Menyoal Pembangkit Listrik Tenaga Sampah

Oleh : Fahmy Radhi, Pengamat Ekonomi Energi dan Pertambangan Universitas Gadjah Mada
MEDIA INDONESIAPada: Senin, 22 Jul 2019, 12:31 WIB

PADA saat memimpin rapat terbatas (ratas) dengan topik perkembangan pembangunan pembangkit listrik tenaga sampah (PLTSa), Presiden Joko Widodo kembali marah kepada sejumlah menteri dan gubernur atas masalah sampah Indonesia, yang belum secara maksimal diatasi. Dalam ratas itu, Presiden menekankan peliknya masalah sampah, yang menempatkan Indonesia menjadi negara kedua dengan volume sampah terbesar di dunia. Bahkan Menteri Koordinator Bidang Kemaritiman Luhut Binsar Pandjaitan juga ikut geram atas lambannya pengembangan PLTsa dalam pengelolaan sampah. 

Defisit Neraca Migas Semakin Menurun

Koran Sindo

Rabu, 10 Juli 2019 - 08:09 WIB

views: 176

Fahmy Radhi
Pengamat Ekonomi Energi Universitas Gadjah Mada

DALAM sidang kabinet di Istana Kepresidenan Bogor, Senin, 8 Juli 2019, Presiden Joko Widodo memperingatkan menteri Kabinet Kerja untuk meningkatkan kinerja di sektor ekonomi. Pasalnya, defisit Neraca Dagang Indonesia (NDI) pada periode Januari-Mei 2019 yang mencapai USD2,14 miliar.

Urgensi Percepatan Proyek Listrik 35 Ribu Mw

Urgensi Percepatan Proyek Listrik 35 Ribu Mw Fahmy Radhi  ;  Pengamat Ekonomi Energi UGM; Mantan Anggota Tim Antimafia Migas

                                              MEDIA INDONESIA, 28 April 2018

                                                           

DI tengah keraguan beberapa pihak, PLN (persero) justru berusaha keras untuk mempercepat realisasi pencapaian Proyek Listrik 35 Ribu Megawatt (Mw). Usaha yang dilakukan ialah menguatkan soliditas dan integrasi dengan berbagai pihak terkait. Salah satunya dengan menggandeng Kejaksaan Agung (Kejagung) untuk mempercepat realisasi Proyek Listrik 35 Ribu Mw. Tidak tangung-tangung, penandatanganan kerja sama PLN dan Kejagung dilakukan Direktur Utama PLN Sofyan Basir dengan Jaksa Agung Muda Perdata dan Tata Usaha Negara Kejaksaan Republik Indonesia, Loeke Larasati, yang dihadiri Jaksa Agung HM Prasetyo dan Menteri BUMN Rini M Soemarno. Dalam kerja sama tersebut, Kejagung akan memberikan bantuan hukum, pertimbangan hukum dan tindakan hukum lainnya, yang merupakan kewenangan kejaksaan di bidang perdata dan tata usaha negara. Tujuannya ialah memulihkan dan menyelamatkan keuangan, kekayaan, aset, serta menyelesaikan permasalahan lain di bidang hukum perdata dan tata usaha negara yang dihadapi PLN, termasuk permasalahan pembebasan lahan yang sering terjadi. Kerja sama tersebut menunjukkan komitmen PLN untuk lebih transparan dan akuntabel dalam proses pembangunan Proyek 35 Ribu Mw. Dengan transparansi dan akuntabel, PLN berkomitmen meminimkan potensi korupsi yang merugikan negara, baik dilakukan pengambil keputusan maupun kesalahan prosedur dalam pengambilan keputusan, yang bermuara pada potensi korupsi, seperti yang terjadi sebelumnya. Dengan meminimkan potensi korupsi, diharapkan tidak ada lagi pembangkit listrik yang mangkrak dalam pembangunan Proyek 35 Ribu Mw. Soliditas dan integrasi Upaya percepatan Proyek 35 Ribu Mw memang sangat urgen pasalnya pencapaian selama 3 tahun ini masih sangat rendah. Megaproyek 35 Ribu Mw itu mencakup 109 proyek. Sebanyak 35 proyek pembangkit dibangun PLN dengan total kapasitas 10.681 Mw. Sementara itu, 74 proyek dengan total kapasitas 25.904 Mw dibangun perusahaan swasta dalam skema independent power producer (IPP). Hingga memasuki tahun ketiga capaian pembangkit listrik yang sudah beroperasi secara komersial (commercial operation date) masih sangat rendah, yakni 1.584 Mw atau sekitar 0,05%. Namun, capaian tahap konstruksi sudah cukup besar, yakni 17.024 Mw atau sekitar 48,64%. Sementara itu, kontrak proyek IPP sudah mencapai 31.298 Mw atau sekitar 89,42%. Rendahnya capaian pembangkit yang sudah beroperasi secara komersial itu menjadi alasan bagi berbagai kalangan untuk mendesak agar dilakukan revisi proyek 35 Ribu Mw, baik revisi terhadap besaran 35 Ribu Mw yang dianggap terlalu besar maupun revisi terhadap target waktu penyelesaian. Revisi terhadap waktu penyelesaian barangkali masih bisa ditoleransi. Namun, revisi dengan memangkas 35 Ribu MW barangkali akan menimbulkan permasalahan serius di kemudian hari dalam penyediaan listrik. Penetapan 35 Ribu Mw sebenarnya sudah didasarkan pada sisi kebutuhan (demand based) untuk memenuhi 100% tingkat elektrifikasi, yang saat ini masih mencapai 93,8%. Selain itu, kapasitas listrik 35 Ribu Mw juga dibutuhkan untuk memasok peningkatan permintaan industri di kemudian hari, yang menopang pencapaian pertumbuhan ekonomi double digit. Memang selama 3 tahun terakhir ini, pertumbuhan ekonomi Indonesia masih stagnan rata-rata sekitar 5,02 per tahun. Namun, masih stagnannya pertumbuhan ekonomi tersebut jangan dijadikan sebagai alasan untuk mengurangi kapasitas Proyek Listrik 35 Ribu Mw hingga menunggu pertumbuhan ekonomi tinggi. Pada saat pembangunan infrastruktur--bendungan, tol, pelabuhan, dan bandara--sudah selesai, pada saat itulah diperkirakan pertumbuhan industri akan meningkat pesat. Kalau pasokan listrik tidak dapat memenuhi peningkatan permintaan industri, pertumbuhan industri akan terhambat, yang menyebabkan pertumbuhan ekonomi tidak akan bisa mencapai double digit. Bahkan, pertumbuhan ekonomi 7% saja sulit dicapai karena akan terjadi heated economic akibat kekurangan infrastruktur dan pasokan listrik, seperti yang pernah terjadi pada saat Pemerintahan Orde Baru. Dengan demikian, percepatan pencapaian Proyek Listrik 35 Ribu Mw tetap urgen untuk direalisasikan. Kalau pembangunan infrastruktur dan Proyek 35 Ribu Mw selesai, pada saat itulah pertumbuhan ekonomi Indonesia akan mencapai double digit growth. Selain soliditas, PLN harus mengintegrasikan pembangunan pembangkit listrik dengan pasokan energi primer, dalam suatu integrated supply chain. Untuk penggunaan gas sebagai energi primer, PLN harus mengintegrasikannya dengan PGN dan Pertagas. Tidak hanya dalam menjamin ketersediaan pasokan gas, tetapi juga dalam penyediaan jaringan pipa yang dibutuhkan untuk mengalirkan pasokan gas, dari hulu hingga pembangkit listrik. PLN harus memastikan ketersediaan jaringan pipa sehingga gas yang dibutuhkan sudah dapat disalurkan pada saat pembangkit listrik dioperasikan. Integrasi serupa juga harus dilakukan PLN dengan para pengusaha batu bara, utamanya dalam memastikan pasokan batu bara sesuai dengan kebutuhan. Soliditas PLN dengan berbagai pihak terkait, Kementerian BUMN, Kementerian ESDM, Kejaksaan Agung, termasuk pemerintah daerah, sangat diperlukan untuk mempercepat proses pembangunan Proyek 35 Ribu Mw. Integrasi antara PLN dan pemasok energi primer juga sangat dibutuhkan. Tanpa ada soliditas dan integrasi, jangan harap pencapaian Proyek 35 Ribu Mw dapat dicapai sesuai dengan target yang ditetapkan. ●

