilitas tersebut semakin banyak, seiring berakhirnya kontrak ekspor, yang memiliki kapasitas cadangan yang dapat dimanfaatkan untuk konsumsi dalam negeri, setidaknya dalam jangka pendek. Untuk alasan ini, Indonesia memiliki pilihan yang lebih luas dari pilihan infrastruktur daripada yang biasanya terjadi dan ini juga memiliki keunggulan dalam aspek lain. Kita mengasumsikan bahwa pipa berikut akan selesai pada tahun 2015 karena itu dipertimbangkan untuk ada untuk tujuan pembangunan yaitu: Pipa dari Sumatera Selatan ke Jawa Barat Sistem pipa Trans-Jawa yang menghubungkan Jawa Barat dan Jawa Timur 305. Penyelesaian pipa ini sangat penting karena dapat menyelesaikan interkoneksi sumber pasokan gas dari Sumatera bagian selatan dan tengah menyeberang ke Jawa Barat dan kemudian seterusnya menuju Jawa Timur. Interkoneksi ini, dengan asumsi bahwa pipa ini telah dirancang untuk memungkinkan aliran dua arah, sangat penting untuk keamanan suplai dan juga untuk tujuan manajemen beban. Kapasitas diperkirakan untuk pipa ini adalah 200 Bcf/y. Selain itu, diasumsikan bahwa Jawa Barat (Nusantara) FSRU dan Lampung FSRU akan telah sepenuhnya ditugaskan di atas kerangka yang sama. 140
Ketersediaan fasilitas ini juga harus berkontribusi besar untuk memasok keamanan dan manajemen beban operasional. 306. Berdasarkan model GDMP (Gas Development Master Plan), secara umum, sistem transportasi yang ada (saluran pipa dan fasilitas regasifikasi) tampaknya memberikan hubungan yang diperlukan antara sumber suplai dan pusat permintaan pusat dengan pengecualian infrastruktur tambahan berikut: a.
Pipa Kalimantan Timur ke Jawa Tengah (EKCJ).
307. Hasil model menunjukkan bahwa pipa ini dapat diajukan di masa yang akan datang tapi banyak tergantung pada tersedianya kapasitas pencairan/liquefaction di Bontang setelah permintaan ekspor telah dipenuhi. Selama kapasitas cadangan LNG ada, ada sedikit pembenaran untuk pipa ini. Sedini mungkin waktu yang mungkin diperlukan adalah 2024. Permintaan kapasitas yang lebih tinggi dari jalur ini tampaknya tidak diperlukan untuk setidaknya 10 tahun dan kapasitas maksimum hanya mungkin diperlukan 10 tahun setelah itu. Hal ini wajar, karena itu dapat menunda pembangunan jalur sekarang dan mempertimbangkan kebutuhannya, berdasarkan proyeksi permintaan dan suplai atau ketersediaan LNG dalam waktu 5 tahun. 308. Perlu dicatat bahwa, berdasarkan proyeksi kapasitas dari skenario BAU, yang saat ini diusulkan pipa dengan diameter 32" tidak mungkin untuk memiliki kapasitas yang cukup untuk kebutuhan jangka panjang kecuali dioperasikan pada tekanan yang sangat tinggi (lebih dari 150 barg). Di bawah tekanan normal, throughput khas untuk pipa 32'' akan menjadi 250 Bcf/y. Menurut perkiraan, pipa cenderung memerlukan kapasitas 400 Bcf/y, yang akan membutuhkan pipa dengan diameter 40''. Ada sedikit manfaat dalam skala pembangunan pipa ini, karena skala ekonomi untuk biaya konstruksi yang dapat dicapai dengan mengembangkan sekaligus dan prioritas LNG Bontang mengalir dari tahun-tahun sebelumnya. b.
Fasilitas regasifikasi LNG di Jawa
309. Ada beberapa proposal untuk kapasitas regasifikasi lebih lanjut dengan FSRU yang akan dipasang di Jawa Tengah/Jawa Timur dalam rangka memenuhi permintaan yang diproyeksikan . Karena ketersediaan kapasitas pencairan cadangan dalam negeri, suplai LNG juga bisa dipertimbangkan untuk Jawa secara keseluruhan karena permintaan meningkat. Mengingat juga penyelesaian sistem pipa Trans-Jawa, lokasi penambahan fasilitas kurang penting, meskipun jelas bahwa hal tersebut akan lebih baik untuk memiliki terminal sedekat mungkin dengan lokasi pusat permintaan tertinggi. Karena ketersediaan jangka panjang yang jelas dari kapasitas pencairan dan regasifikasi LNG, pertimbangan yang serius harus diberikan untuk pengembangan skala besar, penyimpanan LNG di darat dan pabrik re- gasifikasi daripada tambahan FSRU, yang menurut sifatnya memiliki kapasitas penyimpanan yang terbatas, karena permintaan untuk meningkatkan gas, terutama untuk pembangkit listrik dan industri besar, sehingga keamanan suplai menjadi pertimbangan penting untuk tujuan manajemen beban. Karena suplai LNG relatif banyak, masuk akal untuk memiliki penyimpanan cadangan LNG dengan volume yang signifikan dan permanen di Jawa. 310. Total kapasitas regasifikasi yang diperlukan di Jawa diperkirakan 900 Bcf/y 141
pada tahun 2020. Dengan mempertimbangkan proyeksi permintaan di masa mendatang dan masa konstruksi lama untuk terminal regasifikasi darat, diusulkan untuk mengembangkan FSRU 350 Bcf/tahun dan 550 sebagai terminal regasifikasi darat. FSRU Lampung dan Jawa Timur membuat sekitar 200 Bcf/tahun, sehingga tambahan 150 Bcf/y dari kapasitas FSRU sangat dibutuhkan pada tahun 2017. Sekali permintaan akan meningkatkan secara substansial sebuah terminal LNG darat yang akan menjadi ekonomis. Hal ini diperkirakan pada tahun 2019. Oleh karena itu, kapasitas regasifikasi diasumsikan untuk dikembangkan secara bertahap sampai 2019. 311. Penting untuk dicatat bahwa setelah pipa Kalimantan Timur - Jawa mengalir (2024) kapasitas pencairan penuh tidak akan diperlukan. Volume yang tepat dari kelebihan kapasitas regasifikasi akan tergantung pada kapasitas pipa maupun tingkat pemanfaatan terminal LNG Bontang. Kapasitas regasifikasi lebih dari 150 Bcf/y akan ada di Jawa pada tahun 2024. Namun secara bersamaan volume permintaan yang belum terpenuhi di NAD dan Sumatera Utara akan berada antara 100 to150 Bcf/y, sehingga disarankan merelokasi 150 Bcf/y FSRU ke Sumatera Utara setelah pipa Kalimantan Timur – Jawa beroperasi. c.
Gas dari lapangan Natuna Timur.
312. Model GDMP mempertimbangkan sebuah pipa dari Kepulauan Riau ke Kalimantan Timur daripada pengembangan pabrik pencairan baru yang mahal di Riau tetapi tidak ada fasilitas akan diperlukan sebelum 2024. Namun, pipa ini akan memungkinkan pasokan jangka panjang yang cukup untuk mendayagunakan kereta pencairan yang ada di kilang LNG Bontang tetapi juga bisa terhubung ke pipa EKCJ, jika yang dikembangkan juga memasok gas ke Jawa. Alternatif lain yang dipertimbangkan untuk menghubungkan Natuna Timur dan Natuna Barat adalah melalui pipa, untuk memanfaatkan sistem pipa yang ada dari sana. Beberapa pekerjaan mungkin diperlukan untuk membalikkan arus pipa atau untuk membuat sistem dua arah dan biaya-biaya ini akan relatif kecil. Keberhasilan opsi ini akan tergantung pada situasi kontrak sehubungan pasokan gas ke Singapura dan volume yang diperlukan di sana tetapi dapat dibayangkan bahwa ini bisa menggantikan beberapa suplai dari Sumatera yang bisa dialihkan ke Jawa sebagai gantinya. Kapasitas yang dibutuhkan pada tahun 2024 diperkirakan mendekati 250 Bcf/y atau diameter 32''. Tidak ada keuntungan dalam pentahapan pembangunan ini, karena skala ekonomi biaya konstruksi dapat tercapai. d.
Pipa Trans-Sumatera
313. Pipa ini akan tergantung pada penyimpanan yang tersedia dan kapasitas regasifikasi di Kilang LNG Arun dan kebutuhan untuk suplai tambahan untuk Sumatera Selatan dan Jawa Barat. Hal ini dapat diselesaikan melalui pembangunan pipa yang dihubungkan dari Belawan di Sumatera utara ke Duri dan akan memungkinkan lebih banyak sumber daya yang ada di Sumatera selatan yang akan dialihkan ke Jawa. Namun, keterbatasan kapasitas dalam pipa yang ada juga mungkin perlu diatasi untuk mewujudkan potensi penuh dari opsi ini.
142
1.8.2.3 Infrastruktur Listrik Tabel 39 Rencana Penambahan Kapasitas Pembangkit Hingga Tahun 2021 Tahun
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Jumlah
PLTU
2.617
3.050
2.262
1.425
1.004
1.227
3.303
1.130
1.110
2.000
19.128
PLTP
110
5
7
57
75
110
5
40
300
0
710
PLTGU
740
70
40
500
250
0
0
0
0
750
2.350
PLTG /MG
244
330
652
1.963
138
125
181
180
30
85
3.928
PLTD
4
4
3
8
3
1
9
9
5
3
49
PLTM
4
17
35
7
8
5
5
2
2
0
86
PLTA
0
20
0
10
443
454
77
126
482
183
1.795
PS
0
0
0
0
0
1.040
0
0
450
450
1.940
PLT Lain
0
20
55
17
7
13
15
6
0
0
132
3.719
3.516
3.054
3.987
1.928
2.975
3.595
1.493
2.379
3.471
30.119
PLTU
1687
48
443
774
3703
4425
3910
1500
1840
240
18569
PLTP
0
0
55
130
585
1265
1255
1548
745
55
5638
PLTGU
0
90
50
50
0
0
0
0
0
0
190
PLTG/MG
60
82
0
0
0
6
0
0
0
0
148
PLTD
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
PLTM
14
141
114
194
23
1
1
0
0
0
489
PLTA
130
65
0
68
103
240
583
810
0
0
1999
PS
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
PLT Lain
0
5
90
0
0
3
0
0
0
0
98
1.891
431
7.521
1.216
4.414
5.940
5.749
3.858
2.585
295
27.131
PLTU
4304
3098
2705
2199
4706
5652
7213
2630
2950
2240
37697
PLTP
110
5
63
188
660
1375
1260
1588
1045
55
6348
PLTGU
740
160
90
550
250
0
0
0
0
750
2540
PLTG/MG
304
412
652
1963
138
131
181
180
30
85
4076
PLTD
4
4
4
8
3
1
9
10
5
3
49
PLTM
18
158
150
201
32
6
6
2
2
0
575
PLTA
130
85
0
78
546
694
660
936
482
183
3795
PS
0
0
0
0
0
1040
0
0
450
450
1940
PLT Lain
0
25
145
17
7
15
6
0
0
0
230
5.610
3.947
3.807
5.203
6.342
8.914
9.344
5.352
4.964
3.766
57.250
PLN
Jumlah IPP
Jumlah PLN+IPP
Jumlah
143
314. Kebutuhan tenaga listrik yang terus tumbuh menuntut adanya peningkatan infrastruktur listrik, baik pembangkit, transmisi, dan distribusinya. Kebutuhan tenaga listrik terutama didorong oleh pertumbuhan ekonomi dan program elektrifikasi. 315. Pembangunan pembangkit dilaksanakan oleh PT PLN (Persero) dan dilaksanakan oleh swasta sebagai Independent Power Producer (IPP). Sementara, untuk transmisi dan distribusi pada dasarnya dilaksanakan oleh PT PLN (Persero), kecuali untuk beberapa ruas transmisi yang menghubungkan suatu pembangkit IPP ke jaringan terdekat dapat dibangun oleh pengembang IPP. 316. Rencana penambahan kapasitas pembangkit dalam kurun waktu 2015 – 2019 adalah 35,2 GW atau kapasitas rata-rata bertambah sekitar 7 GW per tahun. PLTU Batubara akan mendominasi jenis pembangkit yang akan dibangun. Untuk energi baru dan terbarukan yang terbesar adalah panas bumi (Tabel 39). 317. Rencana pengembangan sistem penyaluran mencapai 122.331 MCA untuk pengembangan gardu induk serta 55.234 kms pengembangan jaringan transmisi. Tabel 40 Rencana Pengembangan Sistem Penyaluran Listrik Hingga Tahun 2021 Transmisi
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Jumlah
2 0
352 0
224 0
711 0
1.712 1.100
818 0
762 0
20 0
640 0
0 0
5.241 1.100
482
160
2.271
1.012
812
580
890
0
0
0
6.207
0
0
0
0
0
462
0
0
0
0
462
150 kV
2.918
7.867
7.230
6.961
4.495
4.616
1529
1.306
1.542
200
38.665
70 kV
493
812
1.189
516
218
332
0
0
0
0
3.560
3.895
9.191
10.915
9.200
8.337
6.808
3.181
1.326
2.182
200
55.234
SOO kV AC 500 kV DC 275 kV 250 kV DC
Jumlah
318. Rencana pengembangan sistem distribusi hingga tahun 2021 sebesar 208 ribu kms jaringan tegangan menengah, 218 ribu kms jaringan tegangan rendah, 34 ribu MVA tambahan kebutuhan trafo distribusi. Tabel 41 Rencana Pengembangan Sistem Distribusi Listrik Hingga Tahun 2021 2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Jumlah
Kms
16.633
15.900
17.355
17.495
19.562
20.979
22158
23.964
25.634
27.859
207.540
Kms
18.273
18.844
20.390
19.227
20.443
21.384
22.685
24.140
25376
27.493
218.255
Trafo Distribusi
Mva
2.883
2.804
2.828
2.934
3.246
3.342
3.596
1.848
4.183
4.317
33.948
Tambahan Pelanggan
Ribu Pelanggan
2.533
3.152
2.947
2.811
2.572
2.327
2.312
2.237
2.202
2.199
25.290
Indonesia Jaringan TM Jaringan TR
144
319. Penyediaan infrastruktur listrik belum mampu mencukupi kebutuhan pasokan tenaga listrik. Akibatnya di beberapa daerah yang kapasitasnya masih terbatas mengalami pemadaman bergilir. Dalam jangka pendek untuk mengatasi hal tersebut dilakukan melalui sewa pembangkit. Pada tahun 2011, sewa pembangkit mencapai 3.031 MW. Tabel 42 Kapasitas Sewa Pembangkit Listrik Tahun 2011 No
PLN Wilayah
PLTD
PLTG
PLTMG
Kapasitas
(MW)
1
Aceh
194
194
2
Sumut
12
12
3
Sumbar
29
29
4
Riau dan Kepri
113
113
5
Babel
77
77
6
S2JB
22
22
7
Kit Sumbagsel
135
424
8
Kit Surnbagut
407
46
9
Kalbar
235
235
10
Kalselteng
205
205
11
Kaltim
138
12
Sulselrabar
352
352
13
Sulutenggo
184
184
14
Maluku
80
80
15
Papua
90
90
16
NT8
147
147
17
NTT
59
59
Jumlah
20
2.477
490
145
51
610 453
13
64
171
3.031
2 Pertambangan 2.1
Pendahuluan
320. Pengelolaan sumber daya mineral dan pertambangan ditujukan untuk meningkatkan ketersediaan hasil tambang dan mineral serta pendapatan negara. Pengelolaan sumber daya mineral dan pertambangan dilakukan dengan: (i) meningkatkan produksi batubara; (ii) meningkatkan produksi mineral logam dan non-logam; (iii) meningkatkan sumber daya dan cadangan mineral logam dan non-logam; dan (iv) meningkatkan daya dukung pertambangan. 321. Sektor pertambangan umum (mineral dan batubara) mencapai berbagai hasil dan kemajuan pada tahun 2013. Penerimaan negara yang didapat dari sektor pertambangan umum diperkirakan mencapai Rp. 145,1 triliun atau meningkat sebesar Rp. 22,9 triliun dari realisasi pencapaian pendapatan negara dari sektor ini pada tahun 2012 sebesar Rp. 122,2 triliun. Penerimaan dari produksi batubara pada tahun 2013 mencapai realisasi 421 juta ton atau meningkat sebesar 35 juta ton dari sebesar 386 juta ton pada tahun 2012 dan sebesar 17,1 persen produksi batubara atau sebesar 72 juta ton digunakan untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri (Domestic Market Obligation). Sebagian besar batubara tersebut digunakan untuk pembangkit listrik, industri, dan industri pengolahan. Jumlah sumber daya dan cadangan batubara adalah sebesar 105,2 miliar ton dan 21,1 miliar ton. Lokasi cadangan batubara tersebut terutama tersebar di 10 (sepuluh) wilayah potensi sumber daya batubara yakni Provinsi Aceh, Provinsi Jambi, Provinsi Sumatera Selatan, Provinsi Sumatera Barat, Provinsi Kalimantan Barat, Provinsi Kalimantan Timur, Provinsi Kalimantan Selatan, Provinsi Maluku Utara, Provinsi Papua dan Provinsi Papua Barat. 322. Di lain pihak, produksi mineral logam dan non-logam pada tahun 2013 antara lain adalah timah sebesar 88 ribu ton, bijih nikel sebesar 60 juta ton, bauksit sebesar 56 juta mt, logam tembaga sebesar 450 ribu ton, bijih besi sebesar 19 juta mt, dan bauksit sebesar 56 juta mt. Namun demikian jika dibandingkan pada tahun 2012, terdapat beberapa mineral logam dan non-logam yang mengalami peningkatan produksi antara lain: (i) logam tembaga dari sebesar 447,5 ribu ton menjadi 450 ribu ton; (ii) bijih nikel dari sebesar 37,1 juta ton menjadi 60 juta ton; dan (iii) bijih besi dari sebesar 10,5 juta mt menjadi 19 juta mt; (iv) bauksit dari sebesar 29,1 juta mt menjadi 56 juta mt. Selain itu terdapat beberapa jenis mineral yang mengalami penurunan produksi antara lain (i) logam timah dari sebesar 94 ribu ton menjadi 88 ribu ton; (ii) emas dari sebesar 75 ribu kg menjadi 59 ribu kg; (iii) perak dari sebesar 436 ribu kg menjadi sekitar 200 ton. Penurunan ini disebabkan kurangnya kepastian hukum dalam investasi sehingga produktivitas menurun. 323. UU No. 4 tahun 2009 mengamanatkan dilakukannya renegosiasi kontrak mineral dan kontrak batubara yang ditandatangani pada saat UU tersebut belum diberlakukan. Renegosiasi mulai dilakukan pada triwulan ke empat tahun 2009 untuk Perjanjian Karya Pengusahaan Pertambangan Batubara (PKP2B) dan mulai awal tahun 2010 untuk Kontrak Karya (KK). Hingga tahun 2011, proses renegosiasi telah dilakukan terhadap 37 pemegang Kontrak Karya (KK) dan 76 pemegang PKP2B. Sebanyak 9 (sembilan) perusahaan pemegang KK menyepakati semua pasal/ketentuan yang diamandemen. Sementara 23 perusahaan KK lainnya 146
baru menyetujui sebagian pasal/ketentuan untuk diamandemen. Lima KK perusahaan lainnya masih belum menyetujui semua pasal/ketentuan untuk diamandemen. Untuk pemegang PKP2B, sebanyak 63 perusahaan sudah menyepakati pasal/ketentuan yang diamandemen. Sebagian besar perusahaan itu merupakan pemegang kontrak/perjanjian generasi II dan III.. 324. Sementara itu, 13 perusahaan baru menyetujui sebagian pasal/ketentuan untuk diamandemen. Pengaturan penyesuaian KK dan PKP2B diatur dalam pasal 169, 170, 171, dan 172 Undang-undang No. 4 Tahun 2009 yang antara lain mengatur hal-hal yang berkaitan dengan: (i) peningkatan nilai tambah untuk mineral dan batubara dengan memberlakukan kewajiban untuk membangun fasilitas industri hilir (pengelolaan dan pemurnian) di dalam negeri; (ii) peningkatan penerimaan negara melalui penyesuaian tarif iuran tetap dan iuran produksi menjadi sesuai dengan Peraturan Pemerintah No. 45 Tahun 2003; serta (iii) penggunaan usaha jasa yang memprioritaskan usaha jasa lokal dan nasional sesuai dengan Peraturan Menteri ESDM No. 28 Tahun 2009 tentang Usaha Jasa Pertambangan. 325. Namun demikian, meskipun UU No 4 Tahun 2009 telah mengatur tentang peningkatan nilai tambah untuk mineral dan batubara masih belum optimal, belum optimalnya nilai tambah sektor pertambangan dikarenakan bahan tambang masih langsung diekspor tanpa melalui proses pengolahan dan pemurnian terlebih dahulu. Hal itu diakibatkan karena terbatasnya ketersediaan energi untuk mendukung sektor pertambangan yang berpengaruh terhadap kewajiban pengelola pertambangan untuk membuat pabrik pengolahan dan pemurnian hasil penambangan didalam negeri.
2.2
Review RPJMN 2010-2014
2.2.1 Perkembangan Sektor Pertambangan Mineral dan Batubara 326. Sampai saat ini telah dicapai berbagai hasil dan kemajuan di sektor pertambangan mineral dan batubara. Hasil ini merupakan tumpuan yang kuat untuk memasuki pembangunan jangka menengah mendatang. Salah satu amanat dari UU No. 4 tahun 2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara adalah kewajiban pemegang kontrak/perjanjian pertambangan untuk menyesuaikan ketentuan-ketentuan dalam kontrak dengan ketentuan dalam UU No. 4 tahun 2009. Di samping itu, UU ini juga mengamanatkan kewajiban perusahaan tambang yang sudah berproduksi untuk membangun pabrik pengolahan dan pemurnian di dalam negeri dalam rangka optimalisasi peningkatan nilai tambah, menjamin ketersediaan bahan baku industri dalam negeri, membantu penyerapan tenaga kerja dan peningkatan penerimaan negara. 327. Dalam lima tahun terakhir ini, penerimaan negara dari pertambangan umum mengalami peningkatan tiap tahunnya. Pada tahun 2009, penerimaan tersebut sebesar Rp. 51,2 triliun dan meningkat menjadi Rp. 122,2 triliun pada tahun 2012 serta pada tahun 2013 meningkat menjadi 145,1 triliun. Peningkatan penerimaan negara dari tahun 2009 – 2013 yang paling besar berasal dari pajak yang mengalami peningkatan hampir tiga kali lipat per tahun dari Rp. 36,1 triliun menjadi Rp. 97,1 triliun. Sementara, Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP) 147
2009-2012 meningkat hanya sebesar 10,1 triliun rupiah (22 persen per tahun). Peningkatan penerimaan negara ini tidak lepas dari peningkatan harga komoditas pertambangan yang cukup pesat sehingga terjadi peningkatan keuntungan perusahaan-perusahaan yang bergerak di sektor pertambangan. Sebagai contoh, harga batubara acuan (HBA) Indonesia yang naik dari 70,70 USD/ton di tahun 2009 menjadi 95,48 USD/ton di tahun 2012 (ESDM). Sementara untuk sektor mineral, komoditas yang meningkat secara tajam adalah batubara dan timah yang meningkat dari 254 dan 72 ton di tahun 2009 menjadi 386 dan 105 ton di tahun 2012.Pada periode yang sama, investasi mengalami peningkatan dari USD 2,21 miliar menjadi USD 4,20 miliar. Investasi dalam sektor pertambangan terutama di sektor hulu menjadi penting untuk menjaga keberlanjutan sektor pertambangan. Tabel 43 Pertumbuhan Penerimaan Negara dan Investasi Tahun 2009-2013 No.
Indikator (Rupiah Triliun)
2
Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP) Pajak
3
Investasi (Miliar USD)
1
Total 4 Sumber: KESDM 2013
Tahun 2009
2010
2011
2012
2013*)
15,1
18,6
24,2
25,1
33,1
36,1
48,3
83,0
97,1
112
2,21
3,19
3,41
4,20
3,77
51,2
66,9
107,2 122,2 145,1 *) Perkiraan capaian 2013
328. Perkembangan produksi komoditas tertentu pada periode 2009 sampai 2012 umumnya mengalami peningkatan walaupun beberapa komoditas mengalami fluktuasi dan penurunan seperti mineral tembaga dan emas. Produksi batubara dari tahun 2009 sampai 2012 mengalami kenaikan rata-rata sebesar 52 persen dari 254 juta ton menjadi 386 juta ton. Realisasi produksi ini umumnya melebihi yang ditargetkan pemerintah dalam RPJMN 2010-2014 sebesar 332 ton pada tahun 2012. Tingkat pemanfatan batubara di dalam negeri meningkat dari 56 juta ton (2009) menjadi 72 juta ton (2013). Sebagian besar pemanfaatan batubara di dalam negeri diserap oleh pembangkit listrik tenaga uap, industri semen, industri tekstil, industri pulp, pabrik peleburan nikel dan timah, serta berbagai industri kecil lainnya. Volume ekspor batubara juga meningkat, dari 198 juta ton (2009) menjadi 349 juta ton (2013). Negara tujuan ekspor batubara Indonesia yang utama pada tahun 2012 adalah Cina, India dan Jepang.
