daftar isi - bappenas.go.id · daftar isi daftar isi ... wilayah bali, maluku, nusa tenggara timur,...

3

DAFTAR ISI

DAFTAR ISI ................................................................................................................... 3

DAFTAR TABEL ............................................................................................................ 7

DAFTAR GAMBAR ...................................................................................................... 11

BAB 1 PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang .................................................................................................. 15

1.2 Tujuan dan Sasaran ........................................................................................... 17

1.3 Sasaran .............................................................................................................. 18

1.4 Keluaran ............................................................................................................ 18

1.5 Ruang Lingkup .................................................................................................. 18

1.5.1 Ruang Lingkup Wilayah ............................................................................ 18

1.5.2 Ruang Lingkup Kegiatan ........................................................................... 18

1.6 Metodologi ........................................................................................................ 18

1.6.1 Metodologi Pengumpulan Data ................................................................. 18

1.6.2 Metodologi Analisis ................................................................................... 20

BAB 2 KONDISI UMUM .......................................................................................... 21

2.1 Potensi ............................................................................................................... 21

2.1.1 Wilayah Sumatera ...................................................................................... 21

2.1.2 Wilayah Jawa ............................................................................................. 23

2.1.3 Wilayah Kalimantan .................................................................................. 25

2.1.4 Wilayah Bali, Maluku, Nusa Tenggara dan Papua .................................... 28

2.1.5 Wilayah Sulawesi ...................................................................................... 31

2.2 Identifikasi Isu Strategis.................................................................................... 34

2.2.1 Isu Strategis Wilayah Sumatera ................................................................. 35

2.2.2 Isu Strategis Wilayah Jawa ........................................................................ 44

2.2.3 Isu Strategis Wilayah Kalimantan ............................................................. 50

2.2.4 Isu Strategis Wilayah Bali, Maluku, Nusa Tenggara dan Papua ............... 55

2.2.5 Isu Strategis Wilayah Sulawesi ................................................................. 63

4

BAB 3 REVIEW RPJMN 2009 - 2014

3.1 Permasalahan dan Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi pada RPJMN 2010

- 2014 ....................................................................................................................

3.1.2 Produksi dan Cadangan Minyak dan Gas Bumi ........................................ 71

3.1.3 Penganekaragaman Sumber Daya Energi Primer (Diversifikasi) ............. 76

3.1.2.1 Pemanfaatan Panas Bumi .................................................................. 76

3.1.2.2 Pemanfaatan LPG dan Gas Bumi ...................................................... 77

3.1.2.3 Pemanfaatan Batubara ....................................................................... 79

3.1.4 Peningkatan Produktivitas dan Pemerataan Pemanfaatan Energi ............. 80

3.2 Permasalahan dan Isu Strategis Sektor Mineral Pertambangan dan Batubara

pada RPJMN 2010 – 2014 ................................................................................ 82

3.2.1 Perkembangan Sektor Pertambangan Mineral dan Batubara .................... 84

3.2.2 Pertumbuhan PDB dan Industri Pengolahan ............................................. 92

BAB 4 TANTANGAN DAN SASARAN KE DEPAN

4.1 Energi ................................................................................................................ 97

4.1.1 Pendahuluan .............................................................................................. 97

4.1.2 Kondisi Kebutuhan dan Penyediaan Energi .............................................. 98

4.1.2.1 Kondisi Kebutuhan Energi Final ....................................................... 98

4.1.2.2 Kondisi Penyediaan Energi ............................................................ 109

4.1.3 Kebutuhan Energi Nasional Dengan Pemodelan LEAP ........................... 112

4.1.3.1 Skenario BAU Kebutuhan Energi Final dan Primer ...................... 112

4.1.3.2 Skenario RPJMN 2015-2019 Kebutuhan Energi Final dan Primer

....................................................................................................................... 129