Integrasi dan Pendalaman Usaha BUMN Migas

Integrasi dan Pendalaman Usaha BUMN Migas Fahmy Radhi  ;   Pengamat Ekonomi Energi UGM;  Mantan Anggota Tim Reformasi Tata Kelola Migas

                                              MEDIA INDONESIA, 16 Maret 2018

                                                           

PRESIDEN Joko Widodo akhirnya menandatangani Peraturan Pemerintah Nomor 6 Tahun 2018 tentang Penambahan Penyertaan Modal Negara Republik Indonesia ke Dalam Modal Saham Perusahaan Perseroan PT Pertamina. Berdasarkan peraturan itu, pemerintah mengalihkan saham seri B milik pemerintah yang di PGN sebesar 13,8 miliar lembar saham ke dalam PT Perusahaan Gas Negara (persero). Dengan pengalihan saham itu, PGN resmi menjadi anak perusahaan Pertamina. Status PGN pun berubah, tidak lagi sebagai badan usaha milik negara (BUMN), tetapi hanya sebagai perseroan terbatas. Pembentukan holding migas memang merupakan suatu keniscayaan. Tujuannya ialah memperkuat dan memperdalam struktur usaha BUMN agar lebih efisien sehingga dapat bersaing di pasar global. Pembentukan holding migas itu diyakini dapat memperkuat struktur aset dan modal, serta mendorong BUMN migas dapat lebih efisien dan kompetitif. Dengan pengalihan saham tersebut, aset Pertamina meningkat dari US$56.050 juta naik menjadi US$62.446 juta. Pendapatan juga meningkat dari US$58.913 juta menjadi US$61.534. Demikian juga dengan dividen yang dibayarkan kepada pemerintah, naik dari US$703 juta menjadi US$840. Pembentukan holding migas juga dapat mengintegrasikan usaha sejenis sesama BUMN agar tidak terfragmentasi sehingga tidak harus saling bersaing di antara sesama BUMN migas. Selama ini, kedua BUMN pelat merah, PGN dan Pertagas, justru saling bersaing. Bahkan, tidak mau saling mengalah dalam pembangunan infrastruktur pipa yang dibutuhkan dalam distribusi gas dari hulu hingga mencapai konsumen akhir. PGN dan Pertagas saling berlomba membangun pipa di lokasi 'gemuk' yang lokasinya berdekatan. Tidak bisa dihindari, pembangunan pipa itu sering menimbulkan crossing, persinggungan pipa di area yang sama, sehingga menimbulkan inefisiensi penggunaan pipa. Dampaknya, pipa yang dibangun PGN dan Pertagas tidak pernah mencapai kematangan, yang mencapai di seluruh wilayah Indonesia. Ketidakmatangan penyediaan pipa ini menyebabkan harga gas di dalam negeri menjadi mahal. Sudah sejak dua tahun lalu, Presiden Jokowi memerintahkan untuk menurunkan harga gas di dalam negeri hingga mencapai US$6/mmbtu. Namun, hingga kini harga gas pada konsumen industri masih bertengger sebesar US$11/mmbtu. Selain itu, ketidakmatangan penyediaan pipa menyulut terjadinya krisis gas di beberapa daerah. Kekurangan infrastruktur pipa di daerah Sumatra Utara menyebabkan terjadinya krisis gas akibat kekurangan pasokan gas yang dibutuhkan di daerah tersebut karena tidak tercukupinya sambungan pipa dari hulu ke konsumen industri. Di Jawa Timur justru sebaliknya, terjadi kelebihan pasokan gas yang tidak dapat disalurkan ke daerah-daerah lain di sekitarnya lantaran tidak tersedianya infrastruktur pipa di daerah tersebut. Sementara itu, di daerah Jawa Barat yang terjadi justru kelebihan infrastruktur pipa akibat PGN dan Pertagas secara bersamaan membangun pipa di lokasi yang sama. Proses integrasi Oleh karena itu, pascapengalihan saham PGN ke Pertamina harus segera diikuti proses integrasi dan pendalaman usaha antara PGN dan Pertamina, termasuk seluruh anak perusahaan PGN dan Pertamina. Salah satu yang harus segera diintegrasikan ialah PGN dengan Pertagas, anak perusahaan Pertamina yang bergerak pada distribusi gas. Integrasi antara PGN dan Pertagas dalam pembentukan holding migas diharapakan bisa mendorong efisiensi dan kematangan pembangunan infrastruktur pipa gas sehingga dapat menurunkan harga gas di dalam negeri, sekaligus mengatasi krisis gas di beberapa daerah. Proses integrasi serupa juga harus dilakukan pada seluruh anak perusahaan, baik anak-anak perusahaan Pertamina maupun anak-anak perusahaan PGN untuk mencapai pendalaman usaha. Integrasi itu dapat dikelompokkan ke dalam klaster usaha sejenis di sektor hulu, midterm, dan hilir. Saka, anak perusahaan PGN yang punya usaha di sektor hulu, dapat digabungkan ke dalam Pertamina EP, anak perusahaan Pertamina yang bergerak di sektor hulu. Demikian juga dengan anak-anak perusahaan lainnya yang mempunyai kesamaan usaha harus segera diintegrasikan untuk mencapai pendalaman usaha. Selain integrasi dan pendalaman usaha, Pertamina harus segera melakukan penyusunan struktur organisasi secara menyeluruh, baik pada tingkat induk perusahaan maupun pada tingkat anak-anak perusahaan. Sebelum terbentuknya holding migas, Pertamina sebagai korporasi baru saja melakukan perombakan struktur organisasi, yang ditetapkan berdasarkan keputusan Menteri BUMN melalui SK-39/MBU/02/2018. Berdasarkan SK itu, struktur organisasi Pertamina berubah dengan adanya penghapusan direktorat gas dan tambahan tiga direktorat baru, yaitu direktorat pemasaran ritel, direktorat pemasaran korporasi, dan direktorat logistik supply chain dan infrastruktur. Tampaknya, struktur organisasi itu memang disiapkan untuk Pertamina sebagai perusahaan induk holding migas, meski saat itu holding migas belum secara resmi terbentuk. Kalau struktur organisasi itu yang akan digunakan, Pertamina masih harus melakukan tindak lanjut restrukturisasi organisasi, yang lebih sesuai bagi Pertamina sebagai perusahaan induk holding migas. Pertama, Pertamina harus merumuskan secara detail deskripsi job dari setiap direktorat agar tidak terjadi tumpang-tindih dan duplikasi. Harus ada pembagian yang jelas antara pemasaran korporasi dan pemasaran korporat. Berhubung direktoriat gas sudah dihapuskan, perlu penyatuan setiap usaha minyak dan gas, baik pada direktoriat pengolahan, hulu, maupun hilir. Kedua, Pertamina harus meminimkan adanya rangkap jabatan pada setiap direktorat. Ketiga, Pertamina harus segera menetapkan struktur organisasi pada setiap anak-anak perusahaan, yang merupakan turunan dari struktur organisasi induk perusahaan holding. Tanpa ada upaya integrasi dan pendalaman usaha serta restrukturisasi organisasi Pertamina sebagai perusahaan induk dan anak-anak perusahaan holding migas, jangan harap pembentukan holding migas dapat dioperasikan secara efisien dan efektif serta memberikan nilai tambah yang optimal bagi negeri ini, sesuai dengan tujuan yang ditetapkan dalam pembentukan holding migas. ●