148
450 400 350 Juta Ton
300 250 200 150 100 50 0
2009
2010
2011
2012
2013
Produksi
254
275
353
386
421
Ekspor
198
208
273
304
349
Domestik
56
67
80
82
72
Gambar 56 Produksi Batubara 2009-2013 329. Untuk komoditi mineral, produksi konsentrat tembaga dan emas secara konstan mengalami penurunan sejak tahun 2009. Hal ini disebabkan oleh banyaknya negara yang menjual cadangan emasnya karena resesi global. Sementara untuk komoditi lainnya umumnya mengalami peningkatan. Walaupun sempat menurun di tahun 2010 dan 2011, produksi timah meningkat dari 60 ribu ton di tahun 2009 menjadi 95 ribu ton di tahun 2012. Pada tahun 2013, produksi timah menurun mencapai 88 ribu ton. Sementara itu produksi bijih nikel dan bijih besi meningkat cukup signifikan dari masing-masing 6 dan 5 juta ton di tahun 2009 menjadi 37 dan 10 juta ton di tahun 2012, kemudian meningkat menjadi 60 dan 19 juta ton pada tahun 2013. Bijih bauksit juga mengalami peningkatan produksi dari 5 juta di tahun 2009 menjadi 29 juta ton di tahun 2012 dan 56 juta ton pada tahun 2013. Menjelang tahun 2014 yang merupakan batas waktu penerapan larangan ekspor bahan mentah produk pertambangan. Tabel 44 Realisasi dan Rencana Produksi Mineral dan Batubara Tahun 2009-2013 No.
Indikator
Tahun
Satuan
2009 2010 2011 2012 2013*) Batubara Juta Ton 254 275 353 386 391 Konsentrat Ribu Ton 999 878 543 447 545 Tembaga 3 Emas Ribu Kg 104 104 76 66 88 4 Timah Ribu Ton 60 48 42 95 100 5 Bijih Nikel Juta Ton 6 7 32 37 37 6 Bauksit Juta Ton 5 16 39 29 30 7 Bijih Besi Juta Ton 5 4 12 10 11 Sumber: KESDM 2013 *) Perkiraan capaian 2013 1 2
149
Tabel 45 Ekspor Mineral dan Batubara Tahun 2009-2013 No. 1
Indikator
Satuan
2009 254 702
2010 275 612
Tahun 2011 2012 2013*) 353 386 391 336
Batubara Juta Ton Tembaga Ribu Ton Konsentrat 2 Ribu Ton 1.741 1.684 385 Tembaga 3 Emas Ribu Kg 104 104 76 4 Timah Ribu Ton 60 48 42 5 Bijih Nikel Juta Ton 6 7 32 6 Bauksit Juta Ton 5 16 39 7 Bijih Besi Juta Ton 5 4 12 Sumber: KESDM 2013 *) Perkiraan capaian 2013
580
1020
66 95 37 29 10
88 100 37 30
330. Pada tahun 2012, Pemerintah mulai mengatur pembatasan ekspor bijih melalui Peraturan Menteri ESDM No. 7 tahun 2012 tentang Peningkatan Nilai Tambah Mineral Melalui Kegiatan Pengolahan dan Pemurnian Mineral, yang kemudian diperbarui dengan diterbitkannya Permen ESDM No. 112012, dan terakhir dengan diterbitkannya Permen ESDM No. 20/2013 sebelum nantinya akan diberlakukan pelarangan ekspor bahan mentah produk pertambangan di tahun 2014. Di samping itu, telah ditetapkan beberapa peraturan tentang tata niaga dan pengendalian ekspor produk tambang yang belum diolah diantaranya Peraturan Menteri Perdagangan No. 29 tahun 2012 tentang Ketentuan Ekspor Produk Pertambangan dan PMK No. 75/PMK.011/2012 tentang Penetapan Barang Ekspor yang Dikenakan Bea Keluar dan Tarif Bea Keluar. Penetapan tentang tata niaga dan pengendalian ekspor tersebut mengharuskan setiap eksportir produk pertambangan untuk terdaftar sebagai Eksportir Terdaftar (ET) dan membayar Bea Keluar (BK) sebesar 20 persen dari harga ekspor. Dalam mendukung implementasi kebijakan ini, sudah dikeluarkan berbagai kebijakan insentif di antaranya dengan keluarnya Peraturan Pemerintah No. 52 tahun 2011 tentang Insentif Pajak Bagi Smelter di Luar Pulau Jawa. 331. Penyesuaian KK dan PKP2B dilakukan untuk menyempurnakan dan memperbaiki semua kontrak dan perjanjian yang ada sesuai dengan amanat UU No. 4/2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara. Terdapat enam isu strategis dalam rangka penyesuaian tersebut, yaitu: (1) luas wilayah kerja, (2) perpanjangan kontrak, (3) penerimaan negara, (4) kewajiban pengolahan dan pemurnian, (5) kewajiban divestasi, dan (6) kewajiban penggunaan barang/jasa pertambangan dalam negeri. Sampai Juni 2013, renegosiasi penyesuaian KK dan PKP2B adalah sebagai berikut: (1) KK, secara prinsip setuju seluruhnya sebanyak 2 Perusahaan, setuju sebagian sebanyak 35 Perusahaan; (2) PKP2B, secara prinsip setuju seluruhnya 10 Perusahaan dan setuju sebagian sebanyak 64 Perusahaan. 332. Selain itu, telah dilakukan sosialisasi kebijakan peningkatan nilai tambah, baik kepada pihak swasta/investor, asing maupun lokal, asosiasi pengusaha pertambangan mineral, pemegang Izin Usaha Pertambangan (IUP), serta dinas pertambangan di daerah. Sampai saat ini sebanyak 285 perusahaan telah menyampaikan dokumen rencana pengolahan dan pemurnian produk tambang. Terdapat 11 fasilitas pengolahan dan pemurnian mineral yang berpotensi untuk dibangun dengan rincian pada Tabel 46.
150
11
Tabel 46 Potensi Fasilitas Pengolahan dan Pemurnian Mineral No
Perusahaan
1
PT. Antam, Tbk
2
PT.Indonesia Chemical Alumina PT.Bintang Delapan Energy PT Stargate Pasific Resources PT. Meratus Jaya Iron Steel PT. Sebuku Iron Lateric Ore (SILO) PT. Indoferro PT. Harita Prima Abadi Mineral PT Putra Mekongga Sejahtera PT. Indosmelt
3 4 5 6 7 8 9 10 11
PT. Sumber Suryadaya Prima Sumber: KESDM 2013
Lokasi
Komoditas
Halmahera Timur, Maluku Utara Sanggau, Kalimantan Barat Morowali, Sulawesi Tengah Konawe Utara Sulawesi Tenggara Batu Licin, Kalimantan Selatan Kotabaru, Kalimantan Selatan Cilegon, Banten Tanah Laut, Kalimantan Selatan Kolaka, Sulawesi Tenggara Maros, Sulawesi Selatan Sukabumi, Jawa Barat
Produk
Total Investasi Kapasitas (USD) (Ton) 67.645 1 Miliar
Nikel
FeNi
Bauksit
CGA
80.000
450 Juta
Nikel
FeNi
350.000
282 Juta
Nikel
NPI
50.000
1.8 Miliar
Besi
Pig Iron
315.000
110 Juta
Besi
Sponge Iron Pig Iron CGA
Besi Bauksit Nikel Tembaga Pasir Besi
Sponge FeNi Copper Cathode Pelet Besi
1.200.000 1.16 Miliar 500.000 133.5 Juta 2.000.000 2.28 Miliar 2.190
1.4 juta
120.000
700 Juta
500.000
200 Juta
*) Perkiraan capaian 2013
333. Sejumlah peta dan informasi geologi mengenai potensi sumber daya mineral dan energi telah diselesaikan. Pemetaan geologi bersistem, telah diselesaikan seluruhnya, terdiri 58 lembar peta geologi dengan skala 1:100.000 untuk Pulau Jawa dan Madura, 162 lembar dengan skala 1:250.000 untuk daerah di luar Pulau Jawa dan Madura. Pemetaan gaya berat bersistem di Pulau Jawa dan Madura dengan skala 1:100.000 telah diselesaikan sebanyak 49 lembar, sedangkan untuk luar Pulau Jawa dan Madura dengan skala 1:250.000 telah selesai sebanyak 75 lembar. Bersamaan dengan itu, pemetaan geologi dasar laut bersistem skala 1:250.000 telah diselesaikan sebanyak 17 lembar, peta geologi kelautan regional dengan skala 1:1.000.000. Sebanyak 74 lembar peta hidrogeologi bersistem di luar Pulau Jawa dan Madura skala 1:250.000, sedangkan untuk Pulau Jawa dan Madura peta skala 1:100.000 telah diselesaikan sebanyak 5 lembar. Penyelidikan potensi cekungan air tanah tingkat awal telah menyelesaikan 105 cekungan atau 49,1 persen, dan penyelidikan tahap rinci sebanyak 22 cekungan atau 10,3 persen dari seluruh cekungan air tanah di Indonesia. Di samping itu, telah diselesaikan pemetaan geokimia mineral skala 1:250.000 sebanyak 38 lembar, inventarisasi sumber daya mineral skala 1:250.000 sebanyak 50 lembar, dan peta penyebaran potensi panas bumi dengan skala 1:5.000.000; pemetaan geologi panas bumi skala 1:50.000 telah diselesaikan di 52 lokasi; penyelidikan geofisika panas bumi di 29 lokasi; penyelidikan geokimia panas bumi di 19 lokasi; dan pengeboran uji panas bumi di 2 lokasi. Bersamaan dengan itu, diselesaikan pula inventarisasi batubara skala 1:250.000 sebanyak 23 lembar atau sekitar 46,0 persen dari seluruh wilayah Indonesia yang mengandung batubara. Berdasarkan inventarisasi sumber daya geologi, sumber daya dan cadangan batubara Indonesia meningkat dari 104,9 151
miliar ton di tahun 2009 menjadi 119,4 miliar ton. Sementara yangsudah berstatus cadangan meningkat dari 21 miliar ton di tahun 2009 menjadi 28,9 miliar ton di tahun 2012. Sumber daya dan cadangan tersebut terutama tersebar di Pulau Sumatera sebear 60 persen dan Pulau Kalimantan 35 persen, sedangkan sisanya tersebar di Pulau Jawa, Pulau Sulawesi, dan Papua. Sementara sumber daya mineral logam utama yang terdiri dari timah 2 juta ton, nikel 901,2 juta ton, bauksit 924,4 juta ton, emas 1,7 ribu ton, dan perak 8,7 ribu ton. Untuk sumber daya mineral industri: batu kapur 30 miliar ton, dolomit 1,5 miliar ton, kaolin 9,3 juta ton, pasir kuarsa 4,7 miliar ton, belerang 5,7 juta ton, fosfat 4,3 juta ton, bentonit 1,4 miliar ton, feldspar 2,5 miliar ton, zeolit 207 juta ton, pirofilit 550 juta ton, granit 10 miliar ton, dan marmer 8,6 miliar ton. Tabel 47 Sumber Daya dan Cadangan Batubara (Juta Ton) Tahun 2009-2012 No. 1 2
Tahun
Indikator
2009 2010 Sumber Daya *) 104.940,2 105.187,4 Cadangan 21.131,8 21.131,8 Total 126.072,1 126.319,3 Sumber: KESDM 2013 *) Tidak termasuk sumber daya hipotetik
2011 120.338,6 28.017,5 148.356,1
2012 119.446,4 28.978,6 148.424.9
334. Sebagai amanat dari UU No. 4 tahun 2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara dan PP No. 22 tahun 2010 tentang Wilayah Pertambangan dan dalam rangka memberikan kepastian hukum dalam pemanfaatan ruang bagi usaha pertambangan, telah disusun rancangan WP terdiri dari: (1) Wilayah Usaha Pertambangan (WUP), yaitu wilayah yang memiliki informasi ketersediaan data, potensi, dan/atau informasi geologi; (2) Wilayah Pertambangan Rakyat (WPR), tempat dilakukan kegiatan usaha pertambangan rakyat; dan (3) Wilayah Pencadangan Negara (WPN), dicadangkan untuk kepentingan strategis nasional. Rancangan WP ini telah disampaikan kepada DPR untuk dikonsultasikan dan nantinya akan ditetapkan oleh Pemerintah. Saat ini, dari 7 kluster WP yang meliputi pulau dan kepulauan yaitu P. Sumatera, P. Kalimantan, P. Jawa-Bali, P. Sulawesi, P. Papua, Kepulauan Nusa Tenggara, dan Kepulauan Maluku, telah ditetapkan WP kluster Pulau Sulawesi dan selanjutnya akan ditetapkan untuk kluster WP lainnya. 335. UU No. 4/2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara telah mengakhiri rezim kontrak/perjanjian dan menetapkan pola IUP dalam pengusahaan pertambangan. Seluruh pemegang KP/SIPD/SIPR diwajibkan melakukan penyesuaian menjadi IUP/IPR. 336. Total IUP yang terdata adalah sebanyak 10.891 IUP, dimana sebanyak 5.974 IUP telah diverifikasi sebagai IUP Clear and Clean (CnC) dan 4.917 IUP Non-Clear and Clean (Non-CnC), yaitu IUP yang secara administrasi perizinannya bermasalah dan atau tumpang tindih ( Tabel 48).
152
Tabel 48 Izin Usaha Pertambangan Minerba No 1 2 3
Indikator
Clear and Clean Non-Clear and Clean Total Sumber: KESDM 2013
Mineral Batubara Operasi Operasi Eksplorasi Eksplorasi Produksi Produksi 1.507 2.028 1.472 967 1.458 1.990 1.065 404 2.965 4.018 2.537 1.371 Keterangan: Status 25 Juli 2013
337. Untuk menyelesaikan IUP Non-Clear and Clean, telah dilakukan koordinasi antarkementerian, termasuk Kemendagri dan Badan Informasi Geospasial (BIG), untuk melakukan evaluasi dan verifikasi atas keabsahan IUP. 338. Kebijakan pengutamaan pemenuhan batubara dan mineral untuk keperluan dalam negeri (DMO) dilakukan guna menjamin pasokan bahan baku industri di dalam negeri. Pada tahun 2012 target DMO sebesar 82,1 juta ton terdiri atas 40 PKP2B, 1 BUMN dan 22 IUP dan direvisi menjadi 67,3 juta ton. Penurunan ini disebabkan oleh mundurnya jadwal COD dari program percepatan pembangunan pengembangan pembangkit listrik (fast track program) tahap I batubara 10.000 MW. Rencana DMO tahun 2013 sebesar 74,3 juta ton.
2.2.2 Pertumbuhan PDB dan Industri Pengolahan 339. Pola pertumbuhan PDB sangat dipengaruhi oleh pertumbuhan sektor industri pengolahan . Pertumbuhan industri selalu lebih tinggi dari pertumbuhan PDB (sebelum 2004), sesudahnya pertumbuhan industri menurun sehingga lebih rendah dari pertumbuhan PDB. Secara perlahan pertumbuhan industri meningkat dan pada kwartal-3 tahun 2013 pertumbuhan industri sudah menyamai pertumbuhan PDB. 8.00 7.00 6.00 5.00 4.00 3.00 2.00 1.00 0.00
2001
2002
2003
2004
2005
PRODUK DOMESTIK BRUTO
2006
2007
2008
2009
INDUSTRI PENGOLAHAN
2010
2011
2012
2013:Q1 2013:Q2
INDUSTRI NONMIGAS
Gambar 57 Pertumbuhan Industri Pengolahan dibandingkan dengan Pertumbuhan PDB (2001-2013) 340. Sumbangan sektor industri terhadap PDB menurun dari 29,1 persen pada tahun 2001 menjadi 23,6 persen pada tahun 2012. Namun sektor ini merupakan sektor yang memberikan sumbangan pertumbuhan terbesar dibandingkan dengan sektor ekonomi lainnya.
153
9.00 8.00 7.00 6.00 5.00 4.00 3.00 2.00 1.00 0.00 2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
Kontribusi Industri Pengolahan (%)
2008
2009
2010
2011
2012
Pertumbuhan PDB (%)
Gambar 58 Kontribusi Sektor Industri Pengolahan terhadap Pertumbuhan PDB (2001-2013) 341. Ekspor komoditi non-migas didominasi oleh produk tambang. Dalam tiga tahun terakhir terjadi peningkatan ekspor komoditi tambang yang luar biasa. 140,000.0 120,000.0 100,000.0 80,000.0 60,000.0 40,000.0 20,000.0 0.0
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Pertanian
3,657.8
4,584.6
4,352.8
5,001.9
5,165.8
5,569.2
2013 (Jan-Agu) 5,348.8
Industri
11,884.9
14,906.2
19,692.3
26,712.6
34,652.0
31,329.9
29,896.7
Tambang
76,460.8
88,393.5
73,435.8
98,015.1
122,188.7
116,125.1
108,699.0
Gambar 59 Ekspor Komoditi Baerbasis Sumber Daya Alam (Pertanian, Indsutri, dan Tambang) 342. Sebagian besar ekspor Indonesia merupakan komoditas. Proporsi ekspor komoditas terlihat meningkat, di mana sejak tahun 2011 kontribusinya mencapai lebih dari 50 persen.
154
Tabel 49 Ekspor Komoditi Berbasis Sumber Daya Alam Kode (HS)
Nilai (Juta US Dolar)
Nama Produk
2008
2009
2010
2011
2012
All Products
137.020
116.510
157.779
203.497
190.032
2701
Coal; Briquettes, Ovoids & Similar Solid Fuel Manufactured from Coal
10.489
13.799
18.170
25.523
24.293
2711
Petroleoum Gases
13.161
8.936
13.669
22.872
20.520
1511
Palm Oil & Its Fraction
12.376
10.368
13.469
17.261
17.602
2709
Crude Petroleum Oils
12.419
7.820
10.403
13.829
12.293
4001
Natural Rubber, Balata, Gutta-Percha etc
6.058
3.244
7.329
11.766
7.865
2603
Copper Ores and Concentrates
3.345
5.101
6.882
4.700
2.595
1513
Coconut (Copra), Palm Kernel/ Babassu Oil & Their Fractions
2.193
1.479
2.294
3.052
2.458
2713
Petroleoum Coke, Petroleoum Bitumen & Other Residues of Petroleum Oils
2.361
1.383
1.766
1.858
2.379
8001
Unwrought tin
1.961
1.245
1.709
2.404
2.051
7108
Gold Unwrought or In Semi-Manuf Forms
839.000
931.000
1.177
2.224
2.007
2604
Nickel Ores and Concentrates
524.000
278.000
532.000
1.428
1.489
901
Coffe
991.000
824.000
814.000
1.037
1.250
48.70%
47.60%
49.60%
53.00%
50.90%
TOTAL
Kontribusi Komoditi SDA
343. Volume ekspor bahan tambang mengalami kenaikan, namun harganya turun (2013). Volume ekspor bahan tambang, terutama bahan bakar mineral (batubara) mengalami penurunan, hal ini yang memberikan kontribusi penurunan terhadap ekspor tambang. Tabel 50 Nilai Ekspor Komoditi Tambang (2013) NilaiEkspor (USD Juta) HS
Komoditas
Q1-2013
Q2-2013
Pertumbuhan Q2-2013
Q2-2013
(QtQ)
(YoY)
Proporsi Q2-2013
27
Bahan Bakar Mineral
6.493,3
6.477,7
-0,2%
-8,5%
17,3%
26
Bijih, Kerak, dan Abu Logam
1.338,5
1.388,3
3,7%
4,4%
3,7%
74
Tembaga
457,8
423,1
-7,6%
11,8%
1,1%
80
Timah
646,7
657,0
1,6%
22,4%
1,8%
155
Tabel 51 Volume Ekspor Komoditi Tambang (2013) Volume Ekspor (Juta/Kg) HS
Komoditas
Q1>2013
Q2>2013
Pertumbuhan Q2>2013
Q2>2013
(QtQ)
(YoY)
Proporsi Q2>2013
27
Bahan Bakar Mineral
107.842,5
109.281,5
1,3%
13,3%
66,9%
26
Bijih, Kerak, dan Abu Logam
30.899,4
33.281,8
7,7%
49,8%
20,4%
74
Tembaga
59,6
61,0
3,4%
35,5%
0,0%
80
Timah
27,6
31,6
14,5%
4,4%
0,0%
2.3
Permasalahan dan Isu Strategis
344. Pada sektor pertambangan, permasalahan utama adalah kurangnya kepastian hukum yang disebabkan banyaknya tumpang tindih baik antar Wilayah Ijin Usaha Pertambangan maupun dengan kawasan hutan atau perkebunan. Konflik fungsi peruntukan lahan ini telah mengurangi jaminan hukum dalam pengusahaan pertambangan. Untuk itu perlu ada harmonisasi yang lebih efektif antara pemanfaatan potensi mineral dan batubara dengan pelestarian jasa lingkungan kawasan hutan. Oleh karenanya pemerintah mencoba memfasilitasi melalui kegiatan rekonsiliasi bersama Pemerintah Daerah terhadap status daerah Kuasa Pertambangan (KP) yang sudah ada untuk dikonversi menjadi Ijin Usaha Pertambangan dengan mensyaratkan status Clear and Clean. 345. Belum ditetapkannya Wilayah Pertambangan sebagai amanat dari UU No. 4 tahun 2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara dan Peraturan Pemerintah No. 22 tahun 2010 tentang Wilayah Pertambangan menjadi salah satu kendala untuk penerbitan IUP baru sehingga investasi yang berkembang saat ini lebih pada tahapan eksploitasi atau penambangan. Investasi di hulu atau pada tahapan eksplorasi sangat sedikit sehingga dikhawatirkan kontribusi sektor pertambangan akan stagnan di masa mendatang. Selain itu lambatnya proses penetapan WP beserta WIUP akan menumbuhkan potensi penambangan liar tanpa ijin (PETI) atau illegal mining. 346. Sebagai persiapan penerapan mekanisme lelang wilayah ijin usaha pertambangan (WIUP) di daerah, kapasitas pengelolaan database dan informasi geologi sumber daya mineral di daerah masih terbatas. Selain itu, peningkatan kapasitas database menjadi sangat perlu dengan adanya kewenangan pemerintah untuk menyusun neraca sumber daya mineral dan batubara. Permasalahan lainnya adalah kurangnya pengawasan dan pengendalian lingkungan hidup pada proses penambangan akibat belum optimalnya kapasitas pemerintah daerah, baik dari kelembagaan maupun sumber daya manusianya. 347. Permasalahan pertambangan rakyat menjadi permasalahan tersendiri walaupun sudah diatur dalam UU No. 4 tahun 2009 dan PP No. 23 tahun 2010 tentang Pelaksanaan Kegiatan Usaha Pertambangan Mineral dan Batubara namun dalam implementasinya seringkali mengabaikan kelestarian lingkungan, keselamatan kerja. Penataan pertambangan rakyat secara lebih baik selain akan meningkatkan konservasi pertambangan mineral dan batubara dan perlindungan 156
lingkungan juga akan meningkatkan kesejahteraan masyarakat sekitar lokasi pertambangan. Kegiatan usaha pertambangan banyak menimbulkan dampak negatif terhadap kelestarian fungsi lingkungan hidup fisik meliputi air, udara, tanah, dan bentang alam, ataupun nonfisik seperti sosial ekonomi dan budaya masyarakat. Persyaratan lingkungan yang semakin ketat di tingkat nasional dan internasional memerlukan perhatian yang semakin besar terhadap aspek lingkungan hidup dalam kegiatan pertambangan. Di samping itu, pembangunan pertambangan sebagai upaya pemanfaatan sumber daya alam belum dilaksanakan, ditata, dan dikembangkan secara terpadu dengan pembangunan wilayah dalam suatu kerangka tata ruang yang terintegrasi. 348. Kegiatan eksplorasi dan pengusahaan pertambangan pada masa mendatang cenderung menghadapi tantangan yang mengarah ke daerah yang terpencil dan marginal. Hal ini menuntut upaya penguasaan ilmu pengetahuan dan teknologi pertambangan yang lebih maju. Oleh karenanya pembangunan sektor pertambangan di masa mendatang akan dihadapkan pada kebutuhan sumber daya manusia profesional dalam penguasaan teknologi tenaga-tenaga pertambangan baik dari segi jumlah maupun kualitas. 349. Pertumbuhan industri pertambangan dalam perekonomian nasional tahun 2005-2010 mencapai 5,19 persen sementara pertumbuhan industri semen dan galian non logam hanya 1,09 persen. Bahkan industri logam dasar, besi dan baja justru melambat 0,83 persen. Selama ini sektor yang memanfaatkan produk pertambangan seperti industri peralatan, mesin dan alat transportasi relatif tumbuh stabil sebesar 6,92 persen, dan sektor kontruksi sebesar 7,41 persen. Hal ini menunjukkan industri hulu produk pertambangan tidak/kurang berperan dalam mendukung sektor hilir.Sampai saat ini keterkaitan usaha pertambangan dengan industri pengolahan dan sektor-sektor lainnya belum optimal berkembang. Hal ini berakibat hilangnya kesempatan untuk memperoleh nilai tambah yang potensial, serta ketergantungan industri dalam negeri terhadap impor bahan baku hasil tambang. Dalam kaitan itu, peningkatan industri pengolahan hasil tambang, pengembangan serta penerapan standardisasi produk dan jasa pertambangan, merupakan tantangan yang harus mendapatkan perhatian khusus dalam rangka pengembangan keterkaitan usaha pertambangan dengan sektor industri secara efisien. 350. Permintaan akan komoditi tambang, terutama batubara, dari luar negeri meningkat dari tahun ke tahun, terutama apabila harga minyak mentah dunia meningkat. Peningkatan permintaan ini diikuti dengan peningkatan produksi dan ekspor batubara. Namun di lain pihak, kebutuhan batubara di dalam negeri meningkat dengan tajam, terutama untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar pembangkit listrik. Ke depan, Domestic Market Obligation (DMO) bagi pengusaha batubara menjadi sesuatu yang sangat penting untuk memenuhi kebutuhan batubara untuk dalam negeri. Untuk mendukung kebijakan DMO ini, perlu adanya peningkatan kapasitas infrastruktur. Apalagi dengan adanya perbedaan lokasi supply-demand batubara sehingga diperlukan moda transportasi laut yang handal dan pelabuhan yang memadai untuk mengantisipasi cuaca buruk. 351. Amanat UU No 4 tahun 2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara serta UU No. 12 tahun 2008 tentang Otonomi Daerah, memberikan peran lebih besar kepada daerah belum diikuti dengan peningkatan kemampuan 157
teknis/manajerial aparat Pemerintah Daerah. Karakteristik industri pertambangan yang unik dan khusus memerlukan pemahaman yang mendalam, baik dari segi teknis penambangan, pembiayaan, maupun penanganan dampak sosial/lingkungan dari kegiatan penambangan, termasuk reklamasi dan konservasi. Rendahnya kemampuan aparatur pemerintah daerah dalam pengelolaan pertambangan serta kurang harmonisnya peraturan perundangan lintas sektor, menyebabkan timbulnya permasalahan dalam perijinan, pengawasan eksploitasi, produksi, serta pengendalian dampak lingkungan dan konflik lahan.