4.1.4 Ketahanan Energi Indonesia .................................................................... 152

4.1.5 Konsep Energi Hijau ............................................................................... 154

4.1.5.1 Pembangunan Berkelanjutan .......................................................... 154

4.1.5.2 Energi Hijau .................................................................................... 161

4.1.5.3 Energi Bersih .................................................................................. 176

4.1.5.4 Energi Bersih Indonesia .................................................................. 180

4.2 Pertambangan .................................................................................................. 181

4.2.1 Pendahuluan ............................................................................................ 181

4.2.2 Tantangan ................................................................................................. 183

5

4.2.3 Pengkajian dan Pemikiran ke Depan ....................................................... 184

4.2.3.1 Kebijakan Peningkatan Nilai Tambah ............................................. 184

4.2.3.2 Dampak Pembatasan Ekspor Pajak ................................................. 187

4.2.3.3 Komoditas Unggulan Indonesia ...................................................... 190

4.2.3.4 Rencana Pengembangan Industri Manufaktur ................................. 204

4.2.3.5 Kontribusi Sektor Energi dan Pertambangan terhadap PDB ........... 220

BAB 5 ARAH KEBIJAKAN SEKTOR ENERGI, MINERAL DAN

PERTAMBANGAN

5.1 Kebijakan Harga Energi .................................................................................. 227

5.1.1 Harga BBM .............................................................................................. 227

5.1.2 Harga Gas ................................................................................................ 230

5.1.3 Harga Panas Bumi ................................................................................... 236

5.1.4 Harga Listrik ............................................................................................ 240

5.1.5 Harga Batubara ........................................................................................ 246

5.1.6 Harga Energi Baru Terbarukan ................................................................ 256

5.2 Kebijakan Pembangunan Infrastruktur Energi ................................................ 257

5.2.1 Infrastruktur BBM ................................................................................... 257

5.2.2 Infrastruktur Gas ...................................................................................... 260

5.2.2.1 Permintaan Gas Domestik yang Tidak Terpenuhi dan Tahun Pertama

Impor ............................................................................................................. 263

5.2.2.2 Neraca Suplai-Permintaan Gas Tingkat Regional ........................... 265

5.2.2.3 Kebutuhan Infrastruktur di Seluruh Wilayah................................... 270

5.2.2.4 Rekomendasi Pembangunan Infrastruktur Gas ............................... 274

5.2.3 Infrastruktur Listrik ................................................................................. 277

5.3 Kebijakan Bidang Mineral dan Pertambangan ............................................... 280

6

BAB 6 KEBIJAKAN SEKTOR ENERGI, MINERAL DAN PERTAMBANGAN

DALAM RPJMN 2015 – 2019

6.1 Kesimpulan ..................................................................................................... 285

6.2 Isu Strategis Penguatan Pasokan, Bauran dan Efisiensi Konsumsi Energi ..... 286

6.2.1 Kondisi Saat Ini ....................................................................................... 286

6.2.1.1 Produksi Energi Nasional ................................................................ 286

6.2.1.2 Cadangan Energi Nasional .............................................................. 287

6.2.1.3 Konsumsi Energi Nasional .............................................................. 288

6.2.1.4 Penetapan Harga dan Pembangunan Infrastruktur Energi ............... 290

6.2.1.5 Intensitas dan Efisiensi Energi ........................................................ 291

6.2.1.6 Energi Baru dan Terbarukan ............................................................ 293

6.2.2 Sasaran ..................................................................................................... 294

6.2.3 Arah Kebijakan Dan Strategi ................................................................... 295

6.2.3.1 Peningkatan Pasokan Energi Primer ................................................ 296

6.2.3.2 Penyediaan Infrastruktur Energi ...................................................... 296

6.2.3.3 Pemanfaatan Batubara Kalori Rendah ............................................. 297

6.2.4 Kerangka Regulasi ................................................................................... 299

6.2.5 Kerangka Kelembagaan ........................................................................... 300

6.2.6 Kerangka Pendanaan ............................................................................... 300

6.3 Isu Strategis Peningkatan Nilai Tambah Industri Mineral dan Pertambangan

Berkelanjutan .................................................................................................. 301

6.3.1 Kondisi Saat Ini ....................................................................................... 301

6.3.2 Sasaran ..................................................................................................... 303

6.3.3 Arah Kebijakan ........................................................................................ 303

6.3.1.1 Meningkatkan Keterpaduan Pengembangan Industri ..................... 303

6.3.1.2 Penerapan Insentif Fiskal dan Non-Fiskal ...................................... 304

6.3.1.3 Meningkatkan Kepastian Hukum Pengusahaan Pertambangan ..... 304

6.3.1.4 Memperkuat Penanganan PETI dan Rehabilitasi Pasca-tambang .. 304

6.3.4 Kerangka Regulasi ................................................................................... 305

6.3.5 Kerangka Kelembagaan ........................................................................... 305

6.3.6 Kerangka Pendanaan ............................................................................... 306

7

DAFTAR TABEL

Tabel 1 Potensi Sumber Daya Energi di Pulau Sumatera .......................................... 21

