Jika Anda masih berpikir bahwa Indonesia masih menjadi negara yang kaya energi, silakan pikir ulang lagi. Jika Anda beranggapan Indonesia adalah negara kaya akan minyak dan gas bumi (migas), tolong dipikir ulang lagi. Faktanya, sejak 2004 Indonesia telah menjadi negara importir minyak dan ironisnya lagi, hal itu akan disusul oleh gas.
Berdasarkan data Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), data produksi minyak Indonesia per Mei 2016 adalah 832.000 barrel per hari (BPOD), setara sekitar 1 persen produksi minyak dunia. Adapun produksi harian gas mencapai 8.215 MMSCFD. Menurut data yang sama, sejak 2003, produksi gas lebih besar daripada minyak. Kondisi itu terus berlanjut hingga saat ini.
Cadangan minyak Indonesia yang sudah terbukti mencapai sekitar 27 miliar barrel. Per Desember 2015, masih ada cadangan sebanyak 3,6 miliar barrel, setara 0,2 persen cadangan minyak dunia. Sisa yang ada, menurut analisis yang dirujuk SKK Migas hanya akan bertahan hingga 10 tahun ke depan untuk tingkat pemakaian yang tak berubah dari sekarang.
Cadangan gas Indonesia pun tak lebih banyak daripada minyak. Merujuk data BP Statistical Review of World Energy pada 2015, saat ini Indonesia memiliki cadangan gas di kisaran 100 TSCF, setara 1,5 persen cadangan gas dunia. Tahun 2025, pemerintah menetapkan kebutuhan sektor minyak itu 3,5 juta barel ekuivalen. “Sekarang baru 2,01 juta barel kita harus siap-siap kekurangan suplai 1,5 juta juta barel ekuivalen itu kalau tidak ada perubahan sana sini. Untuk menutupi kekurangan produksi tersebut, Indonesia melakukan impor. Jadi sebetulnya cuma mitos kalau dibilang kita kaya migas,” kata Kepala Humas SKK Migas Taslim Z Yunus, dalam sebuah diskusi dengan wartawan berbagai media belum lama ini.
Taslim menjelaskan bahwa saat ini reserve-replacement ratio produksi dan penggunaan migas Indonesia sangat rendah yakni hanya 60 persen. “Artinya yang kita temukan dengan yang diproduksinya defsit, artinya nombok setiap tahun 60 persen. Harusnya 100 persen, artinya setiap dikonsumsi produksinya juga setara, tapi lebih baik lagi kalau lebih. Seperti Vietnam 200 persen, Malaysia 160 persen, mereka selalu surplus,” ujarnya.
Harga Gas
Persoalan gas tidak melulu pada produksi, harga juga bisa menjadi batu sandungan dalam pengelolaan gas dalam negeri. Hingga saat ini harga gas dalam negeri lebih mahal ketimbang harga yang berlaku secara internasional.
Hal itu tidak terlepas dari anatomi perdagangan gas di Indonesia. Kepala Divisi Komersialisasi Gas Bumi SKK Migas Sampe L. Purba menjelaskan bahwa terdapat tiga anatomi perdagangan gas Indonesia, yaitu aspek supplier (hulu), pengguna industri, dan pemanfaatan akhir. “Pemanfaatan akhir ini untuk domestik bersubsidi, domestik komersial dan ekspor,” kata dia.
Menurutnya, pemanfaatan gas bumi Indonesia, berdasarkan data tahun 2016, sebesar 29,34 persen untuk ekspor dan 21,68 persen untuk industri. Dari sisi pemakaian sekitar 80-90 persen gas ditujukan untuk urusan kelistrikan. “PLN merupakan backbone gas domestik, sehingga kemampuan serap PLN menjadi penting. Sumber gas terdeteksi berada di bagian timur Indonesia, Sulawesi, dan Kalimantan, sedangkan permintaan berada di bagian selatan Indonesia,” papar Sampe. Kondisi ini akan menyebabkan kemungkinan tambahan harga berkaitan dengan distribusi, sambungnya lagi.
“Potensi harga gas nantinya akan dihadapkan pada kondisi ekspor atau impor dan nantinya siapa yang akan memanfaatkan gas bumi Indonesia. Perlu disadari bahwa Indonesia bukan negara dengan sumber gas yang paling kaya,” papar Sampe.
