Arah Komitmen Pengembangan Energi Baru Terbarukan  Irine Handika  ;  Dosen di Fakultas Hukum dan Peneliti di Pusat Studi Energi (PSE) UGM)

                                                        KOMPAS, 23 Maret 2021

 

 

                                                           

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral dalam Siaran Pers Nomor 051.Pers/04/ SJI/2020 menargetkan porsi energi baru terbarukan atau E(B)T sebesar 13,4 persen pada 2020 dan bertahap ditingkatkan menjadi 14,5 persen pada tahun ini. Angka itu merupakan target yang masih harus dikonfirmasi realisasinya.   Namun, paling tidak, terlihat bahwa jalan untuk mencapai target 23 persen porsi E(B)T dalam bauran energi primer (BEP) masih panjang. Pada kondisi itu, apakah pemerintah benar-benar memiliki komitmen? Pertanyaan itu penting karena jika ingin mencapai target 23 persen, strategi akselerasi harus dipilih, dan ini hanya dapat dilakukan jika pemerintah benar-benar punya komitmen.   Kebijakan Energi Nasional (KEN) menargetkan minimum 23 persen porsi E(B)T di 2025 dan minimum 31 persen di 2050. Ada sejumlah catatan penulis tentang target itu, ditinjau dari perspektif hukum.   Pertama, pendekatan yang mencampur energi baru (EB) dan energi terbarukan (ET) sedari awal sudah membingungkan. Ketelanjuran yang sepertinya berawal dari kebiasaan menggunakan istilah EBT yang terbawa hingga penyusunan regulasi. Manakala ditetapkan sebagai target nasional, berapakah persentase masing-masing?   Jika pada realitasnya yang dikembangkan adalah ET, dapatkah dikatakan target tercapai karena nyatanya EB tak menyumbang porsi. Lebih lanjut, definisi EB merujuk pada kebaruan teknologi yang terikat pada relativitas waktu.   Artinya, ada kenisbian yang dinormatifkan dalam KEN yang berlaku mengikat untuk jangka waktu panjang hingga 2050. KEN di sisi lain menetapkan jenis-jenis EB, seperti nuklir dan coalbed methane (CBM).   Patut dipertanyakan apakah sumber energi tersebut masih disebut EB jika sudah berhasil dikembangkan? Terlebih, jika sumber energi itu sudah dikembangkan sejak dulu di negara-negara lain, akankah kita tetap mempertahankannya sebagai sesuatu yang baru? Pada konteks pertama ini, sulit untuk mencapai target jika desain pengaturan tidak dibuat tuntas dan jelas.   Kedua, apakah KEN sungguh-sungguh dimaksudkan sebagai instrumen mencapai bauran energi? Pasal 9 KEN mendesain target BEP: E(B)T lebih dari 23 persen (2025) dan lebih dari 31 persen (2050), minyak lebih dari 25 persen (2025) dan lebih dari 20 persen (2050), gas lebih dari 22 persen (2025) dan lebih dari 24 persen (2050), dan batubara lebih dari 30 persen (2025) dan lebih dari 25 persen (2050).   Target tersebut memiliki kekuatan mengikat yang lemah, terlebih untuk E(B)T, yang akan dikembangkan sepanjang keekonomiannya terpenuhi. Tuntutan yang sulit karena regulasi yang ada sekarang memaksa harga E(B)T bersaing dengan harga energi fosil, terutama batubara.   E(B)T yang memiliki tantangan pengembangan lebih, seperti eksplorasi-eksploitasi perut bumi, risiko kegagalan, kondisi intermiten, dan lain-lain, dipaksa bersaing dengan sumber energi yang bisa diambil dari permukaan bumi.   Artinya, ada ketidakseimbangan level playing field yang selalu akan menghambat keekonomian E(B)T. Masalahnya, keekonomian dijadikan indikator pengembangan oleh KEN. Bagaimana jika E(B)T dianggap tak ekonomis?   Target tak perlu dikejar, dan inilah ”guna” norma bersyarat di Pasal 9. Tidak terpenuhinya target E(B)T akankah menimbulkan gap pasokan energi nasional? Tidak, karena Pasal 9 KEN mendesain target yang fleksibel (norma minimum khusus) untuk batubara agar bisa mengisi kekosongan itu.   Atas nama kepentingan ketahanan energi, fleksibilitas itu mudah dimanfaatkan, dan diafirmasi juga oleh Pasal 11 Ayat (2) KEN yang menetapkan batubara sebagai andalan pasokan energi nasional. Elaborasi di atas mengarahkan pada pertanyaan: pengembangan sumber energi apa yang sesungguhnya ditargetkan oleh KEN?   Dominasi batubara   Ketiga, ruang dominasi batubara semakin terbuka lebar berkat dukungan Undang-Undang Cipta Kerja di Pasal 128A Ayat (1) dan (2) yang memberi insentif berupa tarif royalti nol persen. Pemangkasan biaya di hulu dapat membuat harga di hilir semakin rendah.   Harga batubara di sisi lain berpengaruh terhadap keekonomian, terutama ET, karena Peraturan Menteri ESDM No 4 Tahun 2020 menetapkan harga ET maksimum sebesar 85 persen biaya pokok penyediaan (BPP) pembangkitan setempat, yang di dalamnya dapat mencakup komponen harga batubara.   Semakin besar dominasi pemanfaatan batubara di suatu wilayah, terlebih yang harganya kompetitif, akan semakin menekan harga ET. Elaborasi tersebut menunjukkan bahwa regulasi eksisting, entah disadari atau tidak, telah menciptakan kesenjangan level playing field yang menyulitkan ET untuk bersaing.   Diskusi di atas sedikit banyak menggambarkan arah komitmen pemerintah dalam pengembangan E(B)T. Karena itu, pertanyaan selanjutnya adalah quo vadis E(B)T Indonesia?   Kegamangan kondisi ini tak boleh menyurutkan optimisme. Dibutuhkan aksi konkret untuk mengakselerasi pengembangan, antara lain dengan membuat norma transisi energi yang memiliki kekuatan mengikat dan dituangkan dalam amendemen UU No 30 Tahun 2007 tentang Energi. ●