Tabel 2 Rasio Elektrifikasi di Wilayah Sumatera ...................................................... 23

Tabel 3 Potensi Sumber Daya Energi di Pulau Jawa ................................................. 24

Tabel 4 Rasio Elektrifikasi di Wilayah Jawa ............................................................. 25

Tabel 5 Potensi Sumber Daya Energi di Wilayah Kalimantan .................................. 27

Tabel 6 Rasio Elektrifikasi di Wilayah Kalimantan .................................................. 27

Tabel 7 Potensi Sumber Daya Energi di Wilayah Bali, Maluku, Nusa Tenggara,

Papua ............................................................................................................ 29

Tabel 8 Rasio Elektrifikasi di Wilayah Bali, Maluku, Nusa Tenggara dan Papua .... 30

Tabel 9 Potensi Sumber Daya Energi di Wilayah Sulawesi ...................................... 32

Tabel 10 Rasio Elektrifikasi di Wilayah Sulawesi ...................................................... 33

Tabel 11 Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan

Wilayah Sumatera ......................................................................................... 38


Wilayah Jawa ................................................................................................ 48


Wilayah Kalimantan ..................................................................................... 53


Wilayah Bali, Maluku, Nusa Tenggara Timur, Papua dan Papua Barat ....... 59


Wilayah Sulawesi ......................................................................................... 67

Tabel 16 Pencapaian Tahun 2010 – 2012 dan Perkiraan Tahun 2013 – 2014 ............. 72

Tabel 17 Pemanfaatan BBG untuk Sektor Transportasi .............................................. 79

Tabel 18 Pertumbuhan Penerimaan Negara dan Investasi Tahun 2009-2013 ............. 85

Tabel 19 Realisasi dan Rencana Produksi Mineral dan Batubara Tahun 2009-2013 .. 87

Tabel 20 Ekspor Mineral dan Batubara Tahun 2009-2013 .......................................... 87

Tabel 21 Potensi Fasilitas Pengolahan dan Pemurnian Mineral .................................. 88

Tabel 22 Sumber Daya dan Cadangan Batubara (Juta Ton) Tahun 2009-2012 ........... 90

Tabel 23 Izin Usaha Pertambangan Minerba............................................................... 91

Tabel 24 Ekspor Komoditi Berbasis Sumber Daya Alam ........................................... 94

Tabel 25 Nilai Ekspor Komoditi Tambang (2013) ...................................................... 94

8

Tabel 26 Volume Ekspor Komoditi Tambang (2013) .................................................. 95

Tabel 27 Perkembangan Rasio Harga Komoditas Energi ......................................... 100

Tabel 28 Konsumsi Energi per Kapita ....................................................................... 101

Tabel 29 Tabel Intensitas Penggunaan Energi per Kendaraan .................................. 106

Tabel 30 Perbandingan Parameter Penentu dari Skenario BAU dan RPJMN 2015-

2019 ............................................................................................................. 113

Tabel 31 Proyeksi Total Primary Energy Supply Sampai Tahun 2025 ...................... 120

Tabel 32 Proyeksi Jumlah Impor Energi Sampai Tahun 2025 .................................. 121

Tabel 33 Proyeksi Jumlah Ekspor Energi Sampai Tahun 2025 ................................. 121

Tabel 34 Perkembangan Kebutuhan dan Beban Puncak Listrik Sampai Tahun 2025.....

.................................................................................................................... 125

Tabel 35 Perkembangan Kapasitas Listrik Berdasarkan Jenis Pembangkit Sampai

Tahun 2025 ................................................................................................. 127

Tabel 36 Perkembangan Produksi Listrik Berdasarkan Jenis Pembangkit Sampai

Tahun 2025 ................................................................................................. 128

Tabel 37 Proyeksi Pengembangan Panas Bumi ........................................................ 130

Tabel 38 Roadmap Mandatori BBN sampai Tahun 2025 (Permen ESDM No 25 Tahun

2013) Biodiesel (Minimum) ....................................................................... 130

Tabel 39 Proyeksi Pengembangan Kapasitas Produksi Bioenergi 2011 – 2025 ....... 132

Tabel 40 Proyeksi Pengembangan Kapasitas Pembangkit Listrik Tenaga Air dan

Tenaga Surya 2011 – 2025 ......................................................................... 133