Reformasi Menyeluruh Perizinan Investasi di Sektor Hulu Migas

Reformasi Menyeluruh Perizinan Investasi di Sektor Hulu Migas Fahmy Radhi  ;   Pengamat Ekonomi Energi UGM;  Mantan Anggota Tim Reformasi Tata Kelola Migas

                                              MEDIA INDONESIA, 06 Maret 2018

                                                           

SEJAK Januari 2018, Menteri Energi dan Sumber Daya Minenral (ESDM) Ignasius Jonan telah melakukan penataan regulasi dan perizinan secara berkelenjutan. Hingga 5 Maret 2018, sebanyak 186 regulasi, sertifikat, dan rekomendasi dicabut, terdiri 90 regulasi dan 96 sertifikasi/rekomendasi/perizinan di lingkungan ESDM. Sesuai arahan Presiden Joko Widodo, tujuan pentaaan regulasi dan perizinan itu adalah untuk lebih meningkatkan iklim investasi yang semakin kondusif, yang lebih ramah terhadap investor (investment friendly), sehingga dapat mendorong pertumbuhan ekonomi dan menciptakan lapangan pekerjaaan. Untuk mencapai investment friendly, yang propertumbuhan ekonomi dan penciptaan lapangan pekerjaan, Jonan telah mengembangkan 5 prinsip penataan regulasi dan perizinan yang lebih menekankan pada subtansi ketimbang bentuk regulasi (substances over form). Pertama, penataan regulasi harus mengacu pada pasal 33 UUD 1945 bahwa “pengelolaan kekayaan alam harus sebesar-besarnya bagi kemakmuran rakyat”. Kedua, prinsip governance yang transparan dan akuntabel serta mudah diimplementasikan. Ketiga, meminimkan segala bentuk hambatan (minimizing barrier to entry) bagi investor untuk melakukan investasi. Keempat, perlindungan kepada investor dari segala bentuk ketidakpatian (uncertainly protection) dan Kelima, keselamatan dan keamanan kerja (safety and security). Dengan kelima prinsip, penataan regulasi dan perizinan itu sangat tepat lantaran selama ini investor selalu mengeluhkan berbelitnya izin ivestasi di hulu Minyak dan Gas (Migas), yang cenderung penuh ketidakpastian (uncertainly). Penurunan produksi Migas hingga akhir 2017, salah satunya disebabkan oleh izin berbelit investasi di hulu Migas. Selama ini, rezim perijinan di hulu Migas sangat berbelit, panjang dan berjenjang. Prosedur preizinan melibatkan banyak instansi, baik di pusat maupun di tingkat pemerintah daerah. Ada sekitar 19 instansi pemerintah pusat dan pemerintah daerah yang berwenang mengeluarkan izin investasi, yang dibagi dalam 4 fase kegiatan. Fase survei dan eksplorasi ada 117 izin, fase pengembangan dan koonstruksi 137 izin, fase produksi 109 izin, dan fase paska operasi 10 izin. Total izin investasi di hulu Migas yang harus dilewati investor sebanyak 373 proses perizinan. Pengurusan izin prinsip pengeboran migas harus dilakukan secara berjenjang, mulai dari ijin Bupati/Wali Kota, Gubernur hingga Menteri, yang membutuhkan waktu sekitar 3 bulan, sedangkan pengurusan izin penggunaan bahan peledak dari Kepolisian, membutuhkan waktu sekitar 1 bulan. Untuk peralatan pengeboran yang masih diimpor harus menjalani pemeriksaan dalam bentuk master list, yang membutuhkan waktu sekitar 3 bulan. Jika lokasi pengeboran di area hutan lindung diperlukan izin dari Menteri Kehutanan, yang membutuhkan waktu 2 bulan. Persetujuan eksplorasi dari Kementerian ESDM paling cepat selama 4 bulan. Jangka waktu pengurusan seluruh perizin bisa mencapai lebih dari satu tahun hingga 2 tahum. Berbelit perizinan di sektor hulu migas itu tentunya sangat merugikan bagi investor, yang ujung-ujung mengurangi tingkat keekonomian, sehingga berpotensi menurunkan produksi Migas. Untuk mengatasi berbelitnya perizinan investasi hulu Migas, barangkali tidak cukup dilakukan penataan regulasi dan perizinan hanya di lingkungan kementerian ESDM saja. Namun, perlu dilakukkan reformasi perizinan secara menyeluruh, yang melibatkan semua Kementerian terkait dan instansi di daerah. Reformasi tersebut meliputi perampingan instansi yang berwenang memberikan izin, penyederhanaan dan percepatan proses perizinan yang dilakukan dalam satu atap di BKPM. Sementara instansi terkait cukup memeberikan rekomendasi saja, kalau memang masih dibutuhkan. Rekomendasi aspek teknik migas dan keamanan dikeluarkan oleh Kementerian ESDM dan Polri, aspek tata ruang oleh Pemerintah daerah, aspek infrastruktur oleh Kementerian Pekerjaan umum, dan rekomendasi aspek lingkungan hidup dikeluarkan oleh Kementerian Lingkungan Hidup. Jumlah perizinan yang hingga kini masih sebanyak 373 proses perizinan harus dipangkas menjadi 16 proses perizinan. Masing-masing fase dipersingat menjadi paling banyak 4 proses perizinan untuk setiap fase berdasarkan kluster ditetapkan. Seluruh proses perizinan tersebut harus dapat diselesaikan paling lama dalam 3 bulan saja. Selain itu, seluruh proses pengurusan perizinan dan pengajuan rekomendasi sebaiknya difasilitasi oleh SKK Migas. Melalui perwakilan di Daerah, SKK Migas bisa memfasilitasi pengurusan izin hingga di tingkat Pemerintah Daerah. Dengan difasilitasi SKK Migas, investor tidak lagi dipusingkan dengan proses pengurusan perizinan, sehingga investor dapat lebih fokus pada kegiatan eksplorasi dan eksplotasi, serta produksi. Bahkan dimungkinkan sejak investor sudah mengajukan permintaan pengurusan izin ke SKK Migas, pada saat itulah investor dapat memulai kegiatan eksplorasi dan eksploitasi. Dengan demikian, investor dapat mempercepat proses produksi perdana, yang dapat meningkatkan keekonomian bagi investor. Tanpa adanya reformasi perizinan secara menyeluruh pada semua instansi terkait, baik di tingkat pusat maupun di tingkat daerah, jangan harap iklim investasi di hulu Migas menjadi kondusif, meskipun penataan regulasi dan perizinan di lingkungan Kementerian ESDM telah dilakukan secara berkelanjutan. Tetap saja iklim investasi di hulu Migas tidak ramah terhadap investor (investment unfriendly), yang tidak mampu mendorong pertumbuhan ekonomi dan penciptaan lapangan pekerjaan. ●

Menakar DMO Harga Batubara

Menakar DMO Harga Batubara Fahmy Radhi  ;   Pengamat Ekonomi Energi UGM;  Mantan Anggota Tim Reformasi Tata Kelola Migas

                                                KORAN SINDO, 27 Februari 2018

                                                           