2.4
Kebijakan Bidang Mineral dan Pertambangan
352. Undang-Undang Dasar 1945 Pasal 33 ayat (3) menegaskan bahwa bumi, air, dan kekayaan alam yang terkandung di dalamnya dikuasai oleh negara dan dipergunakan untuk sebesar-besar kemakmuran rakyat. Mengingat mineral dan batubara sebagai kekayaan alam yang terkandung di dalam bumi merupakan sumber daya alam yang tak terbarukan, pengelolaannya perlu dilakukan seoptimal mungkin, efisien, transparan, berkelanjutan dan berwawasan lingkungan, serta berkeadilan agar memperoleh manfaat sebesar-besar bagi kemakmuran rakyat secara berkelanjutan. 353. Dalam rangka meningkatkan kontribusi industri pertambangan bagi perekonomian nasional, pemerintah telah menetapkan beberapa arah kebijakan dalam pengembangan subsektor mineral dan batubara, yaitu: (1) Memberikan kepastian hukum dan usaha serta transparansi proses perijinan kegiatan pertambangan melalui penyelesaian renegosiasi kontrak dan sinkronisasi regulasi antar pusat dan daerah; (2) Mendorong pengembangan nilai tambah mineral dan batubara; (3) Melaksanakan peningkatan pengawasan dan pembinaan kegiatan pertambangan terutama dalam hal peningkatan kemampuan teknis dan managerial aparat pemerintah daerah dalam melakukan pengelolaan perijinan dan inventarisasi cadangan; (4) Mendorong peningkatan investasi dan penerimaan negara dengan memperhatikan aspek konservasi sumber daya mineral dan batubara; (5) Melaksanakan prioritas pemenuhan mineral dan batubara untuk kebutuhan dalam negeri dengan didukung pengembangan infrastruktur mineral dan batubara dalam negeri; dan (6) Mempertahankan kelestarian fungsi lingkungan hidup melalui pengelolaan dan pemantauan lingkungan termasuk reklamasi dan pasca tambang, (7) Mendorong pengembangan wilayah penghasil bahan tambang diantaranya melalui kebijakan pembangunan Pembangkit Listrik di Mulut Tambang, (8) Mendorong pengembangan usaha jasa pertambangan nasional (9) Mendorong pengembangan masyarakat sekitar daerah pertambangan melalui partisipasi aktif. 354. Pelaksanaan kebijakan pengelolaan mineral dan batubara dilakukan melalui: (1) Pelaksanaan perundingan ulang atau renegosiasi Kontrak Karya (KK) dan Perjanjian Karya Pengusahaan Pertambangan Batubara (PKP2B) untuk menyesuaikan terhadap amanat UU No. 4/2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara; (2) Peningkatan nilai tambah mineral dengan mewajibkan badan usaha untuk melakukan kegiatan pengolahan dan pemurnian mineral di dalam negeri dalam rangka pengembangan ‘hilirisasi’; (3) Penetapan Wilayah Pertambangan (WP) guna memberikan kepastian usaha dan pemanfaatan ruang bagi usaha pertambangan; (4) Penataan dan pengembangan database Izin Usaha 158
Pertambangan (IUP); dan (5) Pengaturan produksi batubara/mineral dan pemenuhan pasokan batubara untuk keperluan dalam negeri (Domestic Market Obligation/DMO). 355. Untuk mencapai sasaran yang telah ditetapkan, kebijakan umum pembangunan pertambangan mineral dan batubara diarahkan pada dua hal pokok, yaitu: (i) meningkatkan poduksi dan nilai tambah produk tambang mineral dan batubara; dan (ii) mengurangi dampak negatif akibat kegiatan pertambangan dan bencana geologi. Sebagai penjabaran lebih lanjut dari kedua hal pokok tersebut, maka arah kebijakan dan strategi pembangunan pertambangan mineral dan batubara dalam RPJMN 2010-2014 adalah sebagai berikut: Peningkatan produksi nilai tambah produk tambang mineral dan batubara ditujukan untuk memenuhi kebutuhan bahan baku dan bahan bakar terutama untuk industri di dalam negeri. 356. Beberapa kebijakan dan strategi yang akan dilakukan diarahakan untuk: (i) memberikan insentif fiskal (fiscal regime) yang stabil dan kompetitif dalam menarik investasi pertambangan mineral dan batubara; (ii) memperbaiki dan menyederhanakan birokrasi perijinan (licensing regime) pengusahaan pertambangan; (iii) memperjelas pembagian kewenangan pemerintah pusat dan pemerintah daerah terutama yang berkaitan dengan pemberian ijin dalam pengusahaan pertambangan; (iv) mengembangkan informasi potensi dan wilayah cadangan; (v) meningkatkan kemampuan teknis dan managerial aparat pemerintah daerah dalam melakukan pengelolaan perijinan dan inventarisasi cadangan; (vi) menciptakan keamanan usaha dan berusaha dalam pengusahaan pertambangan mineral dan batubara; (vii) mengembangkan industri pengolahan dan pemurnian (smelter) untuk mengubah bahan-bahan mentah mineral logan dan non logam menjadi bahan setengah jadi atau bahkan menjadi bahan yang final; (viii) meningkatkan produksi batubara serta pemanfaatannya untuk kepentingan dalam negeri (domestic market obligation) terutama sebagai bahan bakar pembangkit tenaga listrik; (ix) mendorong berkembangnya industri oil synthetic dan clean-coal technology, serta industri peningkatan mutu batubara (upgraded brown coal), pencairan batubara (coal liquefaction) dan gasifikasi batubara (coal gasification); (x) meningkatkan produksi uap panas bumi melalui kegiatan eksplorasi dan eksploitasi panas bumi; dan (xi) mendorong pemanfaatan panas bumi untuk pembangkit tenaga listrik. 357. Pengurangan dampak negatif akibat dari kegiatan pertambangan dan bencana geologi dilakukan untuk mencegah kerusakan lingkungan, baik air, tanah, maupun udara, yang berlebihan akibat kegiatan eksplorasi dan eksploitasi sumber daya mineral dan batubara, dengan memperhatikan kelestarian fungsi lingkungan hidup termasuk mengurangi emisi gas rumah kaca yang berpotensi menyebabkan perubahan iklim global. Beberapa kebijakan dan strategi yang akan dilakukan diarahkan untuk: (i) mencegah kerusakan dan pencemaran lingkungan melalui pembinaan lindungan lingkungan, keselamatan operasi, dan usaha penunjang bidang migas; (ii) mencegah kerusakan cadangan mineral dan batubara serta mengembangkan wilayah pencadangan tambang nasional dengan melakukan best mining practices dan menerapkan mekanisme depletion premium; (iii) meningkatkan rehabilitasi kawasan bekas tambang; dan (iv) mitigasi, pengembangan teknologi, dan fasilitasi dalam rangka penetapan langkahlangkah penanggulangan krisis energi dan bencana geologi.
159
358. Prioritas Peningkatan Pengelolaan Sumber Daya Mineral dan Pertambangan diuraikan dalam 2 fokus yaitu: (1) Peningkatan Produksi dan Nilai Tambah Produk Pertambangan Mineral dan Batubara, dengan indikator produksi batubara dan Domestic Market Obligation dari batubara, produksi mineral, seperti emas, perak, timah, nikel, feronikel dan nikel matte, bauksit, konsentrat tembaga, dan bijih besi, serta persentase pemanfaatannya untuk bahan baku industri dalam negeri, jumlah WKP dan WP; dan (2) Pengurangan Dampak Negatif Akibat Kegiatan Pertambangan dan Bencana Geologi, dengan indikator penyediaan peta geologi daerah bahaya seluruh gunung api, pemetaan geofisika udara di Pulau Kalimantan dan Sulawesi, peta dasar geologi bagi daerahdaerah pusat pertumbuhan ekonomi di Pulau Jawa, pemetaan geologi teknik tata ruang, dan reklamasi kawasan bekas tambang, pengurangan volume gas flare, limbah, dan peningkatan penggunaan bahan-bahan kimia ramah lingkungan.
2.5
Tantangan
359. Fokus dalam pengelolaan sumber daya mineral dan pertambangan dititikberatkan pada dua hal pokok yaitu: (1) peningkatan nilai tambah potensi keekonomian, pemanfaatan bahan galian dan mineral ikutan pada daerah dan bekas daerah pertambangan; dan (ii) optimalisasi penerapan kaidah konservasi dalam pengusahaan pertambangan baik pada tahap eksplorasi, eksploitasi dan pasca tambang. 360. Selanjutnya, pembangunan subsektor mineral dan batubara diharapkan dapat: (i) mendorong pembangunan sarana dan prasarana pengangkutan batubara untuk keperluan pasar dalam negeri; (ii) menjamin keamanan pasokan batubara dalam negeri melalui Domestic Market Obligation (DMO) terutama sebagai bahan bakar pembangkit tenaga listrik sesuai dengan Undang-Undang 30 tahun 2007; (iii) mengatur harga batubara di dalam negeri dengan mengacu kepada indeks harga batubara ekspor; (iv) memberikan kepastian dan transparansi di dalam kegiatan usaha pertambangan sesuai Undang-Undang No. 4 tahun 2009 dengan sanksi pelanggaran ketentuan; (iv) melaksanakan peningkatan pembinaan dan pengawasan; (vi) mengusahakan penambahan nilai tambah hasil pertambangan dengan mengembangkan industri pengolahan dan pemurnian (smelter) untuk mengubah bahan-bahan mentah mineral logam dan non-logam menjadi bahan setengah jadi atau bahkan menjadi bahan final; dan (vii) mendorong peningkatan penerimaan negara dan investasi. 361. Selain itu, tantangan lainnya adalah mengurangi dampak negatif usaha pertambangan yang diupayakan dengan: (i) mencegah kerusakan dan pencemaran lingkungan melalui pembinaan lindungan, keselamatan operasi, dan usaha penunjang bidang migas; (ii) mencegah kerusakan cadangan mineral dan batubara serta mengembangkan wilayah pencadangan tambang nasional dengan melakukan best mining practices dan menerapkan mekanisme depletion premium; (iii) meningkatkan rehabilitasi kawasan bekas tambang; dan (iv) mitigasi, pengembangan teknologi, dan fasilitasi dalam rangka penetapan langkah-langkah penanggulangan krisis energi dan bencana geologi. 362. Prioritas Peningkatan Pengelolaan Sumber Daya Mineral dan Pertambangan diuraikan dalam 2 (dua) fokus yaitu (i) peningkatan produksi dan nilai tambah 160
produk pertambangan mineral dan batubara; dan (ii) pengurangan dampak negatif akibat kegiatan pertambangan dan bencana geologi.
2.6
Pengkajian dan Pemikiran ke Depan
2.6.1 Kebijakan Peningkatan Nilai Tambah 363. Nilai tambah sektor mineral dan batubara (minerba) Indonesia umumnya berupa penerimaan negara dan daya dukung untuk sektor lainnya di perekonomian nasional. 364. Dalam hal penerimaan negara, sektor ini diyakini memberikan kontribusi yang besar bagi penerimaan dalam negeri APBN, baik dari sumber perpajakan maupun dari Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP). Jenis perpajakan yang dimaksud adalah pajak pemerintah pusat dan daerah, yaitu: A. Pajak Pemerintah Pusat dan yang dibagihasilkan: (1) Pajak Dividen, (2) PPh Badan, (3) PPh Perseorangan, (4) PPh 23/26/ Final, (5) Pajak Pertambahan Nilai (PPN), (6) PPnBM, (7) PBB, (8) Bea Masuk, dan (9)Cukai. B. Pajak Pemerintah Daerah yang terdiri (1) Pajak Mineral C dan Air/Lumpsum, (2) Pajak atas Air, (3) PKB/BBNKB, (4) Pajak Air Bawah Tanah dan Air Permukaan (water levy), (5) Pajak Mineral C. C. PNBP yang terdiri dari : (1) Royalti, (2) Landrent/deadrent, (3) Provisi Sumber Daya Hutan (PSDH), (4) Iuran Kehutanan (Dana Reboisasi). 365. Namun demikian perkiraan besaran yang akurat tentang kontribusi kedua jenis penerimaan tersebut hingga kini masih belum sepenuhnya jelas dan transparan, baik bagi Kementerian ESDM maupun Kementerian Keuangan sekalipun. Ketidakjelasan kontribusi minerba tertama disebabkan oleh kontribusi perpajakan, di mana untuk beberapa tahun terakhir nampaknya tidak dilakukan pemisahan yang tegas dari pajak-pajak yang berasal dari kegiatan sektor minerba. Oleh karenanya penerimaan dari sektor pajak minerba dicatat terlalu rendah (underestimate), sedangkan penerimaan dari PNBP lebih akurat karena PNBP dikelola oleh kementerian yang membawahinya. 366. Dilihat dari sisi penerimaan negara, kegiatan ekstraksi dan eksploitasi sumberdaya alam (SDA) telah memberikan peran penting dalam pembiayaan pembangunan di Indonesia selama ini. Sebagai gambaran, realisasi penerimaan negara dalam bentuk Pajak Dalam Negeri yang berasal dari pajak penghasilan (PPh) Migas pada APBN 2007 adalah sebesar Rp 194,4 milyar dan mencapai Rp 298,2 milyar pada APBN 2010 - 2012 (Nota Keuangan dan APBN, Kementerian Keuangan RI). 367. Di samping penerimaan dari sektor pajak, sektor SDA juga memberi kontribusi pada penerimaan negara melalui komponen Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP), penerimaan PNBP dari SDA pada tahun 2007 sebesar Rp132,9 milyar dan mencapai 168,8 milyar pada tahun 2010 (Nota Keuangan dan APBN, Kementerian Keuangan RI). Sebagian besar PNBP ini berasal dari minyak bumi sedangkan penerimaan dari SDA lainnya relatif kecil. 161
368. Di samping memberi kontribusi kepada penerimaan pemerintah pusat, kegiatan sektor SDA juga memberi kontribusi bagi pendapatan pemerintah daerah. Sesuai dengan kebijakan desentralisasi, setiap pemerintah daerah diberi wewenang untuk mengatur daerahnya sendiri. Untuk membangun daerahnya masing-masing, pemerintah daerah mengandalkan penerimaan dalam APBD dari Pendapatan Asli Daerah (PAD) dan transfer pemerintah pusat dalam bentuk dana perimbangan. 369. Demi peningkatan PAD, pemerintah daerah umumnya berupaya meningkatkan target penerimaan melalui sumber-sumber yang potensial. Untuk sektor pertambangan, sumber PAD tersebut dapat berasal dari retribusi daerah, seperti retribusi bahan galian C yang merupakan produk pertambangan dan penggalian. Hingga saat ini belum tersedia informasi yang lengkap tentang besarnya pendapatan daerah yang berasal dari sektor pertambangan. Namun demikian dapat diduga bahwa sektor pertambangan dan penggalian memberikan kontribusi yang cukup besar bagi perekonomian daerah. 370. Selain memberikan kontribusi terhadap penerimaan negara, kegiatan ekonomi di sektor SDA, khususnya minerba, juga memberikan kontribusi pada sektor riil perekonomian. Setiap peningkatan permintaan akhir terhadap komoditas yang dihasilkan oleh sektor minerba dalam bentuk konsumsi, investasi, pengeluaran pemerintah dan ekspor akan meningkatkan output perekonomian secara keseluruhan melalui mekanisme pengganda output (output multiplier). Hal ini disebabkan kegiatan di sektor minerba memiliki keterkaitan dengan sektor hulu (backward linkage) dan sektor hilir atau pengolahan (forward linkage). Di samping itu, setiap peningkatan permintaan akhir dapat mengakibatkan peningkatan kesempatan kerja (employment multiplier) dan pada gilirannya akan mendorong peningkatan pendapatan rumah tangga (income multiplier). 371. Walaupun kontribusi sektor minerba dalam paparan di atas terlihat cukup besar, namun sebenarnya sektor ini memiliki potensi kontribusi yang lebih tinggi lagi jika terdapat nilai tambah yang lebih melalui proses pengolahan di dalam negeri. Yang dimaksud dengan peningkatan nilai tambah adalah pengolahan menjadi produk yang lebih hilir sepanjang rantai nilai. Penambahan nilai dalam pengolahan nikel berikut dapat menjadi ilustrasi. Harga nikel mentah tingkat II (mengandung hanya 2 persen dari volume tanah tambang) mencapai 2 USD per kilogram atau 2000 USD per ton. Setelah melalui proses peleburan menjadi ferronickel (FeNi) nilainya melonjak menjadi lebih dari 8 kali lipat menjadi 17.000 USD per ton di LME (London Mineral Exchange). 372. UU Minerba telah mengamanatkan bahwa adanya upaya pemerintah mengendalikan ekpor bahan mentah dan mendorong peningkatan pada rantai produksi domestik berupa kewajiban pembangunan fasilitas pengolahan dan pemurnian mineral. Peningkatan rantai produksi domestik pada gilirannya akan memberikan dampak positif bagi perekonomian dalam bentuk penciptaan output, nilai tambah dan kesempatan kerja domestik, ketersediaan bahan baku industri hilir berbasis logam domestik, serta penguasaan teknologi dalam pengolahan mineral. Artinya bahwa kebijakan pengendalian ekspor bahan mentah minerba sangat bergantung dari penyiapan rantai hilirnya. Tanpa penyiapan industri hilir maka akan muncul dampak negatif sebagaimana dampak negatif yang muncul dalam jangka pendek. Akan tetapi jika industri hilir berhasil dibangun maka 162
kebijakan pengendalian ekspor bahan mentah memperpanjang rantai nilai domestik sehingga perekonomian.
minerba akan mampu berdampak positif bagi
373. Upaya peningkatan nilai tambah juga telah diindikasikan dalam Rencana Pembangunan Jangka Menengah Nasional (RPJMN 2010-2014). Pada bagian 10.3.3 diuraikan strategi dan kebijakan yang dicanangkan di sisi hulu adalah: (i) memberikan insentif fiskal (fiscal regime) yang stabil dan kompetitif dalam menarik investasi pertambangan mineral dan batubara; (ii) memperbaiki dan menyederhanakan birokrasi perijinan (licensing regime) pengusahaan pertambangan; (iii) memperjelas pembagian kewenangan pemerintah pusat dan pemerintah daerah terutama yang berkaitan dengan pemberian ijin dalam pengusahaan pertambangan; (iv) mengembangkan informasi potensi dan wilayah cadangan; (v) meningkatkan kemampuan teknis dan managerial aparat pemerintah daerah dalam melakukan pengelolaan perijinan dan inventarisasi cadangan; (vi) menciptakan keamanan usaha dan berusaha dalam pengusahaan pertambangan mineral dan batubara; (vii) mengembangkan industri pengolahan dan pemurnian (smelter) untuk mengubah bahan-bahan mentah mineral logan dan non logam menjadi bahan setengah jadi atau bahkan menjadi bahan yang final. 374. Terkait dengan hilirisasi sector pertambangan Pemerintah melalui Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (KESDM) Kementerian Perindustrian, dan Kementerian Keuangan dituntut menyusun peraturan atau kebijakan komprehensif dengan maksud untuk: Pengendalian ekspor dan tata caranya yang lebih adaptif. Mengidentifikasi permasalahan yang dihadapi perusahaan, tentang alasan keberatan menjalankan hilirisasi. Mengorganisasikan permasalahan dan pencarian solusi atau jalan keluar masalah sesuai dengan tugas kementerian dan lembaga. Mensinkronkan usulan solusi agar tidak bertabrakan satu dengan lainnya. 2.6.1.1 Dampak Pembatasan Ekspor Pajak 375. Jika peran suatu negara dalam produksi suatu komoditi di dunia kecil, maka kebijakan hambatan ekspor oleh negara tersebut tidak akan mempengaruhi harga komoditi tersebut di dunia sebagaimana diperlihatkan pada gambar berikut.
Gambar 60 Dampak Pajak Ekspor Bagi Negara Pengekspor - Kasus Negara Kecil Sumber: Suranovic (2012)
376. Sebelum diberlakukannya pajak ekspor, harga dunia adalah Pw, di atas harga 163
ekuilibrium domestik. Jika diberlakukan perdagangan bebas dan produk domestik diekspor, maka harga domestik akan naik mengikuti harga dunia. Konsumen domestik harus menghadapi harga dunia. Jika dalam suatu produk peran Indonesia dapat dianggap kecil, maka penerapan pajak ekspor tidak akan mempengaruhi harga dunia Pw. Pajak ekspor hanya akan menekan harga domestik ke Pd sebesar pajak ekspor (p = p* - t). Perubahan ini mengurangi surplus produsen -a-b-c-d, menambah surplus konsumen sebesar +a, dan memberikan pemasukan pemerintah sebesar +c. Secara agregat, keseluruhan negara menanggung kerugian sebesar -b-d. 377. Selain berbentuk pajak ekspor, hambatan juga dapat berbentuk kuota ekspor. Perbedaan utama adalah hambatan ekspor dalam bentuk pembatasan jumlah ekspor. Pembatasan ekspor ini dapat menyebabkan perbedaan harga dunia dan domestik yang setara dengan hambatan tarif. Perbedaan kedua adalah tidak adanya lagi penerimaan pemerintah dari tarif (sekarang menjadi rente kuota). Distribusi rente kuota tergantung dari bagaimana pemerintah mengatur kuota. Jika pemerintah melelang hak kuota impor dengan harga maksimal, maka pemerintah menerima kuota rente ekivalen wilayah c. Jika pemerintah memberikan hak kuota secara cuma-cuma maka rente kuota dinikmati pihak yang menerima hak kuota. 378. Jika peran suatu negara dalam produksi suatu komoditi di dunia besar, maka kebijakan hambatan ekspor oleh negara tersebut dapat mempengaruhi harga komoditi tersebut di dunia. Analisis grafis untuk kasus penetapan pajak ekspor negara besar adalah sebagai berikut.
Gambar 61 Dampak Pajak Ekspor Bagi Negara Pengekspor – Kasus Negara Besar Sumber: Suranovic, 2012
379. Sebelum diberlakukannya pajak ekspor, harga dunia adalah Pft, di atas harga ekuilibrium domestik. Jika diberlakukan perdagangan bebas dan produk domestik diekspor, maka harga domestik akan naik mengikuti harga dunia. Konsumen domestik harus menghadapi harga dunia. Jika dalam suatu produk peran Indonesia dapat dianggap besar, maka penerapan pajak ekspor akan mempengaruhi harga dunia. Pajak ekspor akan mengurangi ekspor sehingga akan menurunkan harga domestik ke Pex. Di sisi lain pajak ekspor akan mengurangi pasokan ke pasar dunia sehingga menaikkan harga dunia ke Pim. Perubahan ini mengurangi surplus produsen -e-f-g-h menambah surplus konsumen sebesar +e, dan memberikan pemasukan pemerintah sebesar +g+c. Secara agregat, perubahan 164
kemakmuran Negara adalah keseluruhan negara menanggung kerugian sebesar +c-f-h. Tabel 52 Ringkasan Dampak Pajak Ekspor Bagi Negara Pengekspor - Kasus Exporting Country +e -(e+f+g+h) +(c+g) +c-(f+h)
Consumer Surplus Producer Surplus Govt. Revenue National Welfire Sumber: Suranovic, 2012
380. Karena secara nasional terdapat elemen dampak negatif dan positif, dampak bersih dapat menjadi positif ataupun negatif. Secara umum, dampak bersih bisa terjadi jika bagi negara besar. Tingkat tarif yang memaksimumkan +c-f-h disebut dengan tingkat tarif optimum. Tarif ekspor optimum lebih rendah dari tingkat tarif yang menghalangi ekspor. 381. Hambatan ekspor dapat pula berbentuk kuota ekspor. Analisis kemakmuran pada kuota mirip dengan pajak ekspor. Perbedaan utama adalah hambatan dalam bentuk pembatasan jumlah ekspor. Pembatasan ekspor ini dapat menyebabkan perbedaan harga dunia dan domestik yang setara dengan hambatan tarif. Perbedaan kedua adalah tidak adanya lagi penerimaan pemerintah dari tarif (sekarang menjadi rente kuota). Distribusi rente kuota tergantung dari bagaimana pemerintah mengatur kuota. Jika pemerintah melelang hak kuota impor dengan harga maksimal, maka pemerintah menerima kuota rente ekivalen wilayah c. Jika pemerintah memberikan hak kuota secara cuma-cuma maka rente kuota dinikmati pihak yang menerima hak kuota. Menggunakan analisis komparatif-statis secara umum dapat disimpulkan bahwa hambatan ekspor akan merugikan bagi negara kecil. Kerugian dari hambatan kuota lebih besar dibandingkan hambatan tarif ekivalen. Meskipun demikian, untuk negara besar hambatan ekspor dapat memberikan keuntungan jika diterapkan tingkat tarif yang optimum atau kuota ekivalen. 2.6.1.2 Komoditas Unggulan Indonesia Tembaga 382. Di Indonesia, satu-satunya smelter tembaga adalah PT Smelting Gresik yang berlokasi di Gresik. PT Smelting menjual asam sulfat sebanyak 700.000 ton/tahun ke PT.Petrokimia Gresik. Terak tembaga dan gypsum yang berguna untuk bahan baku semen dijual ke PT.Semen Gresik masing masing sebesar 530.000 ton/tahun dan 20.000 ton /tahun. Lumpur anoda yang mengandung logam logam mulia seperti emas, perak, dan logam-logam yang termasuk dalam PGM (Platinum Group Metal) seperti platinum, palladium, rodium, iridium, osmium, dan ruthenium. 383. Salah satu industri berbasis tembaga yang lebih hilir adalah industri yang memproduksi kabel. Permintaan kabel menunjukkan kecenderungan yang makin tinggi, seiring dengan perkembangan ekonomi Indonesia. Tabel 53 menunjukkan lima perusahaan kabel dengan kenaikan produksi selama periode 2009-2011. Kenaikan permintaan kabel domestik yang mendorong kenaikan produksi di antaranya berasal dari program pemerintah dalam proyek percepatan 165
pembangunan penambahan daya listrik tahap II dengan pembangunan power plant sebesar 10.000 megawat yang akan dimulai tahun 2012 dan berkembangnya perumahan dan kantor. Tabel 53 Produksi Tahunan Perusahaan Kabel yang Telah Go Public No.