Tabel 41 Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi Pada Sektor Pengguna . 134

Tabel 42 Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi Pada Proses Transformasi

Energi .......................................................................................................... 134

Tabel 43 Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi Pada Proses Penyediaan

Energi .......................................................................................................... 135

Tabel 44 Proyeksi Total Primary Energy Supply Sampai Tahun 2025 ..................... 141

Tabel 45 Proyeksi Jumlah Impor Energi Sampai Tahun 2025 .................................. 143

Tabel 46 Proyeksi Jumlah Ekspor Energi Sampai Tahun 2025 ................................. 144

Tabel 47 Perkembangan Kebutuhan dan Beban Puncak Listrik Sampai Tahun 2025147

Tabel 49 Perkembangan Produksi Listrik Berdasarkan Jenis Pembangkit Sampai

Tahun 2025 ................................................................................................. 151

Tabel 50 Alokasi Penurunan Emisi di 5 sektor utama pada tahun 2020 ................... 159

9

Tabel 51 Simulasi Trade-off antara CNG dan Gasoline ............................................ 174

Tabel 52 Simulasi Perbandingan antar Pembangkit Listrik ...................................... 175

Tabel 53 Rangkuman Hasil Simulasi Trade-off Penggunaan Gas untuk Transportasi

dan Pembangkit Listrik ............................................................................... 176

Tabel 54 Faktor Kesetaraan GWP ............................................................................. 178

Tabel 55 Faktor Kesetaraan POCP ............................................................................ 178

Tabel 56 Faktor Kesetaraan AP ................................................................................. 179

Tabel 57 Ringkasan Dampak Pajak Ekspor Bagi Negara Pengekspor - Kasus ......... 189

Tabel 58 Produksi Tahunan Perusahaan Kabel yang Telah Go Public ...................... 190

Tabel 59 Volume Ekspor Produk Tembaga ............................................................... 193

Tabel 60 Nilai Ekspor Produk Tembaga .................................................................... 194

Tabel 61 Volume Impor Produk Tembaga ................................................................. 195

Tabel 62 Nilai Neraca Perdagangan Produk Tembaga Indonesia.............................. 196

Tabel 63 Volume Neraca Perdagangan Produk Tembaga Indonesia ......................... 197

Tabel 64 Volume Ekspor dan Impor Nikel Berdasarkan Kode SITC, 2001-2011 .... 201

Tabel 65 Nilai Ekspor dan Impor Nikel, 2000-2011 ................................................. 201

Tabel 66 Neraca Perdagangan Kelompok Produk Nikel (Juta USD) ........................ 202

Tabel 67 Neraca Asal Impor Beberapa Kelompok Produk Nikel.............................. 203

Tabel 68 Pengelompokan Industri Baja Nasional ..................................................... 205

Tabel 69 Rencana Aksi Pengembangan Industri Baja Nasional ................................ 209

Tabel 70 Tarif Bea Masuk Produk Semen Berdasarkan HS Tahun 2008 ................... 211

Tabel 71 Kerangka Pengembangan Industri Semen .................................................. 213

Tabel 72 Sumber Deposit Bahan Baku ...................................................................... 215

Tabel 73 Pengelompokan Produk Keramik ............................................................... 215

Tabel 74 Kerangka Pengembangan Industri Keramik ............................................... 219

Tabel 75 Nilai PDB Menurut Lapangan Usaha Tahun 2010-2012, Laju Pertumbuhan

dan Sumber Pertumbuhan Tahun 2012 ....................................................... 221

Tabel 76 Perubahan Harga BBM Bersubsidi Sejak Tahun 2006 ............................... 228

Tabel 77 Kebijakan Kenaikan Tarif Dasar Listrik di Indonesia Tahun 2001-2013 ... 241

Tabel 78 Tabel Perkembangan Subsidi Listrik dari Tahun 2000 – 2013 ................... 244

Tabel 79 Tabel Jenis dan Formula Harga Patokan Batubara ..................................... 249

Tabel 80 Tabel Produksi Kilang dan Permintaan Minyak Pertamina ........................ 257

Tabel 81 Rencana Penambahan Kapasitas Pembangkit Hingga Tahun 2021 ............ 278

10

Tabel 82 Rencana Pengembangan Sistem Penyaluran Listrik Hingga Tahun 2021 .. 279

Tabel 83 Rencana Pengembangan Sistem Distribusi Listrik Hingga Tahun 2021 .... 279

