|
|
 |
|
Mengalah untuk Menang
|
| Nurul Kolbi |
| |
BAGAI ayam mati di lumbung padi. Peribahasa ini boleh dibilang tepat untuk menggambarkan sistem pemenuhan kebutuhan gas di dalam negeri. Bayangkan saja, di saat pasokan melimpah—Indonesia bahkan tercatat sebagai salah satu eksportir terbesar gas alam di dunia—kebanyakan industri nasional justru mati suri gara-gara gas kebanyakan diekspor dan pasar domestik kekurangan pasokan. Ironis, memang.
Namun, ini kali, pemerintah sepertinya agak menyadari bahwa kebutuhan gas dalam negeri amat mendesak. Makanya, pemerintah menawarkan insentif gas domestik (IGD) untuk kontraktor gas yang mau menjual produknya ke pasar lokal. Terakhir, tawaran IGD itu diberikan kepada Premier Oil, perusahaan migas asal Inggris. Pekan silam, Purnomo Yusgiantoro, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), menawarkan bagi hasil untuk Primer Oil di Blok Natuna diperbesar.
Selama ini, pemerintah memang seperti abai dengan pasar gas domestik. Bayangkan, total produksi gas alam kita tercatat 8,35 miliar kaki kubik per hari (billion standard cubic feet per day/Bscfd). Dari sana, sebanyak 4,88 Bscfd diekspor. Jadi, gas yang dipasok untuk memenuhi kebutuhan domestik hanya 3,47 Bscfd. Padahal, sekarang kebutuhan gas di pasar lokal sudah terus membengkak. Alasannya mungkin dapat dimengerti; harga jual di pasar internasional berada di kisaran US$ 9 per MMBTU. Di sisi lain, daya beli industri nasional hanya sanggup membeli gas tak lebih dari US$ 5 per MMBTU. Adanya jurang perbedaan harga ini membuat industri pengguna gas dalam negeri banyak yang terabaikan.
Maka, satu per satu pabrik yang membutuhkan gas menjerit. Pabrik pupuk Iskandar Muda dan Kujang terancam mengurangi produksi gara-gara masalah tersebut. Pabrik pupuk Asean Aceh Fertilizer (AAF) bahkan sempat harus berhenti beroperasi. Padahal, pabrik AAF berada tak jauh dari tambang gas Arun. Pipa gas milik Arun bahkan melewati lokasi pabrik AAF.
Nah, sekarang, ada kebijakan melahirkan insentif. Targetnya jelas, yakni untuk mengerem produsen menjual gas ke luar negeri—sekaligus tidak menghilangkan potensi keuntungan yang bisa mereka dapat.
Insentif dalam pola bagi hasil itu dilakukan dengan memperbesar bagian buat kontraktor. Sebelumnya berlaku skema 70:30, dengan porsi terkecil untuk kontraktor. Kini, jika kontraktor mau menjual gasnya ke dalam negeri, pemerintah bersedia mengurangi jatahnya hingga 51%. Cara seperti itu memang mengakibatkan penerimaan negara berkurang. Tapi, jangan lupa, kebijakan ini melahirkan dampak berantai yang signifikan bagi kelangsungan hidup industri dalam negeri.
Premier Oil sendiri adalah perusahaan yang mengelola Blok West Natuna. Pemerintah bersedia bagi hasilnya dikurangi hingga 51% asal mereka mau menjual gasnya untuk kebutuhan pembangkit listrik PLTG Panaran di Batam dan Bintan.
Gas yang tengah dinegosiasi berasal dari Lapangan Gajah Baru. Ini adalah sumur baru yang ditemukan Premier Oil di Blok A West Natuna. Sebelumnya, di blok yang sama, mereka sudah lebih dulu mengeksploitasi Lapangan Kakap dan Anoa. Hasil dari kedua lapangan ini disalurkan ke SembCorp Gas, perusahaan gas Singapura.
Lapangan Gajah Baru mengandung cadangan sebesar 0,5 triliun cubic feet (TCF). Dari potensi ini diperkirakan mereka sanggup memasok gas sekitar 120 million metric standard cubic foot per day (MMSCFD) selama 20 tahun. Nah, gas yang diperkirakan baru bisa diproduksi pada 2010 ini, hingga sekarang, belum mendapat komitmen pembelian.
Di sini, kesempatan itu muncul. Pemerintah berharap Premier mau mengalokasikan gasnya itu ke PLTG Panaran di Batam dan Bintan. Pengurangan bagian pemerintah tadi lalu dikompensasikan dengan harga jual gas yang relatif murah. Premier sendiri menghitung, harga keekonomian gas di lapangan tersebut mencapai US$ 6 per MMBTU. Jauh di atas daya beli industri domestik. Sekadar informasi, harga gas dari lapangan Kakap dan Anoa ketika diekspor ke Singapura mencapai US$ 8 sampai US$ 9 per MMBTU.