Produksi dalam Beberapa Tahun
Nama Perusahaan
2009
2010
2011
1
PT SUCACO Tbk
1.510.071
2.198.396
3.363.728
2
PT VOKSEL ELEKTRIK Tbk
1.729.113
1.309.570
2.014.604
3
PT KMI WIRE & CABLE Tbk
822.273
1.228.092
1.841.939
4
PT JEMBO CABLE INDONESIA Tbk
301.331
542.618
864.754
5
PT KABELINDO MURNI Tbk
762.976
830.723
1.267.418
Sumber: Presentasi APKABEL (Asosiasi Pengusaha Kabel) pada seri FGD Minerba, 14 Agustus 2012
384. Menurut APKABEL, faktor penyebab tingginya permintaan kabel yaitu kebutuhan energi listrik memerlukan media transmisi kabel; proyek pemerintah membangun power plant 10.000 MW (I & II); rasio elektrifikasi Indonesia masih 73 persen; peningkatan produksi dan penjualan pabrikan kabel; dan peningkatan jumlah pabrik kabel baru. Pembangunan infrastruktur, baik dari pemerintah dan swasta melalui MP3EI, diyakini dapat mendorong permintaan kabel dalam negeri. Pembangunan MP3EI dan proyek 10.000 MW akan mendorong pertumbuhan permintaan kabel dalam jangka panjang.
Gambar 62 Sumber daya, Cadangan, Produksi, Smelter, dan Rencana Pembangunan Smelter Tembaga di Indonesia (Sumber: Kementerian ESDM, 2012) 385. Menurut Kementerian ESDM, jumlah sumber daya tembaga Indonesia mencapai 4,9 milyar ton, sedangkan cadangannya mencapai 4,1 milyar ton. Produksi konsentrat tembaga Indonesia pada tahun 2010 mencapai 3,4 juta ton. Saat ini satu-satunya perusahaan smelter tembaga di Indonesia adalah PT. Smelting Gresik dengan kapasitas konsentrat tembaga yang diolah sebesar satu juta ton. Konsentrat tembaga tersebut akan diolah menjadi tembaga katoda dengan produksi per tahun berkisar antara 270 ribu ton sampai 300 ribu ton. Konsentrat tembaga yang diolah di PT. Smelting Gresik tersebut sebagian besar 166
berasal dari PT.Freeport Indonesia dan sebagian kecil berasal dari PT.Newmont Nusa Tenggara. Dari hasil pengolahan konsentrat tembaga menjadi tembaga katoda, sekitar 60 persen dijual di dalam negeri, sedangkan 40 persen sisanya diekspor ke pasar Asia Tenggara. 386. Sesuai dengan amanat UU No.4 tahun 2009 untuk mengolah bijih tembaga menjadi tembaga katoda, maka dalam beberapa tahun ke depan akan ada rencana pembangunan smelter yaitu Nusantara Smelting pada tahun 2014 dengan kapasitas pengolahan konsentrat tembaga sebesar 800 ribu ton, Global Investindo pada tahun 2015 dengan kapasitas pengolahan konsentrat tembaga sebesar 1,2 juta ton, dan Indosmelt tahun 2014 dengan rencana kapasitas pengolahan sebesar 400 ribu ton. 387. Berkaitan dengan rencana hilirisasi mineral di Indonesia yang diatur dalam UU No. 4 Tahun 2009 tentang Mineral dan Batubara (Minerba) serta Permen ESDM No. 11 Tahun 2012 mendapatkan berbagai tantangan yang harus dapat dipecahkan. Sebagian pihak menilai pemberlakuan Permen ESDM ini merupakan jalan bagi industrialisasi dan hilirisasi, namun tidak sedikit yang menentang regulasi ini. Beberapa pendapat yang menolak mengatakan bahwa saat ini Indonesia belum layak untuk melaksanakan pembangunan smelter. Alasan yang mendukung pendapat tersebut antara lain; pemerintah harus melihat pasar dan permintaan atas semua jenis mineral, baik di dalam maupun luar negeri. Selain itu, persoalan teknis seperti tersedianya pasokan listrik dan kondisi sosial ekonomi di daerah menjadi persoalan tersendiri dalam pembangunan smelter di Indonesia contohnya permasalahan CSR serta tuntutan pemerintah lokal yang berlebihan. Infrastruktur yang kurang memadai di daerah juga mengakibatkan kendala transportasi. Sebagai contoh yang terjadi di beberapa daerah, jalan yang biasanya digunakan untuk mengangkut aktivitas pertambangan banyak yang rusak dan tidak bisa dilewati oleh kendaraan pengangkut pertambangan. Selain itu juga pembangunan pabrik peleburan dan pemurnian tembaga dikatakan tidak layak di Indonesia mengingat pasar konsentrat tembaga internasional sangat sulit untuk pabrik peleburan tembaga. 388. Selain itu, permintaan katoda tembaga di dalam negeri lebih sedikit dari kapasitas produksi. Pembangunan smelter tembaga juga memerlukan investasi yang tinggi dan return on investment yang tinggi sehingga dinilai tidak layak secara finansial. Tantangan lainnya dalam penerapan hilirisasi mineral adalah minimnya inovasi dan teknologi di dalam negeri. Peranan teknologi dipakai untuk menurunkan biaya produksi dan teknologi dapat meningkatkan nilai atas cadangan mineral yang dimiliki perusahaan. Pemerintah dapat memberi ruang dalam pengembangan teknologi di dalam APBN untuk memajukan teknologi pertambangan di Indonesia. 389. Kalangan pengusaha pertambangan tembaga berpendapat bahwa tantangan untuk mengembangkan smelter tembaga di Indonesia dipengaruhi oleh biaya, kandungan asam sulfat residu proses, dan TC/RC (Treatment Cost/Refining Cost). Selain working capital yang besar, biaya operasi dan biaya modal untuk smelter tembaga terus mengalami kenaikan sedangkan capital cost juga sangat tinggi. Kandungan asam sulfat juga menyebabkan penambahan biaya karena diperlukan proses untuk membuangnya, di lain pihak, pasar masih belum pasti. Berdasarkan informasi yang diperoleh dari para produsen smelting tembaga diketahui bahwa TC/RC smelter tembaga yang rendah dan sangat kompetitif mengakibatkan tidak menariknya investasi di bidang ini, terutama secara finansial. 167
390. Dengan demikian, dapat disimpulkan bahwa kondisi saat ini menunjukkan bahwa pembangunan smelter tembaga tidak menguntungkan dalam jangka panjang dan akan membutuhkan subsidi yang besar. Pemerintah perlu memberikan kemudahan izin dalam pembangunan smelter dan memperbaiki upah tenaga kerja sektor industri ini. Selain itu, seiring dengan kemajuan pembangunan smelter, upaya peningkatan kualitas lingkungan juga perlu didorong contohnya melalui menutup beberapa smelter yang sudah berusia tua dan menggantinya dengan smelter baru yang lebih efisien. 391. Ekspor konsentrat tembaga Indonesia (SITC2831) berfluktuasi, dimana pada tahun 2008 mencapai 1,6 juta ton, kemudian naik secara signifikan pada tahun 2009 dan 2010 menjadi 2,3 juta ton dan 2,6 juta ton, namun turun menjadi 1,4 juta ton pada tahun 2011. Detail mengenai fluktuasi ekspor konsentrat dapat dilihat pada Tabel 54. Tabel 54 Volume Ekspor Produk Tembaga
Tahun
Ekspor Tembaga dengan Kode SITC (Ton) 2831
2832
6821
6823
6824
6825
6826
6827
2000
2.580.180
16.449
340.612
11.605
2.509
508
51
3.668
2001
2.510.981
818
269.691
6.239
17.585
990
247
2.653
2002
5.751.392
773
298.613
15.908
36.751
1.445
903
9.167
2003
2.381.436
294
213.677
14.677
94.481
480
414
2.399
2004
1.807.678
219
90.391
24.845
103.465
841
2.677
2.664
2005
2.382.851
21
283.766
32.483
105.202
1.241
1.081
1.935
2006
2.330.741
5
113.635
23.390
94.211
4.040
254
1.366
2007
1.726.595
97
175.592
5.613
90.441
853
433
911
2008
1.626.957
7
144.721
5.615
86.346
626
647
763
2009
2.330.261
-
205.025
6.976
74.693
1.279
211
512
2010
2.642.087
-
162.482
7.005
99.190
1.670
389
529
2011
1.471.420
-
131.987
11.545
96.504
1.419
368
750
Sumber: Statistik Perdagangan Luar Negeri, BPS, 2000-2011, diolah.
392. Besarnya nilai ekspor produk tembaga tentunya juga dipengaruhi oleh harga tembaga. Besarnya nilai ekspor konsentrat tembaga pada tahun 2008 sebesar 3,3 milyar USD, kemudian naik menjadi 5,1 milyar USD dan 6,8 milyar USD pada tahun 2009 dan 2010, kemudian turun menjadi 4,7 milyar USD pada tahun 2011. Nilai ekspor dari tembaga katoda mengalami kenaikan secara konsisten sejak tahun 2008 sebesar 1,2 juta USD, kemudian pada tahun 2011 menjadi 2,5 juta USD. Demikian juga dengan produk kabel tembaga yang terus mengalami kenaikan. Total ekspor produk tembaga tahun 2009 sebesar 7,3 milyar USD, kemudian naik menjadi 9,9 milyar USD pada tahun 2010, dan kemudian turun menjadi 8,2 milyar USD pada tahun 2011. Detail mengenai fluktuasi nilai ekspor produk tembaga dan turunannya dapat dilihat pada Tabel 55.
168
Tabel 55 Nilai Ekspor Produk Tembaga Tahun
Kode Sesuai Ekspor SITC (Ribu USD) 2831
2832
6821
6823
6824
6825
6826
16827
Total
2000
1.620.980
631
329.229
12.676
5.316
1,79
139
19,866
1.980.627
2001
1.704.280
1.307
347.727
10.642
31.329
2.674
364
7.264
2.105.586
2002
3.510.970
4.053
792.57
25.447
64,52
3.975
1.478
18.034
4.421.047
2003
1.854.722
8.069
423.176
24.447
173.587
3.115
902
5.542
2.493.559
2004
1.802.388
1,28
376.66
58,71
302,6
2.091
5.558
8.819
2.558.106
2005
3.310.967
29
676.312
96.876
397.197
2.946
2.506
7.631
4.494.466
2006
4.646.069
8
93.8605
141.034
634.443
8,85
1.379
7.837
6.378.225
2007
4.212.653
288
1.769.224
38.487
679.044
2.248
36.549
5.79
6.744.283
2008
3.344.574
79
1.259.073
39.768
664.136
2.928
65,97
7.098
5.583.626
2009
5.101.280
-
1.779.877
34,87
415.728
4.493
21,26
4.149
7.361.657
2010
6.882.171
-
2.263.377
49.139
754.796
5.011
27,12
5.493
9.987.106
2011
4.700.354
-
2.544.364
95.631
889.559
6.317
43.223
7.509
8.286.957
Sumber: Statistik Perdagangan Luar Negeri, BPS, 2000-2011, diolah.
393. Impor produk tembaga katoda, produk tembaga dalam bentuk batang, produk kabel tembaga, produk tembaga dalam bentuk foil mengalami kenaikan yang signifikan. Hal itu menunjukkan makin berkembangnya sektor hilir dengan kebutuhan akan produk tembaga yang makin naik. Hal itu juga memberikan tanda bahwa sektor hilir tembaga sudah mulai membaik. Penyerapan dan perkembangan industri kabel, otomotif, dan beberapa industri lain terhadap produk tembaga dan turunannya sangat menggembirakan. Oleh karena itu dukungan akan UU No 4 Tahun 2009 tentang pengolahan mineral menjadi penting untuk dilakukan, terutama untuk menjamin pasokan pengolahan di sektor hilir. Apabila kebutuhan impor tersebut dapat dipenuhi melalui pembangunan smelter tembaga di Indonesia, maka akan makin memperkuat industri logam dasar Indonesia, sehingga maksud dari UU No 4 Tahun 2009 dapat tercapai.
169
Tabel 56 Volume Impor Produk Tembaga Tahun
I m p o r Te m b a g a S e s u a i K o d e S I T C ( To n ) 2831
2831
6821
6823
6824
6825
6826
6827
2000
193,4
151,4
35,728,6
2.686,4
9.587,5
4.817
3.770,3
3.741,7
2001
10.209,2
65,3
60.229,8
2.367,4
7.306,1
4.656,5
2.598,6
4.018,2
2002
321,4
583,2
106.084,8
6.825,1
16.017,0
8.198,8
6.827,3
8. 2 40 ,0
2003
42,2
431,8
18.624,5
3.208,5
9.351,5
5.005,4
3.693,5
5.522,6
2004
0,4
11,6
17.386,2
4.139,8
9.726,3
6.212,5
3.605,2
5.713,3
2005
47.805,2
10,5
22.530,6
5.380,3
11.788,7
10.153,4
8.302,6
5.504,5
2006
25.001,5,
47,7
19.184,8
4.573,5
6.204,8
4.828,0
3.197,6
5.201,3
2007
29,8
2,2
9.937,6
6.999,5
10.559,4
6.950,4
2.362,3
5.994,8
2008
79,1
120,9
91.091,7
7.343,2
19.590,9
14.425,1
13.297,2
10.552,6
2009
10.042,2
156,4
107.442,7
6.842,4
13.812,6
9.017,1
7.870,1
7.434,7
2010
164,9
23,5
104.216,8
6.759,5
15.747,5
18.991,3
9.490,5
9.824,8
2011
32.953,7
281,1
75.903,5
9.259,4
13.513,3
32.293,0
9.844,8
12.527,9
Sumber: StatistikPerdaganganLuarNegeri, BPS, 2000-2011, diolah.
394. Perbandingan nilai ekspor dan impor produk tembaga dan turunannya pada Gambar 63 menunjukkan bahwa Indonesia adalah net eksportir produk tembaga dan turunannya. Dalam kurun waktu 2001-2011, nilai ekspor jauh lebih tinggi dibandingkan nilai impor memberikan surplus neraca perdagangan produk tembaga dan turunannya.
Gambar 63 Nilai Total Ekspor dan Impor Produk Tembaga dan Turunannya (Ribu USD) (Sumber: Statistik Perdagangan Luar Negeri, BPS, 2000-2011, diolah)
170
Tabel 57 Nilai Neraca Perdagangan Produk Tembaga Indonesia Tahun
Neraca Perdagangan Tembaga Sesuai Kode SITC (Juta USD) 2831
2832
6821
6823
6824
6825
6826
16827
Total
2000
1.620,980
0,5
263,2
7,3
(14,0)
(9,1)
(14,9)
(1,3)
1.852,5
2001
1.704,280
1,2
273,3
6,5
17,7
(7,7)
(9,4)
(6,0)
1.972,0
2002
3.510,970
2,9
690,4
13,5
35,3
(17,0)
(18,2)
(6,1)
4.211,7
2003
1.854,722
7,1
394,5
19,6
158,0
(9,4)
(8,3)
(8,7)
2.407,4
2004
1.802,388
1,3
338,2
50,1
282,1
(18,5)
(5,3)
(11,3)
2.439,0
2005
3.310,967
(0,0)
619,9
85,8
371,2
(20,9)
(7,7)
(12,1)
4.301,1
2006
4.646,069
(0,0)
820,9
120,0
604,0
(18,9)
(18,7)
(16,9)
6.105,2
2007
4.212,653
0,3
1.700,7
(0,3)
617,9
(31,1)
20,3
(25,9)
6.494,5
2008
3.344,574
(1,0)
732,7
(2,7)
529,0
(95,5)
(3,5)
(55,6)
4.447,9
2009
5.101,280
(3,3)
1.504,6
2,0
353,6
(31,1)
(7,5)
(35,7)
6.839,1
2010
6.882,171
(0,2)
1.671,2
10,6
649,0
(132,0)
(29,1)
(64,4)
8.986,6
2011
4.700,354
(3,3)
1.857,8
38,8
788,3
(151,1)
(32,6)
(85,6)
7.008,6
Sumber: Statistik Perdagangan Luar Negeri, BPS, 2000-2011, diolah.
395. Jepang merupakan negara tujuan utama ekspor tembaga dan produk turunannya serta negara asal impor tembaga dan produk turunannya. Selain Jepang, Cina termasuk dalam lima besar negara tujuan ekspor dan asal impor tembaga dan produk turunannya. Tabel 57 menunjukkan bahwa defisit nilai perdagangan produk tembaga secara berkesinambungan, terjadi sejak tahun 2001 sampai tahun 2011 pada SITC 682.5, SITC 682.6, dan SITC 682.7. Defisit nilai neraca perdagangan produk tembaga di hulu yaitu SITC 283.2 terjadi mulai tahun 2005 hingga tahun 2011. Terkait dengan hilirisasi pertambangan, maka pengembangan industrinya dapat diarahkan ke pengembangan industri tembaga hulu untuk SITC 283.2 dan pengembangan industri tembaga hilir untuk SITC 682.5, SITC 682.6 dan SITC 682.7. Tabel 58 secara konsisten menunjukkan volume neraca perdagangan defisit dimana volume impor lebih tinggi daripada ekspor untuk tiga produk hilir dan satu produk hulu tersebut.
171
Tabel 58 Volume Neraca Perdagangan Produk Tembaga Indonesia
Tahun
Ekspor Tembaga dengan Kode SITC (Ton) 2831
2832
6821
6823
6824
6825
6826
6827
2000
2.580.180
16.3
304.9
8.9
(7.1)
(4.3)
(3.7)
(0.1)
2001
2.510.981
0.8
209.5
3.9
10.3
(3.7)
(2.4)
(1.4)
2002
5.751.392
0.2
192.5
9.1
20.7
(6.8)
(5.9)
0.9
2003
2.381.436
(0.1)
195.1
11.5
85.1
(4.5)
(3.3)
(3.1)
2004
1.807.678
0.2
73.0
20.7
93.7
(5.4)
(0.9)
(3.0)
2005
2.382.851
0.0
261.2
27.1
93.4
(8.9)
(7.2)
(3.6)
2006
2.330.741
(0.0)
94.5
18.8
88.0
(0.8)
(2.9)
(3.8)
2007
1.726.595
0.1
165.7
(1.4)
79.9
(6.1)
(1.9)
(5.1)
2008
1.626.957
(0.1)
53.2
(1.7)
66.8
(13.8)
(12.7)
(9.8)
2009
2.330.261
(0.2)
97.6
0.1
60.9
(7.7)
(7.7)
(6.9)
2010
2.642.087
(0.0)
58.3
0.2
83.4
(17.3)
(9.1)
(9.3)
2011
1.471.420
(0.3)
56.1
2.3
88.0
(30.9)
(9.5)
(11.8)
Sumber: Statistik Perdagangan Luar Negeri, BPS, 2000-2011, diolah.
Nikel 396. Menurut Kementerian ESDM, sumber daya bijih nikel Indonesia mencapai 2,6 milyar ton sedangkan cadangan bijih nikel mencapai 576 juta ton. Cara menghitung antara data yang dikeluarkan oleh USGS dan yang dirilis Kementerian ESDM tentunya berbeda, karena data USGS menghitung cadangan kandungan nikel (sudah dalam bentuk produk akhir nikel) sedangkan Kementerian ESDM menghitung cadangan bijih nikel nya (bijih nikel yang masih mentah, dan belum diolah dalam smelter). Proses pengolahan bijih nikel menjadi produk akhir nikel menghasilkan rasio berkisar antara 1 sampai 4 persen, tergantung dari kualitas bijih nikelnya. 397. Jumlah bijih nikel Indonesia dari hasil penambangan pada tahun 2010 mencapai 26,3 juta ton. Saat ini terdapat dua perusahaan yang beroperasi yaitu FeNi PT Antam dengan kapasitas pengolahan bijih nikel sebesar 2,95 juta ton, dan Ni in Matte PT INCO dengan kapasitas pengolahan bijih nikel sebesar 6,08 juta ton bijih. Dalam beberapa tahun ke depan akan ada rencana pembangunan smelter yaitu Weda Bay Nickel pada tahun 2016 dengan total kapasitas pengolahan bijih nikel 6.000.000 ton, NPI PT Antam pada tahun 2014 dengan kapasitas pengolahan bijih nikel 1,2 juta ton, dan PT. FeNI Haltim (Group Antam) tahun 2014 dengan rencana pengolahan bijih nikel sebesar 2,95 juta ton. Detail mengenai jumlah sumber daya, besar cadangan, kapasitas pengolahan yang sudah ada, dan rencana investasi pengolahan bijih nikel dapat dilihat pada Gambar berikut.
172
Gambar 64 Sumber Daya, Cadangan, Smelter dan Rencana Pengembangan Nikel Indonesia (Sumber: Kementerian ESDM, 2012)
398. Tambang nikel tersebar di beberapa pulau di Indonesia antara lain Pulau Sulawesi dan Pulau Halmahera. Cadangan nikel di Sulawesi ada di Sorowako, Kabupaten Luwu Timur, Sulawesi Selatan; Kabupaten Morowali, Sulawesi Tengah; Pomalaa, Kabupaten Kolaka, Sulawesi Tenggara; dan Kabupaten Konawe, Sulawesi Tenggara. Di Pulau Halmahera, nikel terdapat di Weda, Kab. Halmahera Tengah, Maluku Utara dan di Buli, Kab. Halmahera Timur, Maluku Utara. Di pulau-pulau tersebut terdapat beberapa aktivitas pertambangan, terutama aktivitas tambang tradisional yang langsung menjual bijih nikel untuk di ekspor ke Jepang, Cina, maupun Korea. Perusahaan peleburan nikel di Indonesia saat ini adalah PT. Vale Indonesia dan PT.Antam. Kedua perusahaan tersebut mengolah jenis nikel yang berbeda dimana PT.Antam mengolah bijih nikel menjadi ferronickel sedangkan PT. Vale Indonesia (dulunya PT. INCO) mengolah nikel menjadi nickel matte. PT. Antam beroperasi dengan 3 unit smelter di Pomalaa sedangkan PT. Vale beroperasi dengan 3 unit smelter di Kabupaten Luwu Timur, Soroako. 399. Saat ini di Indonesia, nikel dimanfaatkan sebagai bahan baku produksi domestik maupun ekspor. Ekspor dilakukan baik dalam bentuk ore laterite maupun nickel matte dan ferro nickel. Produksi ore latterite dan nickel matte Indonesia pada 2006-2009 ditunjukkan pada Gambar 65 Produksi laterite ore tumbuh rata-rata 13 persen per tahun sedangkan rata-rata pertumbuhan produksi nickel matte yaitu -3 persen per tahun.
173
Catatan: **) Merupakan hasil produksi smelter Soroako yang diekspor ke Jepang dan mengandung 78 persen nikel.
Gambar 65 Produksi Ore Laterite dan Nickel Matte Indonesia, 2006-2009 (Sumber: Mineral Year Book, 2009)
400. Pada saat ini, pembangunan industri smelter nikel diharapkan akan menambah kapasitas industri pengolahan nikel melalui pembangunan pengolahan nikel. Pengolahan nikel yang menghasilkan ferro nickel pada saat ini di antaranya yaitu oleh PT. Feni Haltim, PT. Weda Bay Nickel dan PT. Solway di Pulau Halmahera. 401. Pembangunan smelter nikel masih terhambat oleh beberapa masalah mencakup ketersediaan infrastruktur, perizinan, biaya investasi yang tinggi, fluktuasi harga nikel dan insentif pajak dan tax holiday. Hingga saat ini,ketersediaan energi dan fasilitas pendukung infrastruktur seperti port, jetty, access road (for green field project) masih kurang sedangkan biaya investasi tinggi. Kurangnya kepastian hukum dan masalah perizinan di daerah seperti, izin kehutanan, izin lingkungan, izin B3 dan persetujuan AMDAL, tumpang tindih IUP, maupun pembebasan lahan, juga menyebabkan disinsentif pembangunan smelter nikel di Indonesia. Hambatan lainnya mengenai pembangunan smelter adalah kesiapan pasokan listrik untuk smelter yang biasa nya tidak tersedia di lokasi di dekat ketersediaan raw material, sehingga smelter tersebut harus membangun pembangkit listrik sendiri yang tentunya akan menambah biaya investasi. 402. Indonesia merupakan eksportir bijih nikel yang besar dengan kenaikan per tahun yang tinggi. Ekspor bijih nikel (kode SITC 2841) pada Gambar 66 menunjukkan kenaikan yang sangat signifikan dimana pada tahun 2009 mencapai 10,4 juta ton, kemudian pada tahun 2010 mengalami kenaikan menjadi 17,5 juta ton, dan pada tahun 2011 mengalami lonjakan yang fantastis menjadi sebesar 40,7 juta ton. Lonjakan tersebut diduga terkait dengan UU No. 4 Tahun 2009 yang akan diterapkan untuk mengendalikan/melarang ekspor mineral dalam bentuk mentah. Eskalasi kenaikan ekspor bijih nikel yang semakin tinggi mendorong diterbitkannya Permen ESDM No. 11 Tahun 2012 sebagai aturan untuk membatasi ekspor mineral dalam bentuk mentah.