Sejak Agustus 2017, harga batu bara di pasar dunia benar-benar membara. Harga batu bara ini masih terus melambung hingga Februari 2018. Kenaikan ini menarik dicermati karena Perusahaan Listrik Negara (PLN) menggunakan batu bara lebih dari 57% dari total energi primer untuk pembangkit listrik. Pada saat harga batu bara naik, beban PLN otomatis semakin berat. Akan kah kenaikan harga batu bara ini berdampak pada kenaikan tarif listrik? HargaBatubara Acuan(HBA) pada penyerahan Agustus 2017 secara Free on Board di atas kapal pengangkut (FOB vessel) sudah mencapai USD83,97 per metrik ton. Ban dingkan dengan periode yang sama pada 2016, HBA FOB ma sih USD58,37 per metrik ton. Penjualan batu bara pa - da kon trak Februari 2018, HBA FOB naik kembali hingga men - capai USD94,70 per metrik ton. Kenaikan harga batu bara itu salah satunya dipicu oleh ting ginya permintaan impor batu bara dari China. Pada per - te ngah an Februari 2018, im por batu bara China meng alami ke - naikan sebesar 4,5% di ban - ding kan periode sama pada Januari 2018, yakni hingga men jadi 2,75 juta metrik ton. Ini yang semakin mengerek harga batu bara dunia. Me - nurut Bloomberg, pada pe nu - tupan perdagangan Selasa 13 Februari 2018, harga batu bara kontrak pengiriman April 2018 di ICE Future Ex cha nge naik 1,5% hingga mencapai USD 97,85 per metrik ton. Di tengah pembatasan produksi batu bara di China, permintaan batu bara global ma sih akan cukup tinggi. Negara dari kawasan Uni Eropa kini juga te - ngah berusaha untuk mem - buka kembali kran impor, se - dangkan produksi Amerika Se - rikat semakin digalakkan demi me me nuhi program nu klir di dalam negeri. Dalam kon disi per min taan yang cen derung se makin meningkat, harga batu bara di prediksikan kem - bali melam bung hingga me - nembus harga di atas level USD100 per metrik ton. Melambungnya harga batu bara itu sudah pasti se ma - kin memberatkan beban PT PLN. Tidak bisa di - hindari, setiap kenaikan harga batu bara sudah pasti akan menaikkan harga po kok penyediaan (HPP) lis trik, yang mestinya akan ber imbas pada penaikan tarif listrik. Ma sa lah nya, pe - me rin tah su dah me - mu tuskan untuk ti dak menaikkan tarif lis trik, yang ber laku se jak 1 Januari hing ga 31 Maret 2018. Bah kan, keti dak naikan tarif lis trik itu ko non akan diperpanjang sam - pai akhir 2019. Me nurut Men - teri ESDM Ig nasius Jonan, ke - pu tusan pe merintah untuk tidak me naik kan tarif listrik pada pe riode Januari sampai Ma ret 2018 tersebut untuk men jaga daya beli ma syarakat. Kestabilan harga listrik ini merupakan keinginan Presiden Joko Widodo yang ber tu - juan menjaga stabilitas eko - nomi sepanjang masa pe me - rintahannya. Pemerintah juga berharap dengan terjaganya kestabilan tarif listrik maka target rasio elektrifikasi nas io - nal bisa menembus angka se - kitar 99% untuk dua tahun ke depan. Memang keputusan untuk tidak menaikkan tarif listrik merupakan komitmen keber pi - hak an pemerintahan Jokowi kepada rak yat yang daya be linya sedang melemah. Ke pu tusan itu juga untuk me ngendalikan inflasi. Pasalnya, kenaikan tarif listrik secara signifikan memicu laju inflasi, yang ujung-ujungnya menam bah beban rakyat mis kin. Na mun, di tengah me - lam bung nya harga batu bara, PLN tidak dapat menaikkan tarif listrik sehingga mem be - ratkan bagi PLN. Merespons ke ingi nan pe - merintah untuk tidak me - naikkan tarif listrik, ma na jemen PLN mau tidak mau harus menekan biaya ope ra sional di tengah naiknya harga batu bara yang menjadi bahan bakar un - tuk sebagian besar pem bang - kit listrik yang di operasikan perusahaan listrik pelat me - rah itu. Memang keputusan un - tuk tidak menaikkan ta - rif listrik merupakan komitmen keber - pi hakan pe me - rintahan Jokowi kepada rak yat yang daya bel i - nya sedang me - le mah. Keputus an itu juga untuk me ngenda li