Rabu 12 Oktober 2016, 00:15 WIB

Ada Apa dengan Harga Gas

Sampe L Purba Praktisi migas global | Opini
Ada Apa dengan Harga Gas

ANTARA FOTO/Rosa Panggabean

BELUM lama ini, masalah harga gas yang dikeluhkan tinggi oleh industri pengguna gas (baik sebagai bahan baku ataupun bahan energi) telah menarik perhatian nasional hingga ke tingkat presiden. Beberapa ulasan di media (termasuk oleh penulis) telah menyampaikan bahwa masalah harga gas tidak dapat dan sangat menyesatkan (misleading) apabila dilihat secara sepotong-sepotong (piece meal).

Seluruh mata rantai, mulai produser gas, pemilik jaringan pipa transmisi, pemilik terminal regasifikasi, distributor, pembeli, hingga pengguna akhir, harus diurai secara simultan dan komprehensif termasuk di dalamnya instansi pemerintah yang memberi perizinan dan konsesi di setiap mata rantai tersebut.

Tulisan kali ini khusus menjawab pertanyaan dari sisi produser (hulu). Harga produksi gas dari lapangan-lapangan gas yang tersebar di seluruh Indonesia, baik di darat maupun di lepas pantai, bervariasi dan tidak seragam. Faktor penyebabnya tidak bersifat tunggal, tetapi relatif berkontribusi dan beresonansi. Faktor pertama ialah biaya pengembangan lapangan. Biaya pengembangan lapangan gas di darat dengan di lepas pantai akan sangat berbeda.

Biaya pengembangan lapangan gas di laut (baik yang diproduksi tersendiri atau non-associated maupun bersama dengan produksi minyak atau associated) akan jauh lebih mahal bila dibandingkan dengan di darat untuk jenis dan kualitas gas yang relatif sama. Proses eksplorasi, pengembangan, dan penyiapan fasilitas produksi seperti anjungan lepas pantai, lebih kompleks. Mayoritas lapangan gas Indonesia ke depan ada di laut dalam dan jauh dari konsumen.

Kedua ialah kedalaman dan volume. Cadangan gas yang ditemukan di kedalaman 1 kilometer dengan 10 kilometer tentu akan berbeda. Cadangan yang besar tersebar pada sumur reservoir yang berdekatan, misalnya hanya memerlukan fasilitas produksi termasuk sumur pengeboran yang lebih sedikit jika dibandingkan dengan kebalikannya.

Ketiga ialah sifat dan kandungan (property) dari gas itu sendiri. Ada lapangan gas yang bertekanan kuat, tetapi ada juga harus dibantu dengan injeksi. Ada lapangan gas yang kaya dengan unsur gas metana (C1), ada yang kaya dengan unsur etana, propana dan butan (C2–C4). Unsur terakhir ini merupakan komponen utama gas elpiji. Tergantung penggunaannya, semakin tinggi kalori (heating value) yang dikandung, akan semakin bagus harganya, tetapi pemrosesannya akan lebih kompleks.

Cadangan gas alam juga mengandung komponen nonhidrokarbon, yang lazim disebut pengotor. Itu terutama nitrogen, sulfur, dan karbon dioksida. Semakin besar unsur-unsur pengotor itu, akan semakin mahal biaya untuk memproses gas. Karbon dioksida, misalnya. Lapangan gas di Natuna, yang cadangannya diperkirakan 46 tcf (hampir lima kali cadangan lapangan Inpex Masela), telah ditemukan 40 tahun yang lalu (1976), tetapi belum dapat dikembangkan.

Biaya dan teknologi untuk memisahkan dan membuang karbon dioksida (CO2) sekitar 70% belum ditemukan atau sangat mahal yang membuat harga gas tidak dapat terjangkau. Beberapa lapangan gas yang mengandung 40% CO2 akan jauh lebih mahal treating-nya bila dibandingkan dengan yang mengandung di bawah 10%.

Keempat ialah tahapan berproduksi. Dalam sistem kontrak kerja sama migas Indonesia, ada periode eksplorasi selama 6–10 tahun yang disusul dengan pembangunan fasilitas gas sekitar 2 tahun lagi. Apabila lapangan gas ialah yang pertama menghasilkan, pengembalian biaya operasi sebelumnya (sunk cost) akan didahulukan. Namun, apabila telah masuk ke pengembangan lapangan gas berikutnya, seiring dengan informasi geologis yang lebih akurat dan peluang mengoptimalkan fasilitas yang ada, relatif biaya pengembangan untuk lapangan yang terkemudian akan lebih rendah.

Kelima ialah jarak lokasi lapangan gas terhadap pengguna. Berbeda dari komoditas minyak atau komoditas lainnya, gas hanya dapat mencapai konsumen apabila dialirkan melalui pipa gas, dikompresi (CNG), atau dibuat cair terlebih dahulu (LNG), kemudian dikapalkan dan dikembalikan ke fase gas di terminal penerima untuk selanjutnya dialirkan ke pipa transmisi dan distribusi. Beberapa lapangan gas berjarak di atas 50 km dari jalur transmisi terdekat, bahkan ada yang ratusan kilometer.

Persoalan akan menjadi tambah rumit manakala volume cadangan gas yang tersedia tidak cukup justifiable secara ekonomis apabila diperhitungkan dengan tambahan biaya penyambungan ke jalur pipa. Di sisi lain, apabila pasar konsumen gas di sekitar lokasi yang akan dilalui jalur belum tumbuh, itu tidak akan memberikan insentif dorongan bagi investor transmisi gas untuk membangunnya.

Berdasarkan uraian tadi, mengukur efisiensi pengembangan lapangan, keekonomian proyek, ataupun pembandingan standar biaya pada berbagai lapangan gas akan misleading dan menyesatkan tanpa mempertimbangkan dan memasukkan faktor-faktor di atas.

Seharusnya pembangunan infrastruktur merupakan tanggung jawab pemerintah yang tidak perlu dipaksa sebagai komponen pembentuk harga gas. Ini analogi, misalnya, pengguna jalan raya janganlah dibebani dengan biaya pembangunan jalan dan jembatan. Atau kalau pihak swasta yang membangun infrastruktur, perlu ada pengaturan margin (keuntungan) yang wajar dan setimpal dengan investasi dan ekspektasi peluang bisnis.

Pemerintah perlu memetakan, menemukan, dan menjalankan upaya cerdas, tulus, dan komprehensif pada setiap mata rantai agar gas dapat diproduksi dengan harga terjangkau dari sisi pembeli, keekonomian produsen gas terproteksi, serta pemilik jaringan pipa transmisi terdorong untuk memperluas jaringan dengan tarif yang ekonomis bagi pengguna.

Berita Terkini

Read More

Poling

Penerimaan Peserta Didik Baru (PPDB) menggunakan sistem zonasi menimbulkan polemik di tengah masyarakat. Setujukah Anda dengan kebijakan zonasi tersebut?





Berita Populer

Read More