174
Gambar 66 Volume Ekspor Total Bijih Nikel (Ton) (Sumber: Statistik Perdagangan Luar Negeri, BPS, 2000-2011, diolah.)
403. Indonesia juga mengekspor nikel dalam bentuk olahan yang berasal dari smelter (kode SITC 2842) yang besarnya berfluktuasi seperti yang ditampilkan dalam Tabel 59. Apabila membandingkan produk ekspor dan impor Indonesia, maka terlihat bahwa impor produk nikel masih relatif kecil dibandingkan dengan produk yang diekspor. Hal itu menunjukkan masih rendahnya penyerapan di sektor hilir. Tabel 59 Volume Ekspor dan Impor Nikel Berdasarkan Kode SITC, 2001-2011 Tahun
Ekspor SITC (Ton)
Impor Kode SITC (Ton)
2841
2842
6831
6832
2841
2842
6831
6832
2000
1.444.435,8
47.986,8
14,1
96,5
3,3
130,5
491,8
398,1
2001
2.244.911,8
33.093,7
9,3
2.987,5
16,3
154,0
397,3
749,5
2002
5.280.410,2
309,0
33,7
468,5
2,1
524,7
730,5
2.538,0
2003
2.525.651,7
31.373,8
115,2
378,4
10,1
96,7
408,7
707,0
2004
3.259.007,7
104.012,8
73,9
290,4
6,6
0,6
472,2
1.491,0
2005
3.703.514,7
103.881,9
36,3
394,8
0,3
0,9
835,1
1.533,2
2006
4.394.124,7
92.266,5
40,0
5.978,7
4,0
0,1
450,1
911,3
2007
9.026.849,7
117.828,7
123,7
611,7
0,0
0,0
568,3
577,5
2008
10.437.100,0
97.335,6
12,8
7.309,0
25,2
493,7
877,3
1.281,6
2009
10.437.100,0
68.485,3
-
324,6
0,4
2,9
511,0
929,9
2010
17.566.000,0
111.553,9
0,5
113,1
0,1
1,0
546,6
888,6
2011
40.792.200,0
82.216,9
0,1
95,4
1,8
-
562,8
1.221,3
Sumber: Statistik Perdagangan Luar Negeri, BPS, 2000-2011, diolah.
404. Ditinjau dari nilainya, ekspor nikel mengalami kenaikan yang tinggi baik dalam bentuk bijih nikel maupun produk olahan smelter. Apabila membandingkan produk ekspor dan impor Indonesia, maka terlihat bahwa neraca perdagangan nikel surplus dan terus mengalami kenaikan. Surplus tersebut tentunya akan terus bertambah apabila Indonesia berhasil dalam melakukan hilirisasi dengan menambah dan membangun smelter nikel. 175
Tabel 60 Nilai Ekspor dan Impor Nikel, 2000-2011 Tahun
Ekspor Kode SITC (Ribu USD)
Impor Kode SITC (Ribu USD)
2841
2842
6831
6832
2841
2842
6831
6832
2000
42.191,2
265.964,3
103,7
115,7
13,0
550,8
3.824,1
2.922,4
2001
55.467,0
156.235,1
186,5
3.135,1
80,4
395,9
1.729,9
3.554,2
2002
101.529,2
325,5
95,5
3.019,2
39,7
155,6
2.565,8
15.169,9
2003
59.515,6
190.048,0
149,9
704,8
21,9
155,2
2.489,4
3.356,0
2004
108.441,1
722.922,4
386,6
1.204,6
37,8
7,3
4.928,8
5.897,6
2005
139.975,0
925.452,5
4,9
795,4
17,9
2,7
6.904,9
8.560,0
2006
217.431,4
1.224.747,6
80,6
39.841,2
4,3
2,1
4.686,2
9.069,8
2007
608.403,9
2.346.862,3
316,4
6.404,5
0,1
0,1
12.362,4
8.074,4
2008
524.259,5
1.380.069,3
15,5
48.565,7
41,2
1.538,4
9.806,7
15.491,3
2009
277.569,2
580.912,9
-
317,5
1,3
9,2
5.336,8
13.033,6
2010
532.446,1
1.429.629,0
1,9
290,5
2,0
45,4
8.016,3
14.655,8
2011 1.428.040,1 1.209.936,8 3,4 73,8 14,2 Sumber: Statistik Perdagangan Luar Negeri, BPS, 2000-2011, diolah.
10.095,2
23.733,8
405. Apabila kita ingin melihat neraca perdagangan dengan data yang lebih rinci, dengan data dari UNComtrade maka akan terlihat surplus ataupun defisitnya dari tiap-tiap produk yang ada di HS. Kelompok produk nikel dan turunannya dimana nilai neraca perdagangannya tidak selalu surplus atau defisit dalam 2001-2011. Di antara delapan kelompok produk, nickel waste and scrap HS7503 yang hanya terdiri dari satu produk, hanya defisit pada tahun 2001 menunjukkan surplus pada tahun-tahun berikutnya dengan nilai surplus cenderung naik. Kelompok produk lainnya dengan neraca perdagangan yang defisit menunjukkan bahwa defisit terjadi pada awal atau akhir tahun 2000-an. Tabel 61 Neraca Perdagangan Kelompok Produk Nikel (Juta USD) Kode Produk HS 7503 HS 7504 HS 7505 HS 7506 HS 7507 HS 7508
Nickel waste and scrap Nickel powders and flakes Nickel bars, rods, profiles and wire Nickel plates, sheets, strip and foil Nickel tubes, pipes and tube or pipe fiftings Articles of nickel nes
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
(0,1)
0,1
0,1
0,2
0,3
1,1
1,2
0,2
2,5
5,8
5,6
(0,1)
(0,2)
(0,0)
(0,4)
(0,5)
(1,1)
(1,3)
(1,7)
(0,6)
(0,8)
(0,7)
1,1
(5,7)
(1,5)
(3,2)
(3,1)
35,1
(4,2)
(7,1)
(4,2)
(5,2)
(9,0)
(0,6)
(1,2)
(1,0)
(1,7)
(1,9)
(0,5)
0,5
42,8
(6,0)
(6,9)
(10,6)
(0,8)
1,1
(0,2)
0,6
(2,2)
(2,8)
3,3
(0,8)
(1,9)
(1,5)
3,4)
(3,6)
(2,8)
0,3
(4,0)
(3,4)
(2,4)
(4,5)
(4,3)
(6,2)
(7,3)
(8,9)
Sumber : UNComtrade, diolah, 2011
406. Pada kelompok produk nikel dengan nilai neraca perdagangan yang lebih sering defisit dibandingkan surplus, nilai defisit tersebut relatif berfluktuasi. Contohnya adalah nickel powders and flakes HS7504 dimana defisit naik atau turun pada rentang satu juta USD.
176
407. Sejak tahun 2007, Indonesia mengekspor nickel mattes (HS750110) hanya ke Jepang. Pada tahun 2007, Indonesia pernah mengekspor produk ini ke Republik Korea, Taiwan, Belanda, dan Swiss dengan jumlah ekspor 21 persen dari total volume ekspor (117.829 ton). Volume ekspor total Indonesia ke Jepang pada tahun berikutnya naik menjadi 97.336 ton namun turun menjadi 82.217 ton pada tahun 2011. Pada kurun waktu 2007-2011, rata-rata volume ekspor nickel mattes adalah sebesar 90.365,4 ton dengan rata-rata pertumbuhan ekspor sebesar 2 persen setiap tahun. Sebaliknya, Indonesia mengimpor cukup banyak produk turunan nikel di mana kelompok produk turunan nikel dengan defisit neraca perdagangan terbesar adalah dari HS7502 dan HS7506 pada tahun 2011 seperti pada tabel berikut. Tabel 62 Neraca Asal Impor Beberapa Kelompok Produk Nikel Tujuan Ekspor
Rerata 2001-2005
Rerata 2006-2010
2011
Jepang
81%
81%
200%
Negara yang lainnya
19%
19%
0%
Asal Impor
Rerata 2001-2005
Rerata 2006-2010
2011
Kanada Finlandia Korea Selatan Singapura Hongkong Perancis Negara yang lainnya
20% 41%
12% 42%
48% 17%
6%
5%
10%
2% 3% 0%
1% 3% 0%
7% 7% 3%
28%
37%
8%
Sumber: UNComtrade, diolah, 2011
2.6.2 Rencana Pengembangan Industri Manufaktur 408. Pada RPJMN 2010-2014 ditemui masalah bahwa dalam perencanaan terkait dengan pengembangan industri logam belum dirumuskan strategi dan kebijakan yang konkrit untuk pengembangan industri hilir setelah peleburan dan pemurnian nikel dan tembaga. Pada pembahasan dalam bagian industri, rencana pengembangan industri berbasis logam dasar secara umum masih belum terarah. Di tingkat perencanaan yang lebih operasional, Peraturan Presiden No. 28 Tahun 2008 tentang tentang Kebijakan Industri Nasional bahkan belum melihat pengembangan industri berbasis nikel dan tembaga sebagai prioritas. Pada klaster Basis Industri Manufaktur, kelompok industri logam dasar yang menjadi prioritas pengembangan adalah besi dan baja. Pada Perpres ini memang terdapat rencana pengembangan industri hilir prioritas yang sangat mungkin menggunakan bahan baku nikel dan tembaga, seperti industri permesinan, kelompok industri alat angkut dan kelompok industri elektronika dan telematika. Meskipun demikian, tanpa kaitan yang kuat dengan pengembangan nikel dan tembaga, pemacuan industri-industri hilir ini mungkin akan mengandalkan pada impor logam dasar selain besi dan baja yang telah menjadi prioritas. Uraian berikut tentang rencana pengembangan industri manufaktur.
2.6.2.1 Industri Baja 409. Berdasarkan Klasifikasi Baku Lapangan Usaha Indonesia (KBLI) Industri Logam. Dasar Besi dan Baja termasuk dalam kode 2710 yang terdiri dari: 177
27101 : Industri besi dan baja dasar (iron and steel making) 27102 : Industri penggilingan baja (steel rolling) 27103 : Industri pipa dan sambungan pipa dari baja dan besi Berdasarkan aliran proses dan hubungan antara bahan baku dan produk, maka struktur industri baja dapat ditunjukkan sebagai pohon industri baja seperti pada gambar berikut.
Gambar 67 Pohon Industri Baja (Sumber: Peraturan Presiden No.28 Tahun 2008)
410. Selanjutnya, struktur industri baja nasional tersebut dapat pula dibagi dalam pengelompokan sebagaimana ditunjukkan dalam Tabel 63 berikut. Pengelompokan tersebut diusulkan sebagai bentuk penyederhanaan dalam identifikasi kondisi masing-masing tahapan proses.
178
Tabel 63 Pengelompokan Industri Baja Nasional Industri Hulu Pertambangan
Penyediaan Bahan Baku
Bijih Besi
Besi Spons
Pemo Nickel
Pig Iron
Scrap
Industri Antara 1
Industri Antara 2
Pembuatan Baja Kasar
Pembuatan Semi Finished Product
Ingot
Slab
Billet
Bloom
HRC/ P/5
CRC/P /5
Pelat Baja
Wire Rod
Industri Hilir Pembuatan Finished Flat Product BJLD
Tin Plate
Gaiva Rizing
Profil Las
Shearing/ Sitting
Pembuatan Finished Long Product Baja Batangan
Profil
Paku
Wire Mesh
Besi Beton
Kawat Beton
Kawan Khusus Baja
Kawat Mutu Las
Baut
Sumber: Peraturan Presiden No. 28 Tahun 2008
1.
Kelompok Industri Hulu
a.
Pertambangan
411. Meskipun secara proses bukan dianggap sebagai bagian dari industri besi baja dan merupakan industri pemasok dalam supply chain industri baja, namun keberadaannya sangat strategis dalam menentukan daya saing industri baja suatu negara. Termasuk ke dalam kelompok ini adalah pertambangan bijih besi, pasir besi, ferro nikel, batu bara baik untuk bahan energi maupun bahan baku kokas, gas alam, mineral penunjang seperti batu kapur dan dolomit. b.
Penyedia Bahan Baku
412. Kelompok ini juga sangat strategis dalam menentukan daya saing industri baja suatu negara. Kelompok ini terdiri dua jalur proses pembuatan besi ( iron making) serta satu industri penyediaan scrap yang merupakan material besi bekas. Sebagaimana dipahami secara umum dalam dunia perbajaan, bahwa terdapat dua jalur utama dalam industri pembuatan besi. 413. Jalur pertama, yang mendominasi sebesar 70 persen dari produksi besi dunia, adalah melalui teknologi blast furnace. Melalui proses ini bijih besi direduksi dengan kokas batu bara dalam sebuah tanur tiup yang tinggi. Produk dari proses ini adalah besi cair yang kemudian dapat diproses lebih lanjut dalam tahap steel making atau dapat langsung dicetak sebagaimana dikenal sebagai pig iron. 414. Jalur lain yang merupakan alternatif industri pembuatan besi adalah jalur pembuatan besi spons. Melalui jalur ini bijih besi dalam bentuk bulk atau pellet direduksi dengan gas pereduksi (yang berasal dari gas alam atau batu bara).Produk dari proses ini dapat berupa besi spons atau hot briquette iron (HBI), sebagai bahan baku proses steel making selanjutnya. Jalur ini menguasai sekitar 25 dari produksi besi dunia. 415. Di samping dua jalur utama diatas terdapat pula beberapa teknologi penyedia bahan baku industri baja yang jumlahnya relatif kecil seperti teknologi direct smelting, rotary kiln, dan open heart.
179
PC Wire
2.
Kelompok Industri Antara 1: Pembuatan Baja Kasar (Crude Steel)
416. Kelompok ini sering dijadikan ukuran produksi industri baja suatu negara. Melalui proses yang tahap akhirnya mengubah baja cair menjadi baja padat ini dihasilkan bloom dan billet sebagai bahan baku industri baja pengolahan long product, slab sebagai bahan baku industri pengolahan flat product dan ingot sebagai bahan baku industri pembentukan baja lainnya. Konsumsi per kapita industri baja suatu negara di-hitung dari jumlah produksi baja kasar ini dibagi dengan jumlah penduduk negara tersebut pada saat itu. 3.
Kelompok Industri Antara 2: Pembuatan Baja Semi Finished Product
417. Kelompok ketiga ini adalah tahap yang memproses baja kasar menjadi produk semi finished. Billet dan bloom merupakan bahan baku untuk pembuatan produk semi finished wire rod dan green pipe. Selanjutnya wire rod akan menjadi bahan baku berbagai industri pengolahan long finished product seperti paku, baut, mur, kawat las, PC wire sedangkan green pipe akan menjadi bahan baku industri seamless pipe (OCTG dan Line Pipe) bagi industri migas. Sementara, semi finished product di jalur flat product adalah hot rolled coil (HRC), hot rolled plate (HRP) dan cold rolled coil (CRC). HRC selain merupakan bahan baku terbesar dari industri pengolahan flat product seperti untuk konstruksi, pipa las spiral dan otomotif. Sementara CRC digunakan sebagai bahan baku industri peralatan rumah tangga, otomotif, dan pelapisan seng. Pelat baja merupakan semi finished product yang digunakan sebagai bahan baku industri pipa las longitudinal, profil dan perkapalan. 4.
Kelompok Industri Hilir
a.
Pembuatan baja finished flat product
418. Kelompok ini merupakan konsumen terbesar industri baja dunia. Berbagai industri pemakai diantaranya industri konstruksi, otomotif, pipa, profil dan pelapisan. Sebagai media antara bahan baku HRC dan CRC dengan kebutuhan industri pembuatan finished product, maka dimasukkan pula dalam kelompok ini industri jasa pemotongan dan pembentukan baja lembaran (shearing/slitting lines). b.
Pembuatan baja finished long product
419. Kelompok ini merupakan konsumen paling bervariasi dari industri baja. Berbagai industri pemakai diantaranya industri pembuatan baja batangan, profil, baja konstruksi, kawat, paku, mur/baut. 420. Berkenaan dengan sasaran pengembangan jangka menengah antara lain mengembangkan industri pengolahan bahan baku besi baja berbasis sumber daya lokal, mengoptimalkan kapasitas terpasang industri baja kasar (7,4 juta ton) dan berkembangnya produk baja lembaran dan baja batangan untuk kebutuhan industri perkapalan, pipa migas, konstruksi, otomotif, kemasan dan peralatan rumah tangga. 421. Adapun sasaran yang ingin dicapai dalam jangka panjang adalah tumbuhnya industri peleburan baja terintegrasi yang menghasilkan baja khusus berbasis sumber daya lokal. Sedangkan dalam kaitannya dengan strategi dan kebijakan, 180
bahwa Visi dan Arah Pengembangan Industri Baja Nasional adalah memiliki industri baja modern dan efisien yang berstandar dunia yang memenuhi kebutuhan seluruh produk baja domestik dengan pencapaian konsumsi per kapita dunia. Arah pengembangannya memiliki industri baja yang mencapai daya saing global dalam aspek biaya, mutu, dan kemampuan sumber daya manusia dan level teknologi. Setelah merumuskan gambaran masa depan dan arah pengembangan industri baja nasional, maka langkah selanjutnya adalah pembuatan peta arsitektur strategis sebagai cetak biru rumusan strategi berikut skenarionya untuk mendukung tercapainya visi industri dalam waktu yang telah ditentukan, yaitu 15 tahun. 422. Gambar 6.8 menunjukkan hasil penyusunan peta arsitektur strategis yang dibuat secara skematik sederhana. Simplifikasi peta arsitektur strategis dipilih dan ditetapkan untuk memberi kemudahan dalam mendapatkan pengertian dan ide-ide skenario yang diusulkan.
Gambar 68 Road Map Industri Baja (Sumber: Pengembangan Klaster Industri Prioritas Basis Industri Manufaktur Tahun 2010 - 2014)
423. Peta arsitektur tersebut disusun sebagai berikut: a. Bahwa sebagai hasil gambaran masa depan, dicita-citakan terciptanya industri baja nasional pada tahun 2020 yang memiliki daya saing tinggi. b. Indikasi daya saing tersebut dijabarkan dalam empat indikator pencapaian yaitu: Kapasitas produksi Teknologi, research & development, dan sumber daya manusia Supporting Pendanaan
181
c. d.
Untuk mengusahakan jalur pencapaian dilakukan dengan 3 tahap implementasi yang berjangka masing-masing lima tahun. Dalam setiap tahap implementasi kemudian diusulkan berbagai action plan yang menunjang dan mensukseskan setiap jalur pencapaian. Tabel 64 Rencana Aksi Pengembangan Industri Baja Nasional
Tahap Implementasi Indeks Konsumsi Indikator Kapasitan Produksi
Teknologi RSD dan SDM
Suporting
Pendanaan
Tahap 1 (2006-2010) Integritas Industri Hulu dan Peningkatan Kinerja Industri
Tahap 2 (2011-2015) Peningkatan Kegiatan dan Pengembangan Produk Baru
43 kg/kapita/tahun
56 kg/kapita/tahun
Tahap 3 (2016-2020) Peningkatan Daya Saing Produksi dan Pertumbuhan Berkelanjutan 70 kg/kapita/tahun
Menyeimbangkan Industri Memperbaiki Kinerja Industri Mengembangkan Industri penyedia bahan baku berbasis sumber daya local Inventarisasi produksi sector-sektor yang belum ada Meningkatkan factor kapasitas Memperbaiki teknologi yang ada Meningkatkan kemampuan sumber daya manusia untuk mengimbangi pengembangan industri Melakukan pembinaan manajemen untuk pengelolaan khususnya untuk industri BUMN
Mengembangkan kapasitas produksi yang baru melalui penerapan teknologi terkini Mengembangkan produk-produk baru
Implementasinya dilakukan dengan pemenuhan kapasitas dan mutu produksi pada level global
Manajemen yang didukung dengan ketersediaan tenaga ahli yang terlatih
Penerapan manajemen dan pendekatan teknologi yang ramah lingkungan
Tahap 1 (2006-2010) Memperjelas kemampuan pasar baik pasar domestik maupun pasar impor/ekspor Menghilangkan bentuk-bentuk penyimpangan dalam bentuk pajak Meningkatkan kebijakan perdagangan serta promosi
Tahap 2 (2011-2015) Menciptakan pasar konsumsi yang kondusif dan pembangunan yang mengkonsumsi baja secara iteratif
Membuat kebijakan dalam penyediaan dana investasi
Mengusahakan dana investasi yang kompetitif Mendukung negosiasi denga sumber-sumber FDI sebagai alternative Industri BUMN untuk mendatangkan modal investasi dari pasar domestik
Tahap 3 (2016-2020) Penciptaan kondisi yang kondusif untuk mengakomodasi kecenderungan global juga perlu diusahakan diantaranya kecenderungan integrasi dengan industri-industri konsumen di hilir Kecenderungan restrukturisasi yang berakibat domestik maupun lintas negara
Sumber: Pengembangan Klaster Industri Prioritas Basis Industri Manufaktur Tahun 2010 - 2014
2.6.2.2 Industri Semen 424. Semen merupakan komoditi strategis yang memanfaatkan potensi sumber daya alam bahan galian nonlogam berupa batu kapur, tanah liat, pasir besi dan gipsum (diimpor) melalui proses pembakaran temperatur tinggi (di atas 1.000 °C). Industri semen mempunyai karakteristik: Padat modal (capital intensive); Padat energi berupa batubara dalam proses pembakaran dan energi listrik; 182
Bersifat padat (bulky) dalam volume besar sehingga biaya transportasi tinggi.
425. Produsen semen nasional telah mampu memproduksi 11 jenis semen menurut kegunaannya, namun yang paling banyak digunakan adalah semen Portland (tipe I - V), semen komposit/campur dan semen putih. Hasil produksi diutamakan untuk memenuhi kebutuhan nasional untuk mendukung pembangunan infrastruktur dan perumahan, sedangkan kelebihan produksi diekspor agar proses produksi berkesinambungan dan silo-silo tidak penuh. Industri semen nasional mempunyai daya saing yang tinggi dan termasuk kelompok komoditi yang diperdagangkan tanpa hambatan tarif (BM=0 persen) sesuai dengan kesepakatan perdagangan bebas hambatan (FTA). 426. Pengelompokan industri semen: 1. Produsen semen mampu memproduksi berbagai jenis (saat ini ada 11) semen menurut kegunaannya; 2. Tarif Bea Masuk semen sejak tahun 1995 adalah 0 persen dan mulai tahun 2010 akan menjadi 5 persen; 3. Standar Nasional Indonesia (SNI) untuk semen telah direvisi dan akan dinotifikasikan ke Sekretariat WTO bidang standardisasi untuk diberlakukan secara wajib. Tabel 65 Tarif Bea Masuk Produk Semen Berdasarkan HS Tahun 2008 HS
Deskripsi
BM
PPN (%)
2523.21.00.00 Portlan Putih 0 2523.29.90.00 Portlan Pazoland 0 2523.29.10.00 Portlan Type I-V 0 2523.29.29.00 Portlan Campur 0 2523.90.00.00 Masonry 0 2523.29.29.00 Semen Portland komposit 0 2523.90.00.00 Oil Well Cement (OWC) 0 Sumber: Buku Tarif Bea Masuk Indonesia Tahun 2008
10 10 10 10 10 10 10
SNI 15-0129-2004 15-0302-2004 15-2049-2004 15-3500-2004 15-3758-2004 15-7064-2004 15-3044-2004
427. Adapun sasaran jangka panjangnya (2010-2025) pengembangan industri semen adalah: a. Terpenuhinya kebutuhan semen nasional di seluruh pelosok tanah air dengan harga jual yang tidak jauh berbeda di masing-masing daerah; b. Terjaminnya pasokan energi khususnya batubara untuk periode jangka panjang; c. Tersedianya tenaga kerja operator pabrik yang kompeten; d. Makin menguatnya daya saing industri semen; e. Terwujudnya kemampuan rekayasa dan fabrikasi pembangunan pabrik semen. 428. Terkait dengan strategi dan kebijakan, visi industri semen ditetapkan untuk menjadikan industri semen nasional berdaya saing tinggi dan mampu memenuhi kebutuhan dalam negeri. Dalam rangka itu, pengembangan industri semen diarahkan untuk meningkatkan daya saing melalui efisiensi penggunaan energi dan diversifikasi produk semen. 429. Untuk mencapai visi dan melaksanakan arah kebijakan tersebut di atas, strategi kebijakan pengembangan industri semen yang ditetapkan adalah: 183
a. b. c. d.
Memenuhi kebutuhan nasional; Melakukan persebaran pembangunan pabrik semen ke arah luar Pulau Jawa; Meningkatkan daya saing industri semen melalui efisiensi penggunaan energi; Meningkatkan kemampuan kompetensi sumber daya dalam desain dan perekayasaan pengembangan industri semen.