kan inflasi. Pa sal nya, ke naik - an tarif listrik secara signifikan memicu laju inflasi, yang ujungujungnya menam bah be ban rakyat mis kin. Na mun, di tengah melam bungnya harga batu bara, PLN tidak da pat menaikkan tarif listrik se hingga mem be - ratkan bagi PLN. Kalau harga batu bara terus membara, sedangkan tarif lis - trik tetap tidak dinaikkan hing - ga akhir 2019, PLN akan me - nanggung potensi kerugian yang sangat besar. Pada 2017, PLN mematok harga batu bara sebesar USD63 per metrik ton. Ke nyataannya, HBA sudah men capai rata-rata USD82 per metrik ton sehingga PLN harus menanggung kerugian hingga mencapai Rp14 triliun se panjang 2017. Jika potensi ke ru - gian itu berlangsung terus-me - nerus hingga akhir 2019, tidak menutup kemungkinan PLN akan di ambang proses ke bang - krutan. Jika benar PLN meng - ala mi kebangkrutan, tidak bisa dihindari negeri ini akan kem - bali menjadi gelap gulita. PLN bisa jadi akan berubah menjadi “Perusahaan Lilin Negara”. Untuk mencegah proses ke - bangkrutan PLN, jalan satu-sa - tunya yang bisa ditempuh saat ini adalah mengendalikan har - ga batu bara yang dibeli PLN melalui skema Domectic Mar ket Ob logation (DMO). Dalam ske - ma DMO, harga batu bara yang di jual kepada PLN di te tapkan oleh pemerintah, se dang kan har ga batu bara yang dijual di luar PLN dan diekspor dite tap - kan berdasarkan me ka nisme pa sar. Penerapan DMO harga batu bara itu merupakan jalan te ngah untuk mengu rangi be - ban PLN, dengan se dikit me - ngurangi penda patan peng usaha batu bara, yang sudah me - raup pendapatan besar (wind - fall) atas me ro ketnya har ga ba - tu bara sejak Agus tus 2017. Tujuan pe ne tapan DMO har ga batu bara ada lah me me - nuhi ke pen tingan PLN, ma u - pun ke pen tingan pe ng usaha batu bara, tan pa menu run kan pen da pat an negara bukan pajak (PNBP) dari pemba yar an ro yal ti. Untuk itu, prinsip dalam pe netapan DMO harga batu bara adalah ber bagi ke - untungan dan ke ru gian (share gain, share pain ), de ngan skema batas atas dan batas bawah (ceiling and floor price). Pada saat harga batu bara melambung tinggi, pengusaha menjual batu bara ke PLN de - ngan harga batas atas (ceiling price). Sebaliknya, pada saat har ga batu bara terpuruk ren - dah maka PLN harus membeli ba tu bara dengan harga batas ba wah (floor price). Misalnya ba - tas bawah ditetapkan USD55 dan batas atas USD65 permetrik ton. Pada saat harga batu bara dunia seperti seka rang men capai USD97,85 per me trik ton, PLN akan membeli batu bara dengan harga USD65 per metrik ton. Sebaliknya, pa da saat harga batu bara dunia ter - pe rosok, taruhlah USD22,15 per metrik ton, maka PLN ha rus membeli dengan harga USD55 per metrik ton. Untuk me mi ni - malisasi ketidakpasti an bisnis (business uncertainly) akibat fluk tuasi harga batu bara, kontrak penjualan batu bara kepa da PLN harus dite tapkan dalam jangka panjang, lebih dari lima tahun, dengan pembayaran tepat waktu (on time payments) Penerapan DMO harga batu bara dengan skema ceiling and floor price diharapkan dapat me ringankan beban PLN saat harga batu bara lagi mem bubung tinggi, sekaligus tidak me - rugikan bagi pengusaha pada saat harga batu bara ter puruk rendah. Penggunaan skema cei - ling and floor price ber dasarkan prinsip share gain, share pain sesungguhnya meru pakan penerapan prinsip “gotong royong”, bak peri ba hasa mengatakan “be rat sama-sama dipikul, ri - ngan sama-sa ma dijinjing”. Dengan prinsip “gotong ro - yong” itu, PLN tidak harus me - nanggung beban berat saat pe - merintah memutuskan untuk tidak menaikkan tarif listrik di tengah melambungnya harga batu bara dunia. Sementara itu, pengusaha batu bara tetap dapat menjalankan operasi usahanya dengan masih memperoleh keuntungan proporsional, dan negara masih memperoleh PNBP dari royalti yang dibayarkan oleh pengusaha batu bara. ●