11

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1 Peran Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral Dalam Pembangunan .... 16

Gambar 2 Tahapan Penjaringan Isu Strategis di Wilayah Kajian ............................... 35

Gambar 3 Pemanfaatan teknologi Enhanced Oil Recovery (EOR) di lapangan minyak

................................................................................................................... 73

Gambar 4 Perbandingan Penggunaan Minyak Tanah dan LPG ................................. 78

Gambar 5 Produksi Batubara 2009-2013 ................................................................... 86

Gambar 6 Pertumbuhan Industri Pengolahan dibandingkan dengan Pertumbuhan

PDB (2001-2013) ...................................................................................... 92

Gambar 7 Kontribusi Sektor Industri Pengolahan terhadap Pertumbuhan PDB ........ 93

Gambar 8 Ekspor Komoditi Baerbasis Sumber Daya Alam ...................................... 93

Gambar 9 Proporsi Penggunaan Energi Industri Berdasarkan Kelompok Industri .. 103

Gambar 10 Proporsi Penggunaan Energi Industri Berdasarkan Sumber Energi ........ 104

Gambar 11 Konsumsi Energi Final Berdasarkan Pengguna Akhir atau End-user

Consumers (1990-2011) .......................................................................... 107

Gambar 12 Konsumsi BBM (2000-2011) .................................................................. 108

Gambar 13 Konsumsi Gas untuk Sektor Industri Pupuk dan Pengolahan (2010-2012)

................................................................................................................. 109

Gambar 14 Produksi Energi Primer: Minyak Bumi, Gas Bumi, dan Batubara (1990-

2012) ......................................................................................................... 110

Gambar 15 Konsumsi dan Produksi Batubara (1990-2012) ....................................... 111

Gambar 16 Proyeksi Konsumsi dan Pangsa Energi Final Berdasarkan Sektor Pengguna

Sampai Tahun 2025 (Skenario DASAR) .................................................. 116

Gambar 17 Proyeksi Konsumsi dan Pangsa Energi Final Berdasarkan Jenis Energi

Sampai Tahun 2025 (Skenario DASAR) .................................................. 118

Gambar 18 Proyeksi Bauran Energi (dengan Biomassa) Sampai Tahun 2025 (dalam

juta SBM) Skenario DASAR ................................................................... 122

Gambar 19 Proyeksi Bauran Energi (Tanpa Biomassa) Sampai Tahun 2025 (dalam juta

SBM) Skenario DASAR .......................................................................... 123

Gambar 20 Proyeksi Perkembangan Kapasitas Listrik Sampai Tahun 2025 ............. 124

Gambar 21 Proyeksi Produksi Listrik Sampai Tahun 2025 ....................................... 126

Gambar 22 Rencana Pengembangan Lapangan Migas .............................................. 136

12


Sampai Tahun 2025 (Skenario RPJMN).................................................. 138


Sampai Tahun 2025 (Skenario RPJMN).................................................. 139

Gambar 25 Proyeksi Bauran Energi (Dengan Biomassa) Sampai Tahun 2025 (dalam

juta SBM) Skenario RPJMN ................................................................... 145


SBM) Skenario RPJMN .......................................................................... 146

Gambar 27 Proyeksi Perkembangan Kapasitas Listrik Sampai Tahun 2025 ............. 148

Gambar 28 Proyeksi Produksi Listrik Sampai Tahun 2025 ....................................... 150

Gambar 29 Skor ESI Indonesia dan Grafik Nilai Indikator Relatifnya Tahun 2007-2011

................................................................................................................. 152

Gambar 30 Sebelas Sektor Fokus Pengembangan Transisi Ekonomi Hijau .............. 157

Gambar 31 Perbandingan PDB Konvensional dan PDB Hijau Indonesia ................. 158

Gambar 32 Perbandingan Pola Hubungan Konsumsi Energi dan Emisi CO2 untuk

Lima Negara Berkembang ....................................................................... 161

Gambar 33 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Cina .............. 162

Gambar 34 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Thailand ....... 163

Gambar 35 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Turki ............. 164

Gambar 36 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Brazil ............ 165

Gambar 37 Target Bauran Energi 2025 dan Potensi Emisi Relatif Sumber Energi ... 166

Gambar 38 Proyeksi Emisi CO2 dari Penggunaan Bahan Bakar Fosil di Indonesia .. 166