PENGALAMAN MEDCO DI BLOK A
PLTG Panaran sendiri saat ini memang sedang kesulitan mencari pemasok gas. Munculnya Premier membuat alternatif pemasok menjadi bertambah. Sebelumnya, pembangkit PLN di Batam ini hanya punya tiga pilihan. Pertama, tetap mempertahankan PT Perusahaan Gas Negara (PGN), tapi dengan risiko harga naik menjadi US$ 5 per MMBTU. Kedua, mengambil jatah dari Jambi Merang (AmeradaHess) yang akan dikirim ke Jawa. Ketiga membeli dari PT Energi Mega Persada (EMP) dari Lapangan Gelam.
”Pada dua tahun pertama, mulai 2005 hingga 2007, kami mendapat pasokan dari PGN dengan harga US$ 3,38 per MMBTU. Tapi PGN minta kenaikan harga hingga US$ 5 per MMBTU jika kontrak ingin diteruskan,” kata Direktur Utama PT Dalle Energy, Sony Purnara— pengelola PLTG Panaran.
Kini, proses penentuan pemasok gas itu memang masih berlangsung. Namun demikian, kata Sony, BP Migas lebih menginginkan Premier Oil. Sebab, dibanding tiga alternatif lainnya, jarak West Natuna ke Panaran adalah yang terdekat dan hanya membutuhkan sambungan pipa sepanjang 17 km.
Tapi, pengembangan gas dari Lapangan Natuna ini masih membutuhkan waktu hingga tiga tahun ke depan. Padahal, tahun ini PLTG Panaran sudah membutuhkan kontrak gas baru setelah kontrak PGN habis.
Seorang sumber lalu membisikkan, ada kemungkinan Panaran akan memperpanjang dulu kontrak dengan PGN—sampai Premier bisa memasok gas nantinya. Panaran mungkin akan sedikit menawar harga US$ 5 yang diajukan PGN. Setelah itu, Panaran akan mendapat gas dari Premier—dengan harga yang lumayan ekonomis—mungkin sekitar US$ 4 per MMBTU.
Bagi Premier sendiri, harga itu tetap masih menguntungkan. Toh, pengiriman ke Panaran relatif dekat—hanya 17 kilometer—sehingga biayanya bisa ditekan. Apalagi, ya itu tadi, Premier dapat bagi hasil yang lebih besar.
Sejatinya, mendapatkan besaran bagi hasil yang lebih tinggi tak hanya berlaku bagi Premier. Sebelumnya, tawaran serupa juga pernah diberikan ke Medco Energi di Blok A untuk memasok gas ke Pupuk Iskandar Muda. ”Untuk Blok A bisa 51:49. Jadi silakan negosiasi, kami bisa mundur hingga 51:49 dan mereka negosiasi tentukan harganya. Itu adalah insentif yang kami tawarkan untuk gas domestik,” kata Purnomo.
Tawaran ke Blok A berangkat dari kondisi riil pasokan gas bagi sejumlah industri di kawasan tersebut. Saat itu, kelangkaan sudah menelan Aceh Asean Fertilizer sebagai korban. Menyusul berikutnya PT Pupuk Iskandar Muda, juga mengalami hal serupa. Kedua perusahaan pupuk ini terpaksa menghentikan produksinya lantaran tidak mendapat pasokan gas dari PT Arun Natural Gas Liquefaction. Nah dalam menjamin kelangsungan hidup industri di wilayah itu, dari Blok A inilah pemerintah berharap gas akan mengalir.
Blok A sebelumnya dimiliki oleh ConocoPhilips dan mitranya ExxonMobil. Bersama Premier dan Japan Petroleum Exploration, Medco mengakuisisi 50 persen saham ExxonMobil pada 26 April 2006. Blok seluas 3.910 kilometer persegi itu sebagian daerahnya telah di eksplorasi, terutama pada porsi bagian tengah dari Basin, Sumatra Utara.
Gas dari blok A ditargetkan sudah bisa berproduksi tahun 2010. Kini, mereka tinggal bernegosiasi dengan calon konsumennya, yaitu pabrik pupuk Iskandar Muda dan Asean Aceh Fertilizer (AAF). o
Berikan Komentar untuk artikel ini
Lihat Komentar untuk artikel ini
|
|
 |
|
 |
Edisi 09 - 10 Tahun VI
31 Desember - 6 Januari 2007 |
 |
|
|
|
![](javascript:buka("/images/besar_dafis-trust-09-th6.jpg"))