Menakar Gross Split dalam Investasi Hulu Migas

Menakar Gross Split dalam Investasi Hulu Migas Fahmy Radhi  ;   Pengamat Ekonomi Energi UGM;  Mantan Anggota Tim Reformasi Tata Kelola Migas

                                           MEDIA INDONESIA, 07 Februari 2018

                                                           

KEMENTERIAN Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) mengumumkan hasil lelang Tahap I Tahun 2017 Wilayah Kerja (WK), merupakan lelang pertama yang menggunakan skema gross split. Jumlah WK yang ditawarkan ialah 10 WK, terdiri dari 7 WK penawaran langsung dan 3 WK lelang reguler. Dari 7 WK, ada 5 pemenang lelang penawaran langsung,terdiri dari Andaman I, Andaman II, Merak-Lampung, Pekawai, dan West Yamdena. Adanya investasi di 5 WK itu mengindikasikan bahwa penggunaan gross split sesungguhnya lebih diminati investor ketimbang penggunaan product sharing contract (PSC). Selama 5 tahun terakhir penggunaan PSC, WK yang diminati investor pada 2013 sampai dengan 2017 rata-rata sebanyak 3 WK. Sedangkan penggunaan gross split pada lelang Tahap I/2017 saja sudah ada 5 WK yang diminati investor. Dengan demikian, berita yang beredar di publik bahwa gross split tidak diminati investor ternyata tidak benar. Barangkali, berita keliru itu sengaja dihembuskan pihak tertentu, yang terancam tidak bisa lagi berburu rente pada pengajuan cost recovery akibat pemberlakukan gross split. Mereka melakukan berbagai upaya sistemik untuk mencegah pemberlakukan gross split, termasuk menghembuskan berita bohong dan provokasi bahwa gross split merugikan investor. Namun, investor tentunya sangat rasional dalam memutuskan setiap investasi hulu migas yang menggunakan gross split. Investor tentu membuat proyeksi cost and benefit yang terukur. Keputusan investor untuk berinvestasi di 5 WK dengan gross split pasti sudah memproyeksikan kelayakan proyek, berdasarkan net present value (NPV), maupun tingkat internal rate of return (IRR). Berdasarkan Peraturan Menteri (Permen) ESDM Nomor 08 Tahun 2017 tentang Kontrak Bagi Hasil, Menteri ESDM memberlakukan gross split pada Januari 2017. Keputusan Menteri Jonan mengubah skema kontrak dari PSC menjadi gross split merupakan keputusan cukup berani, yang belum pernah diputuskan Menteri ESDM sebelumnya. Pasalnya, selama puluhan tahun investor sudah merasa nyaman berinvestasi di hulu migas yang menggunakan PSC dengan cost recovery. Dengan penghapusan cost recovery, pemerintah bisa menghemat pengeluaran cost recovery dalam jumlah yang besar, mencapai US$10,4 miliar pada APBN 2017. Ironisnya, pada 2016 penerimaan pemerintah dari migas sebesar Rp9,9 triliun lebih rendah daripada cost recovery sebesar Rp11,5 triliun. Menteri Jonan pada 2017 berhasil menaikkan kembali penerimaan negara menjadi Rp13,1 triliun lebih besar daripada cost recovery sebesar Rp11,3 triliun. Namun, tidak ada jaminan bahwa penerimaan negara dapat selalu lebih besar ketimbang cost recovery, selama masih menggunakan cost recovery. Selain itu, pengajuan cost recovery kepada pemerintah sering kali digunakan sebagai modus penyelewengan yang merugikan negara. Penggunaan gross split sesungguhnya memberikan mutual benefit, selain menguntungkan bagi pemerintah, juga menguntungkan bagi investor. Split bagian investor dinaikkan dari 15% menjadi 43% untuk minyak dan 48% untuk gas. Bahkan, split bagian investor itu masih bisa bertambah besar dengan adanya insentif. Adanya insentif itu, tidak menutup kemungkinan total split bagian investor bisa lebih besar daripada split pemerintah. Pemerintah juga memberikan insentif fiskal melalui Peraturan Pemerintah (PP) No 53 Tahun 2017 yang menetapkan tidak ada pengenaan pajak pada tahapan eksplorasi hingga produksi perdana. Pengenaan pajak tidak langsung (indirect tax) pada masa produksi akan diperhitungkan di dalam keekonomian lapangan, yang akan dikompensasi melalui split adjustment. Adapun, lost tax carry forward dapat diperpanjang hingga 10 tahun. Penggunaan skema gross split juga dapat mendorong investor untuk melakukan penghematan biaya. Pasalnya, semua biaya yang dikeluarkan ditanggung sepenuhnya oleh investor, sehingga investor harus menghemat biaya. Selain itu, procurement yang dilakukan investor menjadi lebih sederhana dan cepat, tanpa melalui birokrasi yang panjang dan berbelit. Tidak dibutuhkan lagi verifikasi dan persetujuan oleh SKK Migas, sehingga proses procurement semakin cepat. Selama ini, investor mengeluhkan lambat dan berbelit birokrasi, yang berdampak terhadap ketidakefisienan kegiatan explorasi hulu migas. Dengan penggunaan gross split, jumlah investor hulu migas diperkirakan semakin meningkat dan akan meningkatkan lifting migas yang selama ini cenderung turun. Peningkatan lifting diharapkan dapat mengangkat pendapatan negara dari sektor migas dan menurunkan cost recovery. ●

Menyoal Holding BUMN Migas

Menyoal Holding BUMN Migas Fahmy Radhi  ;  Pengamat Ekonomi Energi UGM;  Mantan Anggota Tim Reformasi Tata Kelola Migas

                                                 KORAN SINDO, 25 Januari 2018

                                                           