 

Gas sebagai Modal Pembangunan Irine Handika  ;  Pengajar Fakultas Hukum dan Peneliti Pusat Studi Energi Universitas Gadjah Mada

                                                       KOMPAS, 19 Oktober 2015

                                                                                                                                                           

                                                                                                                                                           

Tanggung jawab pengelolaan gas sebagai sumber energi primer yang penting bagi negara dan menguasai hajat hidup orang banyak ada di tangan pemerintah. Berbagai kebijakan telah dikeluarkan dengan preferensi yang mencerminkan kebijaksanaan per masa dari setiap rezim. Belakangan terjadi pergeseran, yaitu pendulum gas sebagai komoditas berpindah jadi modal pembangunan berkelanjutan. Pilihan yang seyogianya diikuti hilirisasi nilai secara konsisten sampai pada tataran peraturan operasional. Harapannya, tujuan akhir menjadikan gas sebagai sumber kesejahteraan rakyat tercapai. Pemberlakuan Peraturan Pemerintah Nomor 79 Tahun 2014 tentang Kebijakan Energi Nasional sebagai turunan Undang-Undang No 30/2007 tentang Energi mengafirmasi kemauan politik pemerintah menjadikan gas sebagai modal pembangunan nasional. Sejumlah strategi taktis pun diambil agar tujuan tercapai, salah satunya merumuskan pengaturan alokasi dan pemanfaatan gas yang menurut rencana dituangkan dalam peraturan presiden. Aturan main yang berlaku sekarang adalah Peraturan Menteri ESDM No 3/2010 yang perspektifnya adalah membagi gas untuk pemanfaatan dalam negeri berbasis pada prioritas sektor dengan urutan peningkatan lifting migas, industri pupuk, ketenagalistrikan, dan industri lain. Apabila kebutuhan-kebutuhan tersebut telah terpenuhi, Menteri ESDM diberi kewenangan untuk menetapkan kebijakan pemanfaatan lain, termasuk ekspor gas. Dalilnya adalah asumsi keterbatasan gas sehingga alokasi dan pemanfaatan harus dibagi dan ditetapkan sedemikian rupa melalui mekanisme prioritas agar kebutuhan pengguna di dalam negeri dapat terpenuhi. Realitasnya, produksi gas lebih banyak diekspor. Tren keseimbangan pemanfaatan domestik-ekspor baru dimulai pada 2012 melalui tercapainya titik ekuilibrium dengan jumlah ekspor 3,631 miliar british thermal unit per hari (BBTUD) dan pemanfaatan domestik 3,550 BBTUD. Lebih lanjut, rasio dominasi kebutuhan dalam negeri baru benar-benar tercapai tahun 2013 melalui peningkatan pemanfaatan domestik jadi 53 persen atau setara 3,774 BBTUD. Berdasarkan itu, keterbatasan produksi gas tak dapat dijadikan argumentasi untuk menetapkan norma prioritas berbasis sektor. Permen ESDM tersebut juga tak sesuai dengan paradigma gas sebagai modal pembangunan. Pertama, menurut Peraturan Pemerintah tentang Kebijakan Energi Nasional (PP KEN), gas diprioritaskan untuk pemanfaatan yang memiliki nilai tambah terbesar. Kedua, PP KEN memerintahkan gas diprioritaskan untuk daerah penghasil sehingga integrasi negara terjaga. Ketiga, menurut UU Rencana Pembangunan