430. Monitoring dan evaluasi pengembangan industri semen dilakukan dengan indikator-indikator pencapaian, antara lain: a. Terpenuhinya kebutuhan nasional pada tingkat harga yang kompetitif; b. Makin efisiennya penggunaan batubara, listrik dan energi lainnya; c. Makin mandirinya dalam pembangunan pabrik baru. 431. Implementasi pengembangan industri semen dilakukan dengan beberapa tahapan/langkah. 1 Langkah-langkah yang telah dilakukan a. Membuat estimasi kebutuhan semen dalam jangka pendek (2010 - 2014) maupun jangka panjang (2010 - 2025); b. Meningkatkan daya saing industri semen melalui upaya efisiensi penggunaan energi; c. Melakukan program Diklat Standar Kompetensi SDM yang dikoordinir oleh ISBI; d. Menerbitkan Peraturan Menteri Perindustrian Nomor 35/M-IND/PER/4/ 2007 tentang Penerapan SNI Semen secara Wajib. 2 Langkah-langkah yang sedang dan akan dilakukan a. Membuat estimasi pemenuhan kebutuhan semen dalam jangka pendek (2010-2014) maupun jangka panjang (2010-2025), melalui pembangunan pabrik baru; b. Terus melakukan upaya peningkatan daya saing terutama pada penggunaan energi dan diversifikasi produk semen; c. Terus melakukan program Diklat Standar Kompetensi SDM bekerjasama dengan ISBI dan instansi terkait; d. Menerapkan dan melakukan pengawasan serta pembinaan dalam rangka pelaksanaan Peraturan 432. Selanjutnya, program/rencana aksi untuk mengembangkan industri semen dalam jangka panjang (2010-2025) ditetapkan untuk: 1. Mengembangkan industri semen di luar Pulau Jawa khususnya Kawasan Timur Indonesia melalui pembangunan unit pengepakan, cement mill sampai pabrik semen secara utuh; 2. Meningkatkan kemampuan sumber daya manusia dalam rekayasa dan pabrikasi melalui kerjasama dengan Institut Semen Beton Indonesia (ISBI) dalam program diklat dari tingkat operator hingga D3; 3. Meningkatkan kepedulian terhadap lingkungan dalam penggunaan bahan baku, emisi debu dan efisiensi energi, melalui program CDM secara berkesinambungan; 4. Meningkatkan kerja sama kemitraan antara produsen batubara dan semen; 5. Mendorong pengembangan teknologi yang lebih efisien melalui peningkatan kerjasama dengan NEDO maupun perusahaan permesinan dunia.
184
Tabel 66 Kerangka Pengembangan Industri Semen Industri Inti Industri Semen
Industri Pendukung Industri Terkait Mesin dan Peralatan, Batubara, Bahan Bangunan Kertas Kraft, Gypsum, Transportasi Sasaran Jangka Menengah (2010-2015) Sasaran Jangka Panjang (2015-2025) 1. Terpenuhinya kebutuhan semen nasional 1. Menguatnya struktur industri semen 2. Tercapainya tingkat utilisasi rata-rata diatas 2. Tingginya daya saing industri semen nasional 90 persen di pasar domestik dan ekspor 3. Diterapkannya Permenperin 25/2007 tentang 3. Makin efisiennya penggunaan energi SNI secara wajib semen 4. Peningkatan efisiensi penggunaan energi Strategi : Sektor : Mendukung upaya pemenuhan pasokan semen diseluruh tanah air pada tingkat harga yang wajar dan terjangkau Teknologi : Pengembangan teknologi proses produksi yang efisien Pokok Pokok Rencana Akan Jangka Menengaj Pokok-Pokok Rencana Akan Jangka Panjang (2010-2015) (2015-2025) 1. Menjamin pemenuhan kebutuhan nasional 1. Melanjutkan program efisiensi dan 2. Menerapkan secara konsisten Permenperin diversifikasi energi no 25/2007 tentang SNI Wajib Semen 2. Menerapkan dan penggunaan SNI sesuai 3. Melakukan kerjasama dengan NGO dalam dengan Permenperin no 25/2007 tentang SNI pembangunan Waste Meet Recovery Power Wajib Semen Generation di PT. Semen Padang 3. Mengembangkan kompetensi sumber daya 4. Melakukan koordinasi dengan Pemerintah manusia bagi industri semen Daerah dan produsen semen dalam rangka 4. Mengembangkan industri semen yang berdaya pengembangan industri inti di daerah saing tinggi 5. Mempromosikan investasi industri semen di 5. Mengembangkan bidang desain, rekayasa dan luar jawa khususnya di Papua Barat fabrikasi pabrik semen yang hemat energi Unsur Penunjang Pembinaan : SDM : a. Periode 2004 – 2009 : Pengamanan kebutuhan a. Meningkatkan kemampuan kompetensi SDM semen nasional dibidang rekayasa dan pabrikasi melalui b. Periode 2010 – 2015 : Pengembangan pendidikan dan pelatihan teknologi yang makin modern dan efisien b. Melaksanakan pelatihan system menajemen c. Periode 2016 – 2025 : Pengembangan mutu pada industri semen kemampuan rekayasa dan permesinan Infrastruktur : Power : a. Peningkatan peran litbang dan perguruan a. Membangun daya saing guna menghadapi tinggi produk impor terutama semen dari China b. Pengembangan kemampuan Balai Besar b. Meningkatkan akses dan penetrasi di pasar Semen yang mampu melakukan desai dan terutama di Kawasan Timur Indonesia rekayasa peralatan semen Sumber: Roadmap Industri Semen Tahun 2009
2.6.2.3 Industri Keramik 433. Keramik adalah berbagai produk industri kimia yang dihasilkan dari pengolahan tambang seperti clay, feldspar, pasir silika dan kaolin melalui tahapan pembakaran dengan suhu tinggi (sekitar 1.300 oC). Industri keramik yaang terdiri dari ubin (tile), saniter, perangkat rumah tangga (tableware), dan genteng telah memberikan kontribusi signifikan dalam mendukung pembangunan nasional melalui penyediaan kebutuhan domestik, perolehan devisa dan penyerapan tenaga kerja. Dengan memanfaatkan potensi sumber daya alam seperti lempung, feldspar dan pasir silika yang tersebar di berbagai daerah, industri keramik terus tumbuh baik dalam kapasitas maupun tipe dan desain produk yang semakin berdaya saing tinggi. Kondisi ini dapat terlihat pertumbuhan rata - rata sekitar 6 persen dan perolehan devisa yang mencapai US$ 220 juta pada tahun 2008 atau meningkat 185
dibandingkan dengan tahun 2007 sebesar US$ 212 juta serta penyerapan tenaga kerja lebih dari 200 ribu orang. Saat ini kapasitas kapasitas industri keramik tile mencapai 327 juta m2, keramik saniter 4,6 juta pcs dan keramik tableware 268 juta pcs, sehingga untuk keramik telah menempatkan Indonesia sebagai produsen keramik terbesar dunia setelah Cina, Italia, Spanyol, Turki dan Brazil. Industri keramik meliputi industri bahan baku, industri bahan penolong dan industri bahan setengah jadi serta produk keramik seperti tile, saniter dan tableware dan alat laboratorium meliputi KBLI 26201 s/d 26209 atau HS 6901 s.d. 6914. 434. Industri keramik memiliki karakteristik sebagai berikut: a. Padat energi b. Padat karya c. Penggunaan bahan baku tambang yang tidak dapat diperbaharui. 435. Industri keramik dapat dikelompokkan ke dalam tiga kelompok yaitu kelompok industri hulu, kelompok industri antara, dan kelompok industri hilir. 1.
Kelompok Industri Hulu
436. Kelompok industri hulu meliputi industri bahan baku keramik seperti tanah liat, kaolin, feldspar, pasir kuarsa, zircon. Bahan baku dan penolong yang masih di impor sebagian besar dari Cina seperti feldspar, glazur/fritz, China Stone dan zat pewarna (pigmen). Padahal, sumber deposit bahan baku tersebut banyak terdapat di Indonesia tetapi belum diolah seperti tabel berikut. Tabel 67 Sumber Deposit Bahan Baku Jenis Bahan Feldspar
Clay Kaolin Toseki
Lokasi Pengaribuan, Sumut Lampung Banjar Negara, Jabar Tulung Agung Lampung Monterado, Kalbar Bangka Belitung Pacitan, Jatim
Cadangan 400 ribu ton 12.5 juta m3 642 ribu ton 40 ribu ton 10 juta ton 250 ribu ton 7 juta ton 6 juta ton 5 juta m3
Sumber: Roadmap Industri Keramik Tahun 2009
2.
Kelompok Industri Antara
437. Kelompok industri antara meliputi industri pembuatan bahan baku body keramik, bahan pewarna, frits dan glasir. 3.
Kelompok Industri Hilir
438. Kelompok industri hilir meliputi industri barang jadi keramik seperti perlengkapan rumah tangga dari porselin, bahan bangunan dari porselin, alat laboratorium dan alat listrik/teknik dari porselin, barang untuk keperluan laboratorium kimia dan kesehatan dari porselin serta barang-barang lainnya dari porselin.
186
Tabel 68 Pengelompokan Produk Keramik No 1 2
3
Uraian Keramik ubin/tile : Ubin lantai, ubin perapian atau ubin dinding Keramik Saniter : Bak cuci, westafel, alas baskom cuci, bak mandi, bidet, bejana kloset, tangki air pembilasan, tempat kencing dan perlengkapan saniter semacam itu dari keramik, dari porselen atau tanah lempung China Keramik table ware : Perangkat makan, perangkat daput, perlengkapan rumah tangga lainnya
Sumber: Roadmap Industri Keramik Tahun 2009
439. Keramik termasuk dalam katagori thermoset yaitu suatu benda yang setelah mengalami pemanasan dan pendinginan kembali tidak dapat berubah lagi kebentuk asalnya. Berdasarkan fungsi dan strukturnya produk keramik dapat dikelompokkan menjadi 2 (dua) jenis yaitu keramik konvensional dan keramik maju. 440. Keramik konvensional menggunakan bahan-bahan alam fas amorf (dengan atau tanpa diolah). Keramik konvensional dapat dibagi dalam 2 (dua) golongan masing-masing: Industri keramik berat terdiri dari refraktori, mortar, abrasive dan industri semen Industri keramik halus yang terdiri dari industri gerabah/keramik hias, porselen lantai dan dinding (tile), saniter, tableware dan isolator listrik. 441. Keramik maju dikenal juga advanced ceramics menggunakan bahan baku artifikal murni yang mempunyai fasa kristalin. Beberapa jenis industri keramik maju antara lain: Zirkonia dan silikon, seperti untuk kebutuhan otomotif (blok mesin, gear, mata pisau dan gunting; Barium titanat untuk industri elektronika (kapasitor dan gunting); Keramik nitrid oksida (zirkon nitride, magnesium nitride, cilikon karbida) digunakan untuk high technology, cutting tools, komponen mesin, alat ekstraksi dan pengolahan logam; Fiber optic di industri telekomunikasi, penerangan, gedung pencakar langit dan tenaga surya. 442. Program jangka panjang (2010-2025) pengembangan industri keramik adalah: 1. Menguatnya struktur industri keramik mulai dari penyediaan bahan baku hingga produk jadi; 2. Tingginya daya saing industri keramik nasional di pasar domestik dan ekspor; 3. Tersedianya industri bahan baku keramik yang sesuai dengan kebutuhan. 443. Sementara visi industri keramik adalah membangun industri keramik nasional yang mempunyai daya saing internasional dan mempunyai nilai tambah yang tinggi pada tahun 2025, dengan arah pengembangan untuk peningkatan nilai tambah. Adanya klaster industri keramik diharapkan dapat memperkuat keterkaitan pada semua tingkatan rantai nilai (value chain) dari industri hulunya, 187
mampu meningkatkan nilai tambah sepanjang rantai nilai dengan membangun visi dan misi yang selaras, sehingga mampu meningkatkan produktivitas, efisiensi dan jenis sumber daya yang digunakan dalam industri, serta memfokuskan keterkaitan yang kuat antara sektor hulu sampai dengan hilir. 444. Lebih lanjut, indikator pencapaian dalam pengembangan industri keramik yang telah ditetapkan adalah: 1. Terintegrasinya industri pengolahan keramik. 2. Peningkatan utilisasi dan kapasitas industri keramik, yang ditandai dengan: Kebutuhan bahan baku keramik dapat dipenuhi dari dalam negeri Meningkatnya investasi baru dan perluasan usaha industri keramik. Terpenuhinya kebutuhan dalam negeri akan produk-produk keramik Meningkatnya kapasitas industri keramik. 445. Terkait dengan tahapan implementasinya, ada beberapa langkah yang telah dilakukan dalam rangka pengembangan klaster industri keramik. a. Tahap diagnostik yaitu mengidentifikasikan kekuatan dan kelemahan klaster serta menyusun strategi pengembangan industri keramik. b. Sosialisasi dan mobilisasi pembentukan klaster keramik kepada pemerintah dan pelaku usaha di daerah yang telah ditetapkan untuk dikembangkan menjadi lokasi pengembangan klaster industri keramik khususnya untuk daerah-daerah yang memiliki potensi sumber daya alam. c. Kerja sama penelitian dan pengembangan antara dunia usaha dengan lembaga penelitian /perguruan tinggi. d. Pembuatan pilot plant pengembangan pengolahan bahan baku keramik. 446. Untuk mencapai visi dan misi pengembangan industri keramik, ditetapkan program/rencana aksi, yaitu: A. Rencana Aksi Jangka Pendek (2010 - 2015) 1. Koordinasi pengamanan pasokan gas untuk industri keramik; 2. Promosi investasi bahan baku keramik; 3. Peningkatan produksi bahan baku keramik untuk substitusi impor; 4. Peningkatan efisiensi energi melalui penerapan konservasi energi; 5. Pengembangan desain produk industri keramik; 6. Meningkatkan kualitas produk keramik melalui SNI. B. Rencana Aksi Jangka Menengah ke-1 (2014-2019) 1. Memenuhi pasokan gas sesuai kebutuhan industri keramik nasional; 2. Melakukan koordinasi dengan Pemerintah Daerah dan produsen keramik dalam rangka pengembangan industri inti di daerah, khususnya penggunaan bahan baku yang tersedia di dalam negeri; 3. Mempromosikan investasi industri bahan baku keramik; 4. Melakukan revitalisasi Unit Pelayanan Teknis (UPT) Industri Kecil dan Menengah Keramik. C. Rencana Aksi Jangka Menengah ke-2 (2020-2025) 1. Meningkatkan efisiensi dan konservasi energi; 2. Menerapkan dan pengawasan SNI; 3. Mengembangkan kompetensi sumber daya manusia bagi industri keramik; 4. Mengembangkan industri pemurnian dan penyiapan bahan baku; 5. Mengembangkan industri keramik bernilai tambah tinggi (advanced ceramic); 6. Mengembangkan bidang desain, rekayasa dan fabrikasi pabrik keramik 188
yang hemat energi. D. Rencana Aksi Jangka Panjang (2010-2025) 1. Memenuhi pasokan gas sesuai kebutuhan industri keramik nasional; 2. Melakukan koordinasi dengan Pemerintah Daerah dan produsen keramik dalam rangka pengembangan industri inti di daerah, khususnya penggunaan bahan-bahan baku yang tersedia di dalam negeri; 3. Mempromosikan investasi industri bahan baku keramik; 4. Melakukan Revitalisasi Unit Pelayanan Teknis (UPT) Industri Kecil dan Menengah Keramik. 447. Kerangka pengembangan industri keramik perlu ditunjang oleh infrastruktur ekonomi yang memadai seperti teknologi, sumber daya manusia, infrastruktur dan pasar. Pada tabel berikut disampaikan Kerangka Pengembangan Industri Keramik. Tabel 69 Kerangka Pengembangan Industri Keramik Industri Inti Industri Keramik
Industri Pendukung Industri Terkait Mesin dan Pendukung Bahan Bahan Bangunan Kimia, Gas Bumi, Pemurnian Bahan Baku (Tanah Liat, Pasir Silika, Baru kapur) Sasaran Jangka Menengah (2010-2015) Sasaran Jangka Menengah (2015-2025) 1. Terpenuhinya kebutuhan bahan bakar gas 1. Terpenuhinya kebutuhan bahan bakar gas sebanyak 120 mmcfd (2009) sebanyak 120 mmcfd 2. Tercapainya tingkat utilisasi rata-rata diatas 2. Tercapainya tingka utilitas rata-rata diatas 90 persen 90% 3. Meningkatnya nilai ekspor dari USD 222 juta 3. Meningkatnya nilai ekspor dari USD 220 juta (2006) menjadi USD 250 juta (2009) menjadi USD 250 juta 4. Tersusunnya dan diterapkannya Standar Nasional (SNI) secara wajib untuk keramik Sasaran Jangka Menengah (2015-2025) ubin dan guster 1. Menguatnya struktur industri keramik mulai 5. Pengembangan pemanfaatan bahan baku dari penyediaan bahan baku hingga produk keramik di Kalimantan Barat jadi 2. Tingginya daya saing industri keramik nasional di pasar domestik dan ekspor 3. Tersedianya industri bahan baku keramik yang sesuai dengan kebutuhan Strategi : Sektor : Mendukung pasokan pengadaan bahan baku dan energi, pengembangan industri bahan, mengoptimalkan pasar dalam negeri Teknologi : Pengembangan dan diversifikasi teknologi tradisional ke penggunaan otomatis Pokok Pokok Rencana Akan Jangka Menengah Pokok Pokok Rencana Akan Jangka Menengah (2010-2015) (2010-2015) 1. Memenuhi pasokan gas sesuai kebutuhan 1. Memenuhi pasokan gas sesuai kebutuhan industri keramik nasional industri keramik nasional 2. Meningkatkan kualitas produk keramik 2. Meningkatkan kualitas produk keramik melalui SNI melalui SNI 3. Melakukan koordinasi dengan Pemerintah 3. Melakukan koordinasi dengan Pemerintah Daerah dan produsen keramik dalam rangka Daerah dan produsen keramik dalam rangka pengembangan industri di daerah khususnya pengembangan industri di daerah khususnya penggunaan bahan-bahan baku yang tersedia penggunaan bahan-bahan baku yang tersedia didalam negeri didalam negeri 4. Mempromosikan investasi bahan baku 4. Mempromosikan investasi bahan baku keramik keramik 5. Melakukan revtalisasi Unit Pelayanan Teknis 5. Melakukan revitalisasi Unit Pelayanan Teknis Industri Kecil dan Menengah Keramik Industri Kecil dan Menengah Keramik Pokok-Pokok Rencana Akan Jangka Panjang
189
(2015-2025) 1. Meningkatkan efisiensi dan konversi energy 2. Menerapkan dan pengawasan SNI 3. Mengembangkan kometensi sumber daya manusia bagi industri keramik 4. Mengembangkan industri pemenuhan bahan bakar 5. Mengembangkan industri keramik bernilai tambah tinggi 6. Mengembangkan bidang desain, rekayasa dan fabrikasi keramik yang hemat energi Unsur Penunjang Teknologi : SDM : a. Periode 2004 – 2009 : Mendorong penggantian a. Meningkatkan kemampuan kompetensi SDM teknologi tradisional ke teknologi modern melalui pendidikan dan pelatihan b. Periode 2010 – 2015 : Pengembangan b. Pelatihan system manajemen mutu industri teknologi pembakaran yang efisien dan bahan baku keramik c. Matang 2016 – 2025 : Pengembangan kemampuan rekayasa dan permesinan Infrastruktur : c. Peningkatan peran litbang dan perguruan Pasar : tinggi a. Membangun daya saing terhadap keramik d. Pengembangan kemampuan Balai Besar China Keramik yang mampu melakukan rekayasa b. Meningkatkan akses dan penetrasi di pasar dan permesinan yang modern internasional c. Membangun dan mempromosikan merek local di pasar internasional d. Meningkatka konsumsi produk keramik dalam negeri Sumber: Roadmap Industri Keramik Tahun 2009
2.6.3
Kontribusi Sektor Energi dan Pertambangan terhadap PDB
448. Mengingat pentingnya peran energi dalam kehidupan masyarakat maka pemerintah melakukan campur tangan dalam penentuan harga dan sekaligus menjamin ketersediaannya di pasar domestik. Nilai Produk Domestik Bruto (PDB) Indonesia atas dasar harga konstan 2000 pada tahun 2012 mencapai Rp2.618,1 triliun, naik Rp153,4 triliun dibandingkan tahun 2011 (Rp2.464,7 triliun). Bila dilihat berdasarkan harga berlaku, PDB tahun 2012 naik sebesar Rp819,1 triliun, yaitu dari Rp7.422,8 triliun pada tahun 2011 menjadi Rp8.241,9 triliun pada tahun 2012 (Tabel 70). 449. Perekonomian Indonesia pada tahun 2012 tumbuh sebesar 6,23 persen dibanding tahun 2011, di mana semua sektor ekonomi mengalami pertumbuhan. Pertumbuhan tertinggi terjadi pada Sektor Pengangkutan dan Komunikasi yang mencapai 9,98 persen, diikuti oleh Sektor Perdagangan, Hotel, dan Restoran 8,11 persen, Sektor Konstruksi 7,50 persen, Sektor Keuangan, Real Estat dan Jasa Perusahaan 7,15 persen, Sektor Listrik, Gas, dan Air Bersih 6,40 persen, Sektor Industri Pengolahan 5,73 persen, Sektor Jasa-Jasa 5,24 persen, Sektor Pertanian 3,97 persen, dan Sektor Pertambangan dan Penggalian 1,49 persen. Pertumbuhan PDB tanpa migas pada tahun 2012 mencapai 6,81 persen yang berarti lebih tinggi dari pertumbuhan PDB (Februari, 2013).
190
Tabel 70 Nilai PDB Menurut Lapangan Usaha Tahun 2010-2012, Laju Pertumbuhan dan Sumber Pertumbuhan Tahun 2012
No
Lapangan Usaha
(1) 1 2
Atas Dasar Harga Berlaku (tritiun rupiah)
Pertanian, Peternakan, Kehutanan, dan Perikanan Pertambangan dan Penggalian
Atas Dasar Harga Konstan 2000 (triliun rupiah)
Laju Pertumbuhan Penduduk Pechanbuhan 2012
Sumber Pertumbuhan 2012
2010
2011
2012
2010
2011
2012
(Persen)
(Persen)
(2)
(0)
(4)
(5)
(6)
(7)
(0)
(9)
945,5
1.091,4
1.190,4
3.048
315,0
327,6
3,97
0,51
7.197
879,5
970,6
187,2
189,8
192,6
1,49
0,11
3
Industri Pengolahan
15.991
1.806,1
1.972,9
597,1
633,8
670,1
5,73
1,47
4
Listrik, Gas, dan Air Bersih
491
56,8
65,1
18,1
18,9
20,1
6,40
0,05
5
Konstruksi
6.609
756,5
861,0
150,0
160,0
172,0
7,50
0,49
882,5
1.024,0
1.145,6
400,5
437,2
472,6
8,11
1,44
4.232
491,3
549,1
2.180
241,3
265,4
9,98
0,98
466,5
5.352
598,5
22,1
236,2
25,3
7,15
0,69
660,4
784,0
888,7
217,8
232,5
244,7
5,24
0,49
6.446,9
7.422,8
8.241,9
2.314,5
2.464,7
2.618,1
6,23
6,23
5.942,0
6.797,9
7.604,8
2.171,1
2.322,8
2.481,0
6,81
6 7 8 9
Perdagangan, Hotel, dan Restoran Pengangkutan dan Komunikasi Keuangan, Real Estat, dan Jasa Perusahaan Jasa-jasa Produk Domestik Bruto (PDB) PDB Tanpa Migas
Sumber: BPS, 2013.
450. Bulan Mei, 2013 BPS merilis kembali PDB Indonesia, yaitu triwulan I-2013 dibandingkan triwulan I-2012 mengalami pertumbuhan sebesar 6,02 persen. Dari sisi produksi, pertumbuhan ini didukung oleh hampir semua sektor kecuali Sektor Pertambangan dan Penggalian yang mengalami penurunan sebesar 0,43 persen. Sementara pertumbuhan tertinggi dicapai oleh Sektor Pengangkutan dan Komunikasi sebesar 9,98 persen. 451. Dilihat berdasarkan sektor, penggunaan energi oleh Industri di Indonesia sektor industri masih mendominasi dalam konsumsi energi, dengan pemakaian sebesar 329,7 juta SBM (setara barrel minyak) atau 49,86 persen dari total konsumsi energi nasional. Di tempat kedua, sektor transportasi menyumbang konsumsi sebesar 226,6 juta SBM (32,26 persen). Sementara rumah tangga dan bangunan komersial masing masing menggunakan 81,5 juta SBM (10,31 persen) dan 29,1 juta SBM (3,62 persen). 452. Melihat pentingnya peranan energi dan pertambangan bagi ekonomi, menarik untuk dicermati bahwa pada triwulan I-2013, dibandingkan triwulan I-2012, perekonomian mengalami pertumbuhan sebesar 6,02 persen. Di mana pertumbuhan ini didukung oleh semua sektor kecuali Sektor Pertambangan dan Penggalian yang justru mengalami penurunan sebesar 0,43 persen (BPS, 2013). Muncul pertanyaan apakah sektor ini tidak memberikan kontribusi bagi pertumbuhan ekonomi?