SETELAH berhasil membentuk holding  Badan Usaha Milik Negara (BUMN) Tambang, Menteri BUMN Rini Soemarno semakin percaya diri untuk segera membentuk BUMN Minyak dan Gas (Migas) yang sudah dua tahun terbengkalai. Rini sudah memerintahkan kepada direksi PT Perusahaan Gas Negara (PGN) Persero Tbk untuk segera melaksanakan Rapat Umum Pemegang Saham Luar Biasa (RUPSLB) sebagai tahapan dalam pembentukan holding. Agenda utama RUPSLB PGN pada 25 Januari 2018 ini adalah perubahan anggaran dasar untuk memuluskan pembentukan holding migas. Dalam era persaingan global, pembentukan holding migas memang merupakan suatu keniscayaan. Tujuannya adalah untuk memperkuat dan memperdalam struktur usaha BUMN agar bisa bersaing di pasar global. Pembentukan holding itu diyakini dapat memperkuat struktur aset dan modal, serta mendorong BUMN Migas agar lebih efisien dan kompetitif. Pembentukan holding migas juga dapat mengintegrasikan usaha sejenis sesama BUMN sehingga tidak harus saling bersaing di antara sesamanya. Namun, pembentukan holding BUMN Migas tidak boleh dilakukan bergegas dan menempuh jalan pintas melalui skema inbreng, yakni dengan mengalihkan seluruh saham seri B milik negara Republik Indonesia di PT PGN ke PT Pertamina (Persero). Dalam skema inbreng itu, Pertamina ditunjuk sebagai induk perusahaan holding migas, sedangkan PT PGN dijadikan sebagai anak perusahaan. Dalam skema itu pembentukan holding  migas seolah hanya simplifikasi Pertamina untuk “mencaplok” PGN saja. Pendekatan top down melalui skema inbreng merupakan jalan pintas bergegas, yang dikhawatirkan akan menimbulkan resistensi sehingga justru menghambat proses pembentukan holding migas. Mestinya pembentukan holding menggunakan pendekatan bottom up yang mendorong integrasi usaha BUMN sejenis melalui merger dan/atau akuisisi. Salah satunya adalah integrasi antara PGN dengan Pertagas, anak perusahaan Pertamina memiliki usaha sejenis dengan PGN, yang bergerak di bidang usaha distribusi gas. Selama ini kedua BUMN pelat merah itu justru saling bersaing, bahkan tidak mau saling mengalah dalam pembangunan infrastruktur pipa yang dibutuhkan dalam distribusi gas dari hulu hingga mencapai konsumen akhir. PGN dan Pertagas saling berlomba membangun pipa di lokasi “gemuk” yang lokasinya berdekatan. Tidak bisa dihindari, pembangunan pipa itu sering menimbulkan crossing, persinggungan pipa di area yang sama sehingga menimbulkan inefisiensi, dan tidak pernah mencapai kematangan dalam penyediaan pipa di seluruh wilayah Indonesia. Ketidakmatangan penyediaan pipa ini sering kali memicu adanya krisis gas di berbagai daerah. Kekurangan infrastruktur pipa di daerah Sumatera Utara menyebabkan terjadi krisis gas akibat kekurangan pasokan gas yang dibutuhkan di daerah  itu karena tidak tercukupinya sambungan pipa dari hulu ke konsumen. Sedangkan di Jawa Timur justru sebaliknya, terjadi kelebihan pasokan gas yang tidak bisa disalurkan ke daerah-daerah lain di sekitarnya lantaran tidak tersedianya infrastruktur pipa di daerah tersebut. Sementara di daerah Jawa Barat terjadi adalah kelebihan infrastruktur pipa akibat PGN dan Pertagas secara bersamaan membangun pipa di lokasi yang sama. Inefisiensi dan ketidakmatangan infrastruktur pipa itu tidak hanya menimbulkan krisis gas di berbagai daerah, tetapi juga menjadi salah satu pemicu mahalnya harga gas industri di dalam negeri. Sudah sejak setahun lalu, Presiden Joko Widodo memerintahkan untuk menurunkan harga gas di dalam negeri hingga mencapai USD6/ MMbtu. Namun, hingga kini harga gas pada konsumen industri masih bertengger sebesar USD11/ MMbtu. Integrasi antara PGN dan Pertagas dalam proses pem­bentukan holding migas diharapkan bisa mendorong efisiensi dan kematangan pembangunan infrastruktur pipa gas sehingga bisa menurunkan harga gas di dalam negeri. Integrasi itu semestinya dilakukan dengan cara PGN mengakuisisi Pertagas, bukan sebaliknya. Pasalnya, aset dan kepemilikan pipa PGN jauh lebih besar ke­timbang kepemilikan Pertagas. Selain itu, PGN merupakan perusahaan publik dengan tingkat governance yang lebih baik dan transparan daripada Pertagas. Dalam kondisi tersebut, akan menjadi anomali kalau Pertagas yang mengakuisisi PGN dalam proses integrasi pembentukan holding  migas. Proses integrasi serupa antara PGN dan Pertagas harus dilakukan juga pada seluruh anak perusahaan, baik anak perusahaan Pertamina maupun anak perusahaan PGN. Integrasi itu dapat dikelompokkan ke dalam kesamaan kluster usaha di sektor hulu, midterm, dan hilir. Saka, anak perusahaan PGN yang punya usaha di sektor hulu, dapat diakuisisi oleh PT Pertamina EP yang punya usaha sejenis. Demikian juga dengan anak-anak perusahaan lainnya mempunyai kesamaan usaha juga harus segera diintegrasikan melalui merger dan/atau akuisisi. Setelah proses integrasi seluruh BUMN Migas terjadi menyeluruh, pada saat itulah dibentuk perusahaan induk holding BUMN Migas. Opsinya bisa menunjuk Pertamina sebagai perusahaan induk holding  BUMN Migas, sedangkan PGN dan BUMN Migas lainnya menjadi anak perusahaan. Alternatifnya, dibentuk perusahaan baru yang bertindak sebagai perusahaan induk holding  migas. Perusahaan induk itu akan membawahi seluruh BUMN Migas, termasuk Pertamina dan PGN. Kalau dipaksakan menjadikan Pertamina sebagai perusahaan induk holding dikhawatirkan justru akan memberatkan Pertamina. Pasalnya, Pertamina harus menjadi perusahaan induk holding sekaligus sebagai pelaku bisnis migas di sektor hulu, midterm, dan hilir, sebagai anak perusahaan. Belum lagi, Pertamina masih harus menjalankan penugasan distribusi BBM dan pelaksanaan kebijakan BBM Satu Harga. Alternatif pembentukan perusahaan baru akan lebih baik ketimbang menunjuk Pertamina sebagai induk holding  BUMN Migas. Kepemilikan saham perusahaan induk holding  migas itu harus 100% dikuasai negara. Sedangkan anak-anak perusahaan, termasuk Pertamina dan PGN, diperbolehkan menjual saham di pasar modal. Maksimal share down sebesar 49% saham sehingga mayoritas kepemilikan saham tetap dikuasai BUMN Migas. Tanpa diawali dengan tahapan integrasi seluruh BUMN Migas melalui pendekatan bottom up, jangan harap bisa membentuk holding migas yang efisien dan kompetitif serta memberikan nilai tambah optimal bagi negeri ini. Dengan memaksakan pendekatan top down melalui skema inbreng, publik akan menilai bahwa pembentukan holding migas hanya semata-mata memuluskan jalan bagi Pertamina untuk mencaplok PGN belaka. ●

Haruskah Harga BBM Dinaikkan?