Jangka Panjang Nasional (RPJPN), gas sebagai sumber daya tak terbarukan tidak dikonsumsi langsung, tetapi menjadi input produksi dan industri. Keempat, gas diprioritaskan sebagai bahan baku dan bahan bakar bagi industri strategis serta pemanfaatannya disinkronkan dengan kebijakan industri nasional, sebagaimana diperintahkan UU Perindustrian. Kelima, sesuai UU Perdagangan, perlu dilakukan pengendalian ekspor gas untuk menjamin kebutuhan dalam negeri. Keenam, prioritas pemanfaatan gas disesuaikan dengan PP No 14/2015 tentang Rencana Induk Pembangunan Industri Nasional 2015-2035 adalah meningkatkan nilai tambah. Ketujuh, gas diprioritaskan untuk mewujudkan kedaulatan energi melalui pemanfaatan dalam negeri sebesar 53-64 persen untuk 2015-2019. Tuntunan di atas sekaligus menahbiskan karakteristik penetapan alokasi dan pemanfaatan gas sebagai kebijakan yang dinamis karena akan mengikuti kebijakan pemerintah untuk kurun waktu tertentu, disesuaikan dengan kebutuhan riil masyarakat dan tujuan pembangunan. Oleh karena itu, konstruksi pengaturan dalam regulasi turunan yang statis tidak akan berlaku efektif. Meskipun demikian, tetap ada pedoman umum sebagai arah berupa pasal-pasal yang relevan dalam UU Migas dan UU Energi. Selain terdapat pula UU lain yang seharusnya dijadikan rujukan dalam menarasikan makna dan strategi menjadikan gas sebagai modal pembangunan, tetapi diabaikan oleh pembuat kebijakan, yaitu UU Perdagangan dan UU Perindustrian. UU RPJPN pun lupa diakomodasi, padahal kedudukannya krusial sebagai pedoman untuk menjaga kesinambungan pembangunan dalam periode 2005-2025 sehingga mengikat setiap rezim pemerintahan dalam periode tersebut. Lebih lanjut, kebijakan alokasi dan pemanfaatan gas perlu disusun berbasis kebutuhan aktual pengguna, yang mayoritas adalah industri. Caranya melalui koordinasi lintas sektoral antara Menteri ESDM dan Menteri Perindustrian untuk merumuskan neraca gas berbasis rencana pemanfaatan SDA yang wajib disusun perusahaan industri dan perusahaan kawasan industri berdasarkan UU Perindustrian. Pada konteks ini, perlu ada sinergi dan menjaring masukan dari Kadin, Hipmi, Inaplas, dan asosiasi industri lain. Pemetaan kebutuhan dilakukan karena karakteristik pemanfaatan gas setiap pengguna berbeda, seperti kebutuhan untuk BBG, komersial, dan rumah tangga cenderung tetap. Ini berbeda dengan industri yang kebutuhannya bervariasi mengikuti skala usaha dan permintaan pasar. Adapun pembangkit PLN membutuhkan gas dengan karakteristik khusus dan volumenya pun fluktuatif bergantung saat beban puncak. Urgensi penetapan peraturan presiden (perpres) sebagai baju hukum pengelolaan gas perlu dikaji lebih lanjut. Perlu ada kebutuhan yang melandasi, baik sosiologis maupun yuridis, terlebih RUU Migas yang sedianya akan menaungi tata kelola gas sudah masuk dalam Program Legislasi Nasional. Di sisi lain, muatan pasal demi pasal dalam perpres dapat sesuai dengan UU Migas (baru) atau bahkan bertentangan. Apabila terjadi pertentangan, sedangkan industri gas sudah telanjur menyesuaikan diri dengan perpres, akan timbul inefisiensi. ●