Pemerintah telah mengizinkan industri untuk impor langsung gas dengan harga murah. Namun, berdasarkan hitungan SKK Migas, impor gas tidak bisa menjamin penurunan harga di dalam negeri. Sampe menyebutkan, penjualan gas bumi memiliki beberapa skema dengan menyesuaikan pada Perpres 40 tahun 2016 mengenai penetapan harga gas bumi. “Terdapat perbedaan komponen cost dalam gas pipa dan LNG, karena dalam LNG terdapat dua proses lain yaitu shipping dan regasifkasi.” Harga gas alam cair (Liquifed Natural Gas/LNG) di pasar internasional lebih murah dibandingkan LNG yang diproduksi kilang di dalam negeri.
Namun masih banyak proses yang membuat struktur pembentukan harga gas sampai konsumen malah menjadi jauh lebih mahal dibandingkan LNG dalam negeri. “Harga LNG di luar negeri memang lebih murah dibandingkan di dalam negeri. Tapi masih ada proses struktur biaya dalam pembentukan harga sampai konsumen di dalam negeri,” jelas Sampe.
Tambahan biaya tersebut adalah biaya pengiriman, transmisi dan regasifkasi. Dengan adanya tambahan pembentukan harga gas tersebut, maka meski gas impor lebih murah, tidak menjamin harganya tetap murah di tingkat pengguna dalam negeri. Penurunan harga gas, menurut Sampe, hanya bisa dilakukan dengan memangkas biaya pembentukan harga gas.
Dia menjelaskan, harga LNG di dalam negeri 12 persen dari harga minyak dunia, sedangkan di luar 11 persen harga minyak. Misalnya harga minyak 50 dollar AS per barel, jadi harga LNG impor 5,5 Dollar AS per MMBTU, sedangkan harga LNG dalam negeri 6 dollar AS per MMBTU. “Harga tersebut belum bisa dipatok seperti itu. Harus ditetapkan besarannya sampai pengguna. Harga 6 dollar AS itu di landed price, masih harus ditambah transmisi 0,89 Dollar AS, regasifkasi 1 sampai 3 dollar AS, shipping 0,8 dollar AS,” jelas Sampe.
Risiko
Dengan kondisi tersebut, otoritas sendiri memprediksi bahwa tinggal menunggu saja bagi Indonesia untuk menjadi negara pengimpor energi. Dengan konsumsi migas Indonesia ratarata tumbuh 8 persen per tahun, tanpa upaya mencari sumber cadangan terbukti baru (eksplorasi) yang bernilai ekonomis, ancaman krisis energi sudah ada di depan mata.
Kepala Bagian Humas SKK Migas Taslim Z. Yunus mengatakan, saat ini memang kesenjangan antara produksi migas dengan konsumsinya memang semakin melebar setelah Indonesia menjadi net importer minyak di tahun 2004. Selain minimnya investasi untuk eksplorasi cadangan migas baru, industri hulu migas juga menghadapi masalah lamanya waktu yang dibutuhkan dari penemuan cadangan ke tahapan produksi.
Eksplorasi juga bukan upaya tanpa risiko. Butuh biaya besar dan teknologi tinggi, apalagi tren potensi cadangan migas Indonesia mengarah ke kawasan timur dan lautan dalam. Sudah begitu, pencarian tak selalu mendapati hasil sesuai harapan. Sebagai gambaran, merujuk data SKK Migas, pada kurun 2002-2010 ada 100-an perusahaan migas yang harus kehilangan biaya sekitar 3,9 miliar dollar AS karena ekplorasi tak berhasil. Situasi ini ibarat simalakama.
Pasokan tetap harus tersedia, tapi butuh biaya besar untuk mendapatkannya. Mengandalkan anggaran negara— dengan gambaran risiko sedemikian besar—juga bakal jadi persoalan baru di tengah gonjang-ganjing perekonomian global. Ini belum termasuk proses perizinan yang lama.“Proses bisnis dalam perizinan hulu migas memakan waktu yang tidak sebentar,” ujar Taslim.
Di sinilah kehadiran skema cost recovery dalam kontrak kerja sama bagi hasil (production sharing contract atau PSC) menjadi strategis. Ibaratnya, skema ini memindahkan risiko dari negara kepada investor atau perusahaan migas. Namun, bukan pula berarti kepemilikan lapangan migas beralih ke investor. Sebagaimana ketentuan konstitusi, kekayaan alam Indonesia tetap harus pula dikuasai negara.
Menurut Taslim, secara geologi, Indonesia sebenarnya masih memiliki potensi migas yang besar. Saat ini masih ada 74 cekungan yang belum dieksplorasi. Beberapa struktur baru juga masih ditemukan di dekat Lapangan Tangguh di Papua. “Secara geologi, kami masih optimis,” tandas Taslim.