Haruskah Harga BBM Dinaikkan? Fahmy Radhi  ;  Pengamat Ekonomi Energi UGM

                                            MEDIA INDONESIA, 23 Januari 2018

                                                           

SEJAK 2017 hingga memasuki awal 2018, harga minyak dunia cenderung mengalami kenaikan signifikan, yang puncaknya mencapai US$70,37 per barel, harga tertinggi sejak Desember 2014. Meskipun sempat turun, tetapi harga minyak dunia masih bertengger cukup tinggi mencapai US$63,61 per barel pada perdagangan 16 Januari 2018. Tingginya harga minyak dunia itu memang berpotensi menambah beban Pertamina dalam mendistribusikan BBM Penugasan. Pasalnya, pemerintah sudah memutuskan untuk tidak menaikan harga BBM penugasan hingga Maret 2018. Sejak dua tahun lalu, pemerintah sesungguhnya sudah menghapus subsidi premium. Sedangkan subsidi solar masih diberikan subsidi tetap, berkisar antara Rp500 per liter hingga Rp1.000 per liter. Kendati subsidi premium sudah dihapuskan, namun keputusan penetapan harga premium dan solar masih ditetapkan oleh pemerintah. Pada saat harga minyak dunia sedang rendah dan pemerintah menetapakan harga BBM di atas harga keekonomian, Pertamina dapat meraup kentungan besar. Sebaliknya, pada saat harga minyak dunia sedang melonjak dan Pemerintah menetapkan harga BBM di bawah harga keekonomian, Pertamina memang menanggung potensi kerugian (opportunity loss) Direktur Pertamina Elia Massa menglaim bahwa dengan harga acuan Indonesian Crude Price (ICP) pada kisaran US$59 per barrel, potensi opportunity loss bisa mencapai sekitar Rp19 triliun. Dengan kenaikkan harga ICP mencapai US$70 per barrel, maka potensi opportunity loss Pertamina akan semangkin membengkak, kalau pemerintah berkukuh tidak menaikan harga BBM. Pertaanyaannya, di tengah kenaikan harga minyak dunia saat ini, haruskah Permintah menaikkan harga BBM? Keputusan Pemerintah untuk tidak menaikan harga BBM, selain untuk menekan laju inflasi, juga untuk meringankan beban rakyat sebagai konsumen, yang daya belinya sedang melemah. Namun, pemerintah sesunguhnya tidak membiarkan Pertamina begitu saja dalam menanggung potensi opportunity loss sebagai dampak keputusan pemerintah untuk tidak menaikan harga BBM. Dalam formula penetapan harga jual BBM, pemerintah sebenarnya sudah memasukkan komponen biaya penugasan sekitar Rp550 per liter dan memberikan margin kepada Pertamina sekitar Rp250 per liter. Selain itu, pada saat penetapan harga BBM di atas harga keekonomian, Pertamina menikmati keuntungan besar sebagai wind fall. Pada saat harga ICP merosot pada kisaran US$38 per barel pada 2016, pemerintah memutuskan tidak menurunkan harga jual BBM, sehingga Pertamina maraih keuntungan sekitar Rp40 triliun. Kalau potensi kerugian penjualan harga BBM pada 2017 sebesar Rp19 triliun dikompensasikan dengan keuntungan pada 2016, Pertamina masih mengantongi selisih keuntungan sekitar Rp21 triliun (Rp40 triliun – Rp19 triliun). Sisa keuntungan itu masih sangat memadai untuk menutup potensi kerugian Pertamina, akibat kenaikan harga minyak dunia pada 2018. Di luar wind fall yang dinikmati Pertamina, pemerintah juga memberikan beberapa kompensasi kepada Pertamina. Salah satunya ialah pemberian hak pengelolaan Blok Mahakam terhitung sejak 1 Januari 2018. Dengan pemberian non-cash asset Blok Mahakam, aset Pertamina bertambah sebesar US$9,43 miliar atau sekitar Rp122,59 triliun. Adanya tambahan aset sebesar itu, total aset Pertamina kini naik menjadi US$ 54,95 miliar atau sekitar Rp714,35 triliun. Dengan keputusan Pemerintah menetapkan share down 39% saham Blok Mahakam, Pertamina akan memeproleh cash inflow dalam bentuk fresh money sekitar US$3,68 miliar atau sebesar Rp47,84 triliun. Berdasarkan data produksi sebelumnya, potensi pendapatan netto, setelah dikurangi cost recovery, selama tahun 2018 diprediksikan akan mencapai sebesar US$317 juta atau sekitar Rp4,12 triliun. Kalau diperhitungkan cash inflow dari wind fall 2016 sebesar Rp40 triliun, dari share down saham Blok Mahakam pada awal 2018 sebesar Rp47,84 triliun, dan potensi pendapatan bersih pengelolaan Blok Mahakam pada akhir 2018 sebesar Rp4,12 triliun, maka total cash inflow pada 2016-2018 sebesar Rp91,96 triliun. Jumlah itu masih sangat mencukupi untuk menutup potensi opportunity lost akibat tidak dinaikkan harga BBM pada 2017-2018. Bahkan sepanjang 2019 tidak perlu ada penaikan harga BBM, lantaran total cash inflow itu masih sangat memadai untuk menutup potensi opportunity lost Pertamina hingga akhir 2019. Berdasarkan hitungan tersebut, pemerintah harus istiqomah dengan keputusan yang sudah diputuskan untuk tidak menaikkan harga BBM hingga Maret 2018. Bahkan pemerintah masih punya cukup ruang untuk tidak menaikkan harga BBM hingga akhir 2019 lantaran Pertamina masih memiliki bantalan cash inflow, yang sangat cukup untuk menutup kerugian Pertamina. ●