191
Gambar 69 Konsumsi Energi Final Berdasarkan Sektor Tahun 2006-2010 (BOE) (Sumber: Handbook of Energy & Economic Statistics of Indonesia 2011 ) 453. Untuk menganalisis proyeksi kontribusi sektor energi dan pertambangan di dalam perekonomian Indonesia, dan melihat hubungan dan keterkaitan antar sektor energi dan pertambangan dengan sektor lainya umumnya digunakan model Input-Output (IO). Meskipun demikian, yang menjadi masalah dengan penggunaan IO adalah data yang tersedia hanya pada tahun tertentu berdasarkan tabel input-output yang dipublikasikan, sehingga analisisnya bersifat statis dan sulit melakukan proyeksi pada masa yang akan datang. Untuk mengatasi masalah tersebut, IO diintegrasi dengan model ekonometrika yang sifatnya dinamis, tetapi model ini juga mempunyai banyak keterbatasan. Model ekonometrika biasanya hanya membahas ekonomi makro secara agregat, sehingga kedua model tersebut perlu diintegrasi ke dalam satu sistem terkait dan terpadu untuk saling memecahkan kelemahan masing-masing model. 454. Untuk mengetahui apakah model cukup valid untuk membuat suatu simulasi alternatif kebijakan atau non kebijakan dan peramalan, maka perlu dilakukan suatu uji validasi model, dengan tujuan untuk manganalisis sejauhmana model tersebut dapat mewakili fenomena keterkaitan regional. Dalam kajian ini, kriteria statistik untuk validasi nilai pendugaan model ekonometrika yang digunakan adalah Root Means Percent Square Error (RMSPE) yang digunakan untuk mengukur seberapa jauh nilai-nilai peubah endogen hasil pendugaan menyimpang dari alur nilai-nilai aktualnya dalam ukuran relatif (persen), atau seberapa dekat nilai dugaan itu mengikuti perkembangan nilai aktualnya, sedangkan Theils Inequality Coefficient (U), yang bermanfaat untuk mengetahui kemampuan model untuk melakukan simulasi dan analisis kebijakan. Pada dasarnya makin kecil nilai RMSPE dan U-Theil, maka pendugaan model semakin baik (Pindyck and Rubinfield, 1991).
192
455. Hasil validasi model menunjukkan bahwa nilai RMSPE hampir seluruh persamaan perilaku nilai RMSPE di bawah 5 persen, yang munujukkan bahwa persamaan perilaku yang hanya menyimpang 5 persen dari nilai aktualnya. Dengan kata lain bahwa model ini dapat dijadikan sebagai model peramalan (model proyeksi kontribusi sektor energi dan pertambangan), sedangkan dilihat dari nilai Theils Inequality Coefficient (U), model ini juga dapat dijadikan sebagai sebuah model untuk alternatif simulasi kebijakan, karena nilai U-Theil seluruhnya berada di bahwa 0,2. Dengan kata lain, secara keseluruhan model ini dapat digunakan untuk melakukan peramalan perilaku dan simulasi alternatif kebijakan. 456. Model yang telah dibangun sebanyak 9 blok atau persamaan sebelumnya seperti blok makro (konsumsi swasta, pengeluaran pemerintah, ekspor, impor), blok output, tenaga kerja, dan pendapatan, akan digunakan sebagai benchmark untuk melakukan simulasi dan proyeksi. Dalam melakukan proyeksi dan simulasi, beberapa variabel eksogen nilai tetapkan lebih awal dari periode 2013-2019 (data pengamatan adalah tahun 1980-2012), sehingga untuk melakukan proyeksi, maka nilai variabel yang sifatnya eksogen harus ditetapkan lebih awal dari periode 2013-2014. Umum nilai eksogen tersebut dapat ditetapkan berdasarkan dokumen atau rencana pemerintah yang ada, dapat juga dilakukan dengan menetapkan nilai secara abitratry, atau dapat juga dengan menentukan nilainya dengan menggunakan metode tertetntu. Dalam kajian ini, nilai variabel eksogen yang ditetapkan lebih awal ditentukan dengan metode pendugaan Autoregresive, yang dipelopori oleh G.E.P. Box dan G. M. Jenkins dikenal dengan dengan AutoRegressive Integrated Moving Average, (ARIMA). 457. Hasil prediksi model ARIMA memperkirakan bahwa pertumbuhan dunia berikisar 3,5 persen pertahun dan harga minyak mentah dunia cenderung meningkat dari tahun ketahun dengan mengasumsikan harga BBM Rp 7500/liter pada tahun 2014-2016 dan pada tahun 2017-2019 diperkirakan menjadi Rp 8000/liter. Pada Tahun 2013 diperkirakan bahwa harga minyak mentah dunia sebesar US$ 107,17 per barel dan diperkirakan mengalami kecenderungan yang meningkat setiap tahun hingga mencapai sebesar US$ 120,18 per barel pada tahun 2019. 458. PDB atas dasar harga berlaku pada tahun 2015 diperkiran sebesar Rp 8,646.5 triliun, sebagian besar digunakan untuk Komponen Pengeluaran Konsumsi Rumah Tangga sebesar Rp 5,419.7 triliun. PDB atas harga berlaku (baik konstan maupun nominal) diperkiran mengalami peningkatan setiap tahun, kecuali untuk pengeluaran pengeluaran konsumsi pemerintah relatif mengalami kecenderungan yang menurun. 459. Pertumbuhan ekonomi Indonesia rata-rata tahun 2015-2019 diperkirakan mencapai 6,83 persen per tahun. Pertumbuhan ini didukung oleh 4 (empat) komponen, yaitu Komponen Pengeluaran Konsumsi Rumah Tangga tumbuh sebesar 5,93 persen, Komponen Pengeluaran Konsumsi Pemerintah turun sebesar 1,49 persen, Komponen Pembentukan Modal Tetap Bruto sebesar 4,30 persen, dan Komponen Ekspor tumbuh sebesar 5,46 persen. 460. Dalam perhitungan ini, sektor pertambangan dan penggalian di bagi ke dalam tiga sektor yaitu sektor Minyak dan Gas Bumi, sektor Pertambangan Bukan 193
Migas dan sektor Penggalian Lainnya. Dari ketiga disagregasi sektor tersebut, terlihat bahwa sektor pertambangan non-migas memiliki pertumbuhan yang lebih besar dari pertumbuhan sektor minyak dan gas bumi serta sektor penggalian lainnya, namun demikian sektor pertambangan non-migas terlihat memiliki kecenderungan yang relatif menurun dari tahun ke tahun, pada tahun 2015 diperkirakan pertumbuhan sektor pertambangan non-migas mencapai 6,72 persen dan pada tahun 2019 tumbuh pada kisaran 6,26 persen. Hal yang sama juga di sektor penggalian lainnya yang relatif mengalami penurunan dari tahun ke tahun, hingga pada tahun 2019 sektor penggalian lainnya diperkirakan tumbuh sebesar 1,87 persen. 461. Industri pengolahan yang selama ini memiliki kontribusi terbesar terhadap pertumbuhan ekonomi hanya tumbuh rata-rata 6 persen pertahun, dan sektor Industri Pengilangan Minyak hanya tumbuh rata-rata sebesar 4 persen pertahun. Sementara sektor Jasa-Jasa rata-rata tumbuh sebesar 5 persen pertahun. 462. Nilai Produk Domestik Bruto (PDB) Indonesia atas dasar harga konstan tahun 2000 pada tahun 2015 diperkirakan mencapai Rp 2.802,3 triliun dan diprediksi memiliki kecenderungan meningkat hingga pada tahun 2019 mencapai sebesar Rp 3.257,8 triliun. 463. Dari rata-rata pertumbuhan ekonomi Indonesia sebesar 6,87 persen, sektor Industri Pengolahan memberikan kontribusi terbesar terhadap total pertumbuhan PDB, dengan sumber pertumbuhan sebesar 2,19 persen sementara industri pengilangan minyak hanya menyumbang sebesar 0,12 persen. Sektor terbesar kedua menyumbang terhadap pertumbuhan PDB adalah Sektor Perdagangan, Hotel dan Restoran, dan Sektor Konstruksi, dan Pengangkutan dan Komunikasi yang memberikan sumber pertumbuhan masing-masing 1,34 persen, 0,93 persen dan 0,82 persen pada tahun 2019, dan hal ini cenderung meningkat dari tahun ke tahun. 464. Kontribusi sektor energi dan pertambangan terhadap pertumbuhan ekonomi pada tahun 2015 diperkirakan mencapai 0,34 persen, dan relatif konstan setiap tahun dan pada tahun 2019 diperkirakan menyumbang sebesar 0,35 persen terhadap pertumbuhan ekonomi Indonesia. 465. Laju pertumbuhan Produk Domestik Bruto (PDB) di sektor pertambangan dan penggalian mengalami penurunan pada kuartal II-2013 menjadi 1,19 persen dibanding periode yang sama di tahun 2012. Sementara di semester I, kontribusi PDB dari usaha tersebut tercatat minus 0,70 persen (BPS, 2013). Badan Pusat Statistik (BPS) menjelaskan bahwa sumber pertumbuhan ekonomi sepanjang tiga bulan pertama tahun 2013 adalah sebesar minus 0,09 persen. Penurunan kontribusi sektor pertambangan dan penggalian di bulan April-Juni 2013 disebabkan karena sumur atau sumber tambang migas dan non-migas di Indonesia banyak yang sudah tua. Kondisi ini belum diimbangi dengan penemuan sumur baru (BPS, 2013), hal ini juga dipersulit oleh penutupan 14 sumur sehingga dapat menganggu produksi atau lifting minyak. Harga jual beberapa komoditas di pertambangan non migas juga masih bergejolak. Akhirnya melemahkan ekspor Indonesia dari sisi nilai dan menurunkan kontribusi sektor ini terhadap PDB.
194
466. Namun demikian, pada tahun 2015 sektor energi dan pertambangan diperkirakan akan memberikan kontribusi terhadap pertumbuhan ekonomi sebesar 0,34. Hal ini memungkinkan dan sangat tergantung pada pembangunan smelter pengolahan barang-barang mineral untuk mengisi kekosongan pembangunan kilang minyak mentah yang sampai saat ini belum terealisasi. Hal ini juga dapat didukung oleh Peraturan Menteri ESDM No. 11 Tahun 2012 tentang Perubahan atas Permen ESDM No. 7 Tahun 2012 tentang Peningkatan Nilai Tambah Mineral melalui Pengolahan dan Pemurnian Mineral telah keluar pada 16 Mei 2012, yang diharapkan kebijakan ini akan efektif pada tahun Januari 2014.
195
3 Energi Hijau 3.1
Pembangunan Berkelanjutan
3.1.1 Konsep dan Prinsip Pembangunan Berkelanjutan 467. Pembangunan (development) selalu didefinisikan dalam pengertian pertumbuhan ekonomi (economic growth). Suatu negara dikatakan maju apabila perekonomiannya meningkat dengan pesat dan kapasitas produktifnya berkembang dengan cepat. Dalam konteks ini, sulit membayangkan pembangunan tanpa adanya pertumbuhan ekonomi.Pembangunan dipercaya dapat dicapai melalui produksi massal, investasi modal, dan tabungan (savings). Surplus ekonomi akan meningkatkan profit yang ditabung untuk investasi berikutnya. Pada akhirnya, profit yang meningkat, diasumsikan akan menetes ke masyarakat banyak (trickle down effect). Satu indikator pembangunan yang paling kasar namun banyak digunakan di banyak negara adalah Produk Domestik Bruto (PDB). Persoalannya adalah sejauh mana pertumbuhan ekonomi, yang diukur dengan PDB, dapat dipakai sebagai alat ukur yang sesuai untuk pembangunan. Gagasan trickle down effect jarang terealisasi di negara-negara sedang berkembang. Sejumlah kecil penduduk memperoleh manfaat yang sangat besar dari perkembangan teknologi dan reorganisasi ekonomi. Hal inilah yang kemudian mendorong terjadinya urbanisasi. 468. Beberapa kelemahan PDB dalam mengukur hasil pembangunan antara lain disebabkan fokusnya yang lebih mengukur aktivitas produktif sektor formal di sektor primer seperti pertanian, industri, dan jasa, dengan tidak memperhitungkan sektor informal. Selain itu, PDB memasukkan kontribusi dari pemanfaatan sumber daya, tanpa melihat apakah sumber daya tersebut dapat diperbarui atau tidak. PDB juga tidak dapat membedakan antar kelompokkelompok orang, terutama kelas-kelas sosial dalam suatu negara. 469. Pembangunan yang terlalu menekankan pada pertumbuhan ekonomi dan mengesampingkan dimensi pembangunan yang lain menimbulkan dampak sebagai konsekuensinya. Kemiskinan dan degradasi lingkungan merupakan dua masalah utama yang saat ini dihadapi negara-negara di dunia, termasuk Indonesia. Di tingkat global, isu perubahan iklim menjadi pusat perhatian yang menyita perhatian dan memerlukan strategi penanganan yang kompleks dan komprehensif. Fenomena kontradiksi antara pertumbuhan ekonomi dan kelestarian lingkungan ini mengarahkan pada diskusi apakah hal ini berarti bahwa lingkungan harus diselamatkan dan pembangunan ekonomi “diturunkan”? dan apakah memang akan selalu ada pertentangan antara pertumbuhan ekonomi dan perlindungan lingkungan. 470. Konsep pembangunan berkelanjutan muncul sebagai penawar kegagalan pembangunan yang terlalu menekankan pada pertumbuhan ekonomi dengan juga memperhatikan masalah lingkungan dan sosial sekaligus pertumbuhan ekonomi. Tesis dari pendekatan pembangunan ini adalah no sound development ethic without environmental wisdom, and vice versa. Brundtland Report (1987) mendefinisikan Pembangunan Berkelanjutan sebagai proses pembangunan yang berprinsip untuk “memenuhi kebutuhan sekarang tanpa mengorbankan pemenuhan kebutuhan generasi masa depan”. Salah satu faktor yang harus 196
dihadapi untuk mencapai pembangunan berkelanjutan adalah bagaimana memperbaiki kehancuran lingkungan tanpa mengorbankan kebutuhan pembangunan ekonomi dan keadilan sosial. 471. Konsep Pembangunan Berkelanjutan merupakan integrasi dan harmonisasi dari ke-4 pilar ekonomi (economically viable), sosial (socially acceptable), lingkungan (environmentally sustainable), dan tata kelola (good governance). Dalam pelaksanaannya, konsep ini berpedoman pada prinsip: a. Keberlanjutan sosial, ekonomi dan lingkungan. b. Daya dukung dan daya tamping lingkungan. c. Keadilan antar generasi (intergenerational equity). d. Keadilan dalam satu generasi (intragenerational equity). e. Prinsip pencegahan dini (precautionary principle). f. Perlindungan keanekaragaman hayati. g. Internalisasi biaya lingkungan dan mekanisme insentif. 472. Sebagai sebuah konsep dan prinsip, pembangunan berkelanjutan telah menawarkan alternatif pelaksanaan pembangunan yang menjanjikan. Meskipun demikian, pembangunan berkelanjutan juga dianggap sangat abstrak. Seiring dengan semakin luasnya pemahaman tentang pembangunan berkelanjutan maka semakin rumit pula institusi yang dibangun di setiap lembaga yang menanganinya di suatu negara.
3.1.2 Ekonomi Hijau (Green Economy) 473. Pada tahun 2012, UN General Assembly mengadakan pertemuan di Rio de Janeiro dalam rangka merefleksikan 20 tahun pelaksanaan Agenda 21 hasil KTT Bumi di Rio Janerio 1992 dan 10 tahun kesepakatan World Summit on Sustainable Development (WSSD) tahun 2002. Pembahasan utama dalam pertemuan ini adalah pengarusutamaan ekonomi hijau (green economy) sebagai salah satu alat untuk pelaksanaan pembangunan berkelanjutan dan penangulangan kemiskinan dan kelembagaan untuk menunjang pembangunan berkelanjutan (Institutional Framework for Sustainable Development/IFSD). Konsep ekonomi hijau tidak dimaksudkan sebagai pengganti pembangunan berkelanjutan; akan tetapi ada pengakuan yang berkembang bahwa mencapai keberlanjutan hampir sepenuhnya bertumpu pada upaya mencapai perekonomian yang tepat. Dekade pembangunan brown economy yang berbasis pada bahan bakar fosil tidak dapat menangani masalah marjinalisasi sosial, degradasi lingkungan, dan deplesi sumber daya alam. 474. Ekonomi hijau merupakan salah satu cara untuk mendorong tercapainya pembangunan berkelanjutan. Ekonomi hijau mendorong perlindungan sumber daya alam secara lestari, peningkatan pemanfaatan sumber daya alam yang efisien, penyediaan lapangan kerja yang layak, dan pembangunan rendah karbon. Secara konseptual, UNEP (2009) mendefinisikan ekonomi hijau sebagai sistem kegiatan ekonomi yang berkaitan dengan distribusi, produksi dan konsumsi barang dan jasa yang menghasilkan peningkatan kesejahteraan masyarakat dalam jangka panjang, sekaligus tidak menyebabkan generasi mendatang menghadapi risiko lingkungan yang signifikan atau kelangkaan ekologis. 475. Seperti halnya konsep pembangunan berkelanjutan, setiap negara memiliki persepsi masing-masing dalam mendefinisikan konsep ekonomi hijau. Pada 197
dokumen submisi Indonesia untuk outcome document pertemuan UNCSD pada tahun 2012 (Rio+20)¸ pemerintah Indonesia menyatakan: “Indonesia considers the Green Economy as a development paradigm that hinges on resources efficiency, which eventually would lead to more sustainable consumption and production patterns. In the same spirit, Indonesia’s development is based on a four track strategy of pro-poor, pro-job, pro-growth and pro-environment to ensure that economic growth, as one of the pillars, moves in concert with the other elements of sustainable development.” 476. Pada intinya, Indonesia memandang ekonomi hijau sebagai sebuah paradigma pembangunan yang berdasarkan pada efisiensi pemanfaatan sumber daya sebagai salah satu usaha untuk mengentaskan kemiskinan, menyediakan lapangan kerja yang layak, dan memastikan pertumbuhan ekonomi yang berkelanjutan. 477. Menurut UNEP (2011) ada tiga prinsip utama green economy yang dapat dijadikan pilar utama yaitu low carbon (rendah karbon), resource efficient (efisiensi sumberdaya), dan socially inclusive (inklusif sosial). UNEP memfokuskan pengembangan transisi menuju ekonomi hijau pada 11 sektor/bidang.
Gambar 70 Sebelas Sektor Fokus Pengembangan Transisi Ekonomi Hijau 478. Salah satu indikator yang dapat digunakan untuk mengetahui status ekonomi hijau adalah PDB Hijau, yang mengoreksi besaran PDB dengan biaya-biaya lingkungan yang diperlukan untuk menangani dampak pembangunan terhadap lingkungan, dan juga nilai deplesi sumber daya alam yang terjadi. Studi Yusuf (2009) menunjukkan bahwa PDB hijau Indonesia setidaknya hanya sekitar 87 persen dari PDB konvensional. Jika menggunakan nilai PDB pada tahun 2010, maka biaya lingkungan pada tahun 2010 mencapai Rp 835 triliun. Biaya ini hampir setara dengan APBN di tahun yang sama sebesar Rp 990 triliun. Dengan demikian, jika pemerintah ingin merehabilitasi degradasi dan kerusakan lingkungan pada tahun tersebut maka hampir seluruh dana APBN akan habis 198
digunakan.
Gambar 71 Perbandingan PDB Konvensional dan PDB Hijau Indonesia
3.1.3 Rencana Aksi Nasional Penurunan Emisi Gas Rumah Kaca 479. Sebagai negara kepulauan dengan kegiatan ekonomi masyarakat yang sebagian besar bertumpu pada sumber daya alam, Indonesia sangat rentan terhadap dampak perubahan iklim. Dengan demikian, diperlukan upaya mitigasi dan adaptasi terhadap perubahan iklim sebagai salah satu target untuk mencapai tujuan pembangunan nasional dan Millennium Development Goals (MDGs). Upaya mitigasi dan adaptasi ini juga merupakan kebutuhan untuk merespon dampak perubahan iklim agar masyarakat siap untuk menyesuaikan terhadap perubahan-perubahan yang terjadi akibat perubahan iklim. Dua hal utama dalam upaya ini adalah menyusun low carbon development dan perubahan perilaku. 480. Dalam rangka itu, Indonesia secara sukarela dan aktif berkontribusi dalam penurunan gas rumah kaca (GRK) dan pelaksanaan program adaptasi. Presiden RI telah berkomitmen dalam G20 Meeting (Pittsburg, September 2009) untuk menurunkan emisi GRK sebesar 26 persen dengan upaya sendiri (unilateral) dan 41 persen dengan dukungan internasional. Hal ini sejalan dan merupakan perwujudan tindaklanjut Indonesia terkait kesepakatan UNFCCC dalam COP-13 di Bali, COP-15 di Copenhagen dan COP-16 di Cancun. 481. Komitmen ini selanjutnya dituangkan dalam Perpres 61 Tahun 2011 tentang Rencana Aksi Nasional Penurunan Emisi Gas Rumah Kaca (RAN-GRK) sebagai upaya terintegrasi untuk menurunkan emisi GRK. Selain itu, Pemerintah juga memandang rencana aksi ini sebagai instrumen untuk pembangunan rendah karbon menuju ekonomi hijau dan pembangunan berkelanjutan. 482. RAN-GRK merupakan pendekatan ganda untuk mengalokasikan upaya-upaya, termasuk sumber dayanya, dalam memitigasi dampak perubahan iklim. Rencana ini terdiri atas lima sektor, yaitu Pertanian, Kehutanan Lahan Gambut, Energi dan Transportasi, Industri, dan Limbah dan beberapa kegiatan pendukung lainnya. Selanjutnya, diarahkan pula pengembangan Rencana Aksi Daerah Penurunan Emisi Gas Rumah Kaca (RAD –GRK) dengan tahap pertama di 199
tingkat Provinsi dengan target-target terukur yang akan dicapai. Hingga saat ini, ke-33 provinsi telah menyelesaikan RAD-GRK-nya dan menetapkannya melalui Peraturan Daerah. Dengan demikian, hasil dari pencapaian penurunan emisi GRK (RAN/RAD-GRK) ini diharapkan dapat menjadi pemicu terciptanya ekonomi rendah karbon di Indonesia. Tabel 71 Alokasi Penurunan Emisi di 5 sektor utama pada tahun 2020 Target Penurunan (Gton CO2e) Sektor
26%
41%
Kehutanan dan Lahan Gambut
0,672
1,039
Pertanian
0,008
0,011
Energi dan Transportasi
0,036
0,056
Industri
0,001
0,005
Limbah
0,048
0,078
0,767
1,189
Total
483. Di dalam RAN-GRK, kebijakan sektor energi dan transportasi diarahkan pada: a. Peningkatan penghematan energi b. Penggunaan bahan bakar yang lebih bersih (fuel switching). c. Peningkatan penggunaan energi baru dan terbarukan (EBT). d. Pemanfaatan teknologi bersih baik untuk pembangkit listrik, dan sarana transportasi. e. Pengembangan transportasi massal nasional yang rendah emisi, berkelanjutan, dan ramah lingkungan 484. Sasaran kebijakan sektor energi dan transportasi dalam RAN-GRK ditetapkan untuk: a. Menghemat penggunaan energi final baik melalui penggunaan teknologi yang lebih bersih dan efisien maupun pengurangan konsumsi energi tak terbarukan (fosil). b. Mendorong pemanfaatan energi baru terbarukan skala kecil dan menengah. c. (Avoid) - mengurangi kebutuhan akan perjalanan terutama daerah perkotaan (trip demand management) melalui penata-gunaan lahan mengurangi perjalanan dan jarak perjalanan yang tidak perlu. d. (Shift) - menggeser pola penggunaan kendaraan pribadi (sarana transportasi dengan konsumsi energi yang tinggi) ke pola transportasi rendah karbon seperti sarana transportasi tidak bermotor, transportasi publik, transportasi air. e. (Improve) - meningkatkan efisiensi energi dan pengurangan pengeluaran karbon pada kendaraan bermotor pada sarana transportasi.
200
3.2
Energi Hijau
485. Pemerintah melalui Peraturan Presiden No. 5 Tahun 2006 telah menetapkan target energi baru terbarukan dalam bauran energi nasional paling sedikit 17 persen. Target ini kemudian ditingkatkan menjadi 25 persen pada tahun 2025 dalam Kebijakan Energi Nasional yang baru. Di luar debat mengenai realistis atau tidaknya target ini untuk dicapai, kebijakan ini merupakan salah satu kebijakan perintis dalam mewujudkan pengelolaan energi yang lebih ramah lingkungan di Indonesia.
3.2.1 “Kehijauan” Sektor Energi di Indonesia 486. Emisi merupakan salah satu indikator tingkat “kehijauan” pemanfaatan energi. Apakah emisi CO2 akan selalu meningkat sejalan dengan meningkatnya konsumsi energi? Belajar dari pengalaman negara-negara lain, dapat disimpulkan bahwa kenaikan emisi tidaklah berbanding lurus dengan kenaikan konsumsi energi. Gambar 72 menggambarkan pola hubungan antara konsumsi energi dengan emisi CO2 dari sektor energi untuk lima negara berkembang, yaitu Cina, Indonesia, Thailand, Turki, dan Brazil.
(Sumber: Energy Sector Policy Brief, Bappenas dan Bank Dunia 2014)
Gambar 72 Perbandingan Pola Hubungan Konsumsi Energi dan Emisi CO2 untuk Lima Negara Berkembang 487. Dari Gambar 72, terlihat bahwa, dengan kondisi sumber dan pemanfaatan energi saat ini (bussiness as usual), Indonesia akan memiliki karakteristik dan menempuh pola yang sama dengan Cina. Hal ini berarti bahwa emisi CO2 akan berbanding lurus dengan konsumsi energi. Tingginya tingkat emisi CO2 di Cina terkait dengan dominasi penggunaan batubara yang mencapai 70 persen sumber energi primer. Selain itu, 50 persen bahan bakar untuk pembangkit listrik juga menggunakan batubara (Gambar 73), termasuk menjadi sepertiga sumber energi pada industri baja dan konstruksi.