Gambar 39 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Indonesia ...... 167

Gambar 40 Klasifikasi Harga Eceran Aktual Energi dalam Interval Dua Tahun ....... 168

Gambar 41 Perbandingan Harga Eceran Gasoline dan Diesel di Beberapa Negara

Tahun 2000-2012 ..................................................................................... 168

Gambar 42 Kebijakan Harga Listrik Tahun 2011 per Kategori Tarif ......................... 169

Gambar 43 Konsumsi Gasoline per Kapita pada Tingkat PDB per Kapita yang

Berbeda-beda untuk Beberapa Negara Tahun 1986-2010 ....................... 171

Gambar 44 Trade-off antara CNG dan Gasoline di Indonesia pada Harga Tahun 2012

................................................................................................................. 173

Gambar 45 Skor CEI Indonesia dan Grafik Nilai Indikator Relatifnya Tahun 2007-

2011 ......................................................................................................... 180

13

Gambar 46 Dampak Pajak Ekspor Bagi Negara Pengekspor - Kasus Negara Kecil . 187

Gambar 47 Dampak Pajak Ekspor Bagi Negara Pengekspor – Kasus Negara Besar 189

Gambar 48 Sumber daya, Cadangan, Produksi, Smelter, dan Rencana Pembangunan

Smelter Tembaga di Indonesia ................................................................. 191

Gambar 49 Nilai Total Ekspor dan Impor Produk Tembaga dan Turunannya (Ribu

USD) ........................................................................................................ 196

Gambar 50 Sumber Daya, Cadangan, Smelter dan Rencana Pengembangan Nikel

Indonesia .................................................................................................. 198

Gambar 51 Produksi Ore Laterite dan Nickel Matte Indonesia, 2006-2009 .............. 199

Gambar 52 Volume Ekspor Total Bijih Nikel (Ton) ................................................... 200

Gambar 53 Pohon Industri Baja ................................................................................. 205

Gambar 54 Road Map Industri Baja ........................................................................... 208

Gambar 55 Konsumsi Energi Final Berdasarkan Sektor Tahun 2006-2010 (BOE) ... 222

Gambar 56 Volume BBM Bersubsidi (2008-2013) .................................................... 229

Gambar 57 Besaran Subsidi BBM dan Listrik (2008-2013) ...................................... 229

Gambar 58 Harga Jual Gas Konsumen dari PGN dan Harga Energi Lainnya yang

Merupakan Kompetitor Gas (2013) ......................................................... 231

Gambar 59 Harga Rata-rata Gas Domestik dan Ekspor (2012) ................................. 232

Gambar 60 Komponen Harga Gas untuk Sektor Transportasi ................................... 232

Gambar 61 Harga Patokan Gas Dalam Negeri (2000-2013) ...................................... 235

Gambar 62 Harga Listrik Panas Bumi dengan Skema Feed-In Tariff ........................ 237

Gambar 63 Harga Listrik Panas Bumi untuk Beberapa Lapangan Panas Bumi yang

Saat Ini Sedang Dikembangkan: Sumatra, Jawa, dan NTT/Maluku ....... 238

Gambar 64 Perkembangan Harga Batubara (2009-2013) .......................................... 254

Gambar 65 Kilang Pertamina dan Kapasitas Produksinya ......................................... 258

Gambar 66 Penyediaan dan Permintaan Gasoline...................................................... 259

Gambar 67 Penyediaan dan Permintaan Diesel.......................................................... 260

Gambar 68 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario BAU . 261

Gambar 69 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario

Berorientasi Ekspor ................................................................................. 262

Gambar 70 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario Produksi

Tinggi ....................................................................................................... 262

Gambar 71 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario

14

Berorientasi Domestik ............................................................................. 263

Gambar 72 Proyeksi Permintaan Domestik Belum Terpenuhi ................................... 264

Gambar 73 Proyeksi Neraca Permintaan dan Suplai Hingga 2070 (Skenario BAU). 265

Gambar 74 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan BAU .......... 267

Gambar 75 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan Skenario

Berorientasi Ekspor ................................................................................. 268


Produksi Tinggi ....................................................................................... 269


Berorientasi Domestik ............................................................................. 271

Gambar 78 Neraca Suplai-Permintaan di Seluruh Wilayah berdasarkan Skenario BAU

................................................................................................................. 272

Gambar 79