201
Gambar 73 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Cina 488. Di samping pola Cina dan Indonesia, pada Gambar 72 Thailand, Turki, dan Brazil memiliki pola yang berbeda. Meskipun konsumsi energi di ketiga negara ini meningkat, pertumbuhan tingkat emisinya tidaklah setinggi Cina dan Indonesia. Dalam 25 tahun terakhir, Thailand telah berhasil mengubah bauran energi primernya di mana gas meningkat dari sekitar 25 persen menjadi hampir separuh dari energi primer dan minyak menurun dari sekitar 65 persen menjadi sekitar 33 persen, sedangkan batubara rata-rata 15 persen. 489. Di lain pihak, dalam 30 tahun terakhir, Turki juga telah berhasil menurunkan penggunaan minyak dalam bauran energi primernya dari sekitar 50 persen menjadi 25 persen. Di saat yang bersamaan, Turki meningkatkan pemanfaatan gas dari hampir 0 persen menjadi sekitar 30 persen, dan menurunkan penggunaan kayu bakar dari sekitar 25 persen menjadi 3 persen. 490. Sebagai pembanding, proporsi bauran sumber energi pembangkit listrik di Thailand, Turki, dan Brazil adalah seperti pada Gambar 74 - Gambar 76. Di Thailand, pemanfaatan gas bumi meningkat hampir lima kali lipat dalam 25 tahun terakhir. Saat ini, hampir 70 persen sumber pembangkit listrik adalah gas bumi. Di lain pihak, meskipun penggunaan batubara di Turki mengalami peningkatan selama 30 tahun terakhir, akan tetapi penggunaan gas bumi dan tenaga air lebih mendominasi yang mencapai lebih dari 70 persen. Brazil sebagai negara tropis, memanfaatkan kelimpahan sumber daya air dengan baik. Lebih dari 80 persen sumber energi pembangkit listrik di Brazil berasal dari tenaga air. Dominasi ini telah berlangsung selama lebih dari 35 tahun. Keberhasilannya mengembangkan pembangkit listrik tenaga air dengan terus mempertahankan sumber daya air yang menjadi kekuatan pembangkit dapat menjadi pelajaran bagi negara-negara tropis lain, termasuk Indonesia.
202
Gambar 74 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Thailand
Gambar 75 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Turki 491. Dengan demikian, dapat disimpulkan bahwa jika bauran energi primer suatu negara memiliki lebih banyak tenaga air (hidro), energi terbarukan, dan gas maka tingkat emisi dari sektor energinya akan lebih rendah. Banyak negara-negara berkembang telah dan mulai mengubah dominasi dari penggunaan batubara dan minyak ke penggunaan gas dan energi terbarukan dalam bauran energinya. Pilihan ini terbukti menurunkan tingkat emisi dari sektor energi. Indonesia, dengan proyeksi kebutuhan energi yang akan meningkat dua kali lipat dalam 15 tahun mendatang (asumsi BAU dengan pertumbuhan ekonomi 7 persen per tahun pada 2015-2030), harus mulai mengarah pada pilihan tersebut. 492. Pada tahun 2006, Pemerintah Indonesia telah menetapkan target komposisi bauran energi primer untuk tahun 2025. Perubahan drastis terjadi untuk proporsi minyak yang menurun dari 47 persen pada tahun 2010 menjadi 20 persen dan batubara (termasuk liquiefied coal) yang meningkat dari 24 persen menjadi 35 persen. Selain itu, proporsi gas dan energi baru terbarukan juga meningkat dari masing-masing 23 persen dan 5 persen menjadi 30 persen dan 15 persen. Beberapa proyeksi yang dilakukan baik oleh Pemerintah Indonesia (dalam Indonesia Second 203
National Communication to UNFCCC 2010) maupun pihak lain diantaranya Asia-Pacific Energy Research Center/Institute for Energy Economics Japan pada tahun 2010 dan International Energy Agency pada tahun 2013 menunjukkan bahwa secara umum hanya target bauran untuk batubara yang dapat dicapai apabila tidak ada terobosan-terobosan penting dan besar yang dilakukan saat ini.
Gambar 76 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Brazil 493. Jika ditelaah lebih jauh, target bauran energi 2025 tersebut diyakini lebih berprinsip pada upaya pemenuhan kebutuhan dari sumber daya energi dalam negeri (self-sufficiency) dari pada penurunan emisi. Hal ini dapat disimpulkan dengan memperkirakan tingkat emisi CO2 relatif yang dilepaskan oleh masing-masing jenis sumber energi. Penurunan emisi sebagai akibat meningkatnya penggunaan sumber energi baru dan terbarukan dapat tereliminasi oleh peningkatan emisi akibat meningkatnya penggunaan batubara pada pembangkit-pembangkit listrik baru.
Gambar 77 Target Bauran Energi 2025 dan Potensi Emisi Relatif Sumber Energi 204
Gambar 78 Proyeksi Emisi CO2 dari Penggunaan Bahan Bakar Fosil di Indonesia 494. Gambar 78 menunjukkan bahwa emisi CO2 dari penggunaan bahan bakar fosil akan terus meningkat di ketiga hasil proyeksi. Pembangkit listrik diperkirakan akan menjadi sumber utama emisi CO2 dari penggunaan energi. Selain itu, penggunaan bahan bakar fosil oleh industri dan transportasi domestik juga muncul menjadi sumber kunci emisi. Pada Gambar 79 terlihat bahwa diperkirakan bahan bakar fosil, terutama batubara, masih akan mendominasi komposisi bauran sumber energi pembangkit listrik hingga tahun 2025.
Gambar 79 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Indonesia 495. Indonesia memiliki peluang besar untuk menempuh jalan (path) yang lebih hijau di sektor energi. Periode pembangunan jangka menengah yang akan datang (2015-2019) merupakan saat yang tepat untuk mulai mengarah pada jalan tersebut. Setidaknya ada dua hal saat ini yang harus diperhatikan sebagai kunci untuk menuju sektor energi yang lebih hijau di Indonesia: a. Harga grosir (wholesale prices) bahan bakar thermal (minyak, batubara, LNG) 205
mencerminkan harga pasar internasional bahan bakar tersebut. b. Harga eceran (retail prices) bahan bakar transportasi (gasoline dan diesel) dan listrik (untuk semua kategori) disubsidi sangat besar.
3.2.2 Insentif Harga dan Pengelolaan Permintaan 496. Kebijakan penetapan harga (pricing policy) merupakan salah satu kunci dalam pengelolaan energi. Kebijakan harga sangat berpengaruh pada kuantitas dan efisiensi penggunaan energi. Secara umum, ada dua pilihan dalam menentukan harga energi yaitu dengan pengenaan pajak atau pemberian subsidi. Salah satu metode klasifikasi harga eceran aktual (actual retail prices) energi adalah seperti pada Gambar 80.
Sumber: GTZ for 2000-2010; World Bank (2012), US EIA, and AA for 2012
Gambar 80 Klasifikasi Harga Eceran Aktual Energi dalam Interval Dua Tahun
200 175 150
Hong Kong
Retail price of Gasoline
175
USc per ltr
150
75
Lowest price in Europe
0
100
USA price
Lowest price in Europe
USc per ltr
Australia China
Hong Kong
75
USA price
Malaysia Indonesia 50
50 25
Retail price of Diesel
Australia 125 China
125 100
200
Crude parity (Brent)
25
0
Malaysia Indonesia Crude parity (Brent)
Nov 00 Dec 02 Nov 04 Nov 06 Nov 08 Nov 10 Jul 12
Nov 00 Dec 02 Nov 04 Nov 06 Nov 08 Nov 10 Jul 12
Sumber: GTZ for 2000-2010; World Bank (2012), US EIA, and AA for 2012
Gambar 81 Perbandingan Harga Eceran Gasoline dan Diesel di Beberapa Negara Tahun 2000-2012 497. Dengan menggunakan klasifikasi di atas, dapat dibandingkan pilihan kebijakan harga energi antar negara yang dalam hal ini adalah gasoline dan minyak diesel. Untuk harga gasoline, Hongkong menetapkan pajak pendapatan 206
yang tinggi sedangkan Australia dan Cina menarik pajak pendapatan yang moderat. Di lain pihak, Indonesia dan Malaysia memberikan subsidi pada harga gasoline dalam dekade terakhir ini. Indonesia telah men-subsidi tinggi harga gasoline dan minyak diesel (Gambar 81). Jika dibandingkan dengan negara-negara lain, harga bahan bakar di Indonesia adalah termasuk yang terendah di dunia, meskipun telah mengalami beberapa kali kenaikan di saat beban fiskal akibat subsidi menjadi sangat tinggi. Subsidi bahan bakar ini sebagian besar dinikmati tidak oleh kelompok masyarakat miskin yang menjadi sasaran subsidi. 498. Kebijakan penetapan harga listrik dengan subsidi ternyata memberikan keuntungan kepada semua pelanggan, tidak terbatas pada pelanggan yang menjadi sasaran subsidi saja. Visualisasi mengenai penetapan subsidi listrik dan keuntungan yang diterima oleh tiap kelas pelanggan di tahun 2011 digambarkan pada Gambar 82.
Sumber: PLN Dengan nilai tukar tahun 2011 (Rp. 8.736/US$), Sales 160 TWh, dan PSO Rp. 93 Triliun
Gambar 82 Kebijakan Harga Listrik Tahun 2011 per Kategori Tarif 499. Dalam penetapan harga bahan bakar, hal yang paling penting dalam menentukan harga eceran adalah hubungan antara harga internasional bahan bakar dan harga domestiknya. Hubungan ini dapat berupa: a. Full pass-through. b. Partial pass-through, baik secara discretionary maupun rule-based. Indonesia telah menerapkan banyak tipe pass-through harga ini, antara lain adalah dengan menerapkan rule-based with trigger untuk harga eceran bahan bakar dan full pass-through untuk industri. Untuk harga eceran bahan bakar, aturan yang dimaksud adalah klausul yang memperbolehkan kenaikan harga apabila rata-rata harga ICP selama enam bulan terakhir meingkat 15 persen di atas asumsi APBN ($105/bbl). 207
500. Respon permintaan terhadap kenaikan harga eceran bahan bakar sangat bergantung pada ketersediaan bahan bakar alternatif. Sebagai contoh adalah konsumsi minyak tanah yang sejak tahun 2005 harganya dinaikkan dan menyebabkan menurunnya permintaan akan minyak tanah. Hal ini disebabkan ketersediaan LPG dan kayu bakar sebagai alternatif (pengganti) dari minyak tanah ini. Kebijakan substitusi minyak tanah ke gas dengan menaikkan harga minyak tanah dan memberikan pilihan gas LPG 3 kg merupakan contoh respon negatif permintaan terhadap kenaikan harga bahan bakar. Respon berbeda muncul pada permintaan gasoline dan diesel. Kenaikan harga diesel pada tahun 2005 dan 2008 menyebabkan turunnya secara drastis konsumsi diesel bersubsidi untuk sementara akan tetapi kemudian kembali meningkat. Di lain pihak, konsumsi gasoline terus meningkat tanpa terpengaruh adanya kenaikan harganya. Hal ini disebabkan karena kedua bahan bakar ini tidak memiliki alternatif substitusi yang lain sehingga konsumen tidak punya pilihan lain selain terus mengkonsumsinya. Dengan demikian, dapat diperkirakan bahwa konsumsi gasoline akan terus meningkat. 501. Konsumsi gasoline memiliki kecenderungan untuk terus meningkat sebanding dengan peningkatan PDB perkapita suatu negara. Gambar 83 memperlihatkan pola hubungan antara konsumsi gasoline dengan PDB per kapita di beberapa negara yang ternyata berbeda-beda. Hal ini dapat dijadikan salah satu indikator efisiensi penggunaan energi. Dari gambar tersebut, terlihat bahwa level efisiensi Indonesia masih rendah sehingga diperlukan upaya untuk menghindari “gaya” konsumsi yang boros dan emisi yang tinggi ini.
Sumber: Data dan Hasil Perhitungan Bank Dunia
Gambar 83 Konsumsi Gasoline per Kapita pada Tingkat PDB per Kapita yang Berbeda-beda untuk Beberapa Negara Tahun 1986-2010 208
502. Pertumbuhan ekonomi Indonesia telah meningkatkan jumlah kendaraan, termasuk sepeda motor, dengan bahan bakar gasoline maupun diesel secara signifikan. Belum tersedianya sistem transportasi publik yang efisien menyebabkan penduduk tidak memiliki pilihan lain selain menggunakan kendaraan pribadinya. Tidak ada pilihan untuk berpindah pada moda transportasi yang lebih ramah lingkungan baik secara individu maupun komunal. 503. Dari sisi pengelolaan permintaan, kebijakan penetapan harga saat ini harus diubah mengingat bahwa memperkirakan harga bahan bakar dan nilai tukar rupiah adalah upaya kunci yang sangat sulit dikontrol. Selain itu, kontrol terhadap volume konsumsi bahan bakar juga sangat sulit dilakukan sebagaimana telah dicoba oleh banyak negara dan tidak berhasil. Penetapan harga dengan metode rule-based sangat diperlukan karena penetapan harga sesuai harga pasar (market-driven pricing) sangat membantu dalam mengurangi penggunaan energi yang boros dan juga menurunkan total emisi dari penggunaan energi. Hal lain yang juga perlu dilaksanakan secara paralel adalah membangun sistem transportasi publik yang efisien sebagai prasyarat pemenuhan alternatif kebutuhan transportasi yang sekaligus juga mengurangi tingkat emisi.
3.2.3 Trade-off dari Pilihan-pilihan Kebijakan Gas Bumi: Untuk Transportasi (CNG) atau Pembangkit Listrik? 504. Dalam satu dekade terakhir, berdasarkan data dalam NGV Global and THe Gas Vehicle Report pada bulan Februari 2014, sekitar 77 persen kendaraan berbahan bakar gas (CNG) di dunia didominasi oleh enam negara, yaitu Iran (18 persen), Cina (15 persen), Pakistan (14 persen), Argentina (12 persen), Brazil (9 persen) dan India (persen). Iran adalah negara dengan cadangan gas bumi terbesar di dunia dan 60 persen dari bauran energi primernya adalah gas bumi. Pada tahun 2003, CNG mulai dipergunakan untuk mengatasi tingginya polusi udara di kota-kota besar. Di tahun 2008, kebijakan pengurangan subsidi BBM diberlakukan sehingga harga minyak meningkat tajam. Meskipun demikian, kebijakan ini diawali dengan meluncurkan kembali program penggunaan CNG sebagai alternatif. Kemudian sejak tahun 2012 diberlakukan sanksi berat bagi para pengimpor gasoline dan diesel. Harmonisasi kebijakan dan tahapan subtitusi secara terencana ini membuat proses transisi dan tujuan kebijakan dapat tercapai dengan baik. 505. Pengalaman berbeda dapat dipelajari dari Pakistan. Pada tahun 1994-1997 insentif fiskal berupa well-head prices yang tinggi diberikan untuk menarik investasi sehingga produksi gas bumi meningkat dua kali lipat. Di tahun 1999, CNG mulai diperkenalkan sebagai bahan bakar alternatif untuk kendaraan dengan harga 60 persen dari harga gasoline. Akan tetapi, pada periode 2002-2007, dengan tingkat pertumbuhan PDB sebesar 7 persen per tahun insentif well-head prices ditetapkan konstan mengikuti harga di tahun 2001 (rata-rata 3,5 USD/mmbtu). Hal ini menyebabkan surplus gas tidak lagi terjadi sejak tahun 2008, seluruh produksi gas bumi dikonversi menjadi CNG sementara pembangkit listrik didominasi oleh bahan bakar minyak. Saat ini kekurangan pasokan gas (CNG) sangat sering terjadi, antrian panjang di stasiun pengisian CNG menjadi pemandangan sehari-hari dan memicu kenaikan harga CNG. Kebijakan penetapan harga yang tidak tepat (terlalu murah dan tidak menyesuaikan dengan kondisi perekonomian) membuat tujuan kebijakan tidak tercapai secara berkelanjutan. 209
506. Di Indonesia, pada tahun 2012, harga gas (CNG) ditetapkan sebesar 55 persen dari harga gasoline, akan tetapi sekitar 45 persen dari harga gasoline tersebut merupakan subsidi (Gambar 84). Hal ini tidak memberikan insentif apapun kepada pemilik kendaraan untuk berpindah ke CNG karena biaya yang dikeluarkan masih setara dengan menggunakan gasoline. Untuk itu, ada dua pilihan kebijakan yang dapat ditempuh: a. Penetapan harga CNG yang lebih rendah (akan tetapi harus tetapi di atas biaya pengadaannya); atau b. Harga domestik gasoline dinaikkan secara simultan.
Keterangan: Harga gas diambil dari harga LNG impor 2012 untuk Nusantara Regas; Harga gasoline ditetapkan ekuivalen dengan MOPS Gasoline 2012 rata-rata Rp 8.029/liter (=83 US cents/liter).
Gambar 84 Trade-off antara CNG dan Gasoline di Indonesia pada Harga Tahun 2012 507. Dengan melakukan simulasi penetapan harga CNG sebesar 45 persen dari harga aktual gasoline; penambahan jumlah mobil dari tahun 2011 ke 2012 adalah sebesar 883.393 mobil; dan asumsi bahwa rata-rata konsumsi bahan bakar adalah setara dengan Honda Civic 2011 maka dapat diketahui besarnya subsidi yang dapat dihindari apabila semua mobil baru tersebut menggunakan CNG (Tabel 72). Jika semua mobil baru tersebut berbahan bakar gasoline diperlukan 2,41 juta kiloliter gasoline sepanjang tahun tersebut. Dengan harga keekonomian gasoline sebesar Rp. 8.029/liter dan harga bersubsidi sebesar Rp. 4.500/liter maka subsidi yang dikeluarkan adalah sebesar Rp. 8,5 triliun. Sebaliknya, jika semua mobil baru tersebut berbahan bakar CNG maka diperlukan 83,9 bcf CNG sepanjang tahun tersebut. Dengan harga CNG yang ditetapkan, maka seluruh biaya CNG ditanggung oleh konsumen sehingga tidak ada subsidi yang diperlukan. Dari perhitungan ini dapat disimpulkan bahwa dengan mengkonversi 10 persen mobil menjadi berbahan bakar CNG maka jumlah anggaran subsidi yang dapat dihemat adalah sebesar Rp. 8,5 triliun dan emisi CO2 yang dapat dihindari sebesar 0,4 juta ton. Meskipun demikian, skenario ini memiliki keterbatasan dalam penyediaan gas, terutama infrastruktur untuk distribusinya.
210
Tabel 72 Simulasi Trade-off antara CNG dan Gasoline Honda Civic 2011 Mileage Rata-rata konsumsi per tahun Rata-rata perjalanan per tahun Jumlah mobil baru 2012 Total konsumsi bahan bakar Penetapan harga
Gasoline 10,6 km/liter 2.725 liter 28.954 km 883.393 mobil 2,41 juta kiloliter Harga keekonomian Rp. 8.029/liter; Harga bersubsidi Rp. 4.500/liter
Jumlah subsidi yang diperlukan
CNG 0,3 km/cubic feet 94.976 cubic feet 28.954 km 883.393 mobil 83,9 juta cf 45% dari harga aktual gasoline
Rp. 8,5 triliun
Rp. 0
508. Selanjutnya, jika kebutuhan gas sebesar 83,9 bcf yang dialokasikan untuk mobil-mobil berbahan bakar gas di atas dialihkan untuk pembangkit listrik dengan asumsi bahwa gas tersebut adalah LNG dengan harga US$ 12/mmbtu dan tingkat efisiensi konversi pembangkit listrik tenaga gas PLN adalah 8,89 cf/kWh maka akan diproduksi 9,4 Terawatt listrik dengan biaya Rp. 9,7 triliun. Perbandingan antara pembangkit listrik tenaga gas dengan pembangkit listrik tenaga batubara dan diesel untuk menghasilkan daya listrik yang sama dirangkum pada Tabel 73. Dengan subsidi yang dapat dihemat sebesar Rp. 14 triliun, jauh lebih tinggi dari subsidi yang dapat dihemat jika gas tersebut digunakan untuk transportasi sebesar Rp. 8,5 triliun, maka akan lebih baik jika gas tersebut digunakan untuk pembangkit listrik menggantikan pembangkit listrik tenaga diesel (minyak). Hasil simulasi dengan menggunakan harga gas domestik sebesar US$ 5,74/mmbtu lebih menguatkan kesimpulan dari simulasi ini. Tabel 73 Simulasi Perbandingan antar Pembangkit Listrik
Efisiensi konversi pembangkit Bahan bakar untuk menghasilkan 9,4 Terawatt Harga untuk PLN (2012) Total biaya Dibandingkan dengan gas: - Penghematan subsidi jika konversi ke gas - Emisi CO2 yang dihindarkan jika konversi ke gas
Gas-fired Plants
Coal-fired Plants
Diesel-fired Plants
8,89 cf/kWh
0,5 kg/kWh
0,28 liter/kWh
83,9 bcf
4,72 juta ton
2,64 juta kiloliter
US$ 12/mmbtu Rp. 9,7 triliun -
Rp. 846/kg Rp. 3,99 triliun Lebih murah
Rp. 8.949/liter Rp. 23,65 triliun Lebih mahal
-
Rp. 0
Rp. 14 triliun
-
4,4 juta ton
2,3 juta ton
509. Dari pembahasan pada subbab ini dapat disimpulkan bahwa harga gasoline sebaiknya dinaikkan (subsidi dikurangi) untuk memberikan daya tarik pada penggunaan CNG. Selain itu, diperlukan jaringan distribusi gas yang luas untuk mendukung penggunaan CNG untuk kendaraan penumpang. Dengan demikian, jika penghematan subsidi (atau penurunan emisi CO2) menjadi tujuan kebijakan, maka akan lebih baik jika tambahan alokasi gas (bahkan LNG sekalipun) digunakan untuk mengkonversi/menggantikan pembangkit listrik tenaga diesel 211
daripada alokasi gas tersebut digunakan untuk transportasi (CNG). Tabel 74 Rangkuman Hasil Simulasi Trade-off Penggunaan Gas untuk Transportasi dan Pembangkit Listrik Perbandingan Pilihan Gas untuk menggantikan gasoline pada mobil penumpang CNG (juga LNG atau domestik) Gas untuk pembangkit listrik (LNG) - Menggantikan pembangkit listrik batubara - Menggantikan pembangkit listrik diesel Gas untuk pembangkit listrik (gas domestik) - Menggantikan pembangkit listrik batubara - Menggantikan pembangkit listrik diesel
212
Penghematan Subsidi
Mitigasi Emisi CO2
Rp. 8,5 T
0,3 juta ton
0 Rp. 14 T
4,4 juta ton 2,3 juta ton
0 Rp. 19 T
4,4 juta ton 2,3 juta ton
DAFTAR PUSTAKA
_____________. 2011. Handbook of Energy and Economic Statistic 2012. Pusat Data dan Informasi, KESDM. Jakarta. _____________. 2012. Handbook of Energy and Economic Statistic 2012. Pusat Data dan Informasi, KESDM. Jakarta. _____________. 2012. Draft Rencana Umum Kelistrikan Nasional (Versi 12 Oktober 2012). Ditjen Ketenagalistrikan, KESDM. Jakarta. _____________. 2012. Rencana Umum Penyediaan Tenaga Listrik 2012-2021. Perusahaan Listrik Negara-PT PLN (Persero). Jakarta. _____________. 2013. Nota Keuangan. Kementerian Keuangan. Jakarta. _____________. 2009. Roadmap Industri Semen. Direktorat Jenderal Industri Agro dan Kimia. Kementerian Perindustrian. Jakarta _____________. 2009. Roadmap Industri Keramik. Kementerian Perindustrian. Jakarta _____________. 2012. Draft Naskah Kebijakan Energi Nasional. Dewan Energi Nasional. Jakarta _____________. 2012. Roadmap EBTKE. Dirjen EBTKE, Kementerian ESDM. Jakarta _____________. 2012. Statistik Perdagangan Luar Negeri. BPS. Jakarta _____________. 2014. Energy Sector Policy Brief. Bappenas dan Bank Dunia. Jakarta _____________. 2009. Buku 1 Pengembangan Klaster Industri Prioritas Basis Industri Manufaktur 2010-2014. Kementerian Perindustrian. Jakarta _____________. 2008. Buku Tarif Bea Masuk Indonesia Tahun 2008. Kementerian Keuangan. Jakarta
Deendarlianto. 2013. Energy Modeling & Optimization Techniques in Markal Model. Bahan Presentasi. Pusat Studi Energi, UGM. Yogyakarta. Heaps, C. 2002. Integrated Energy-Environment Modelling And LEAP. Stockholm Environment Institute. Massachusetts. USA Heaps, C. 2008. An introduction to LEAP. Stockholm Environment Institute. Massachusetts. USA Heaps, C. 2012. Long-range Energy Alternatives Planning (LEAP) system. [Software version 2012.0055]. Stockholm Environment Institute. Massachusetts. USA.
Permana, Adhi. 2013. Perencanaan Energi Dengan Model Markal. Bahan Presentasi. Pusat Teknologi Sumber Daya Energi, BPPT. Jakarta. 213
Purwanto, Widodo. 2013. Tinjauan Umum Pemodelan dan Analysis Kebijakan Energi di Indonesia. Bahan Presentasi. Departemen Teknik Kimia, UI. Jakarta Suranovic, Steve M. 2012. International Trade: Theory and Policy. Flat World Knowledge. Inc. www.esdm.go.id/statistik/data-sektor-esdm.html www.iiee.or.id www.iea.org/statistics/ www.energycommunity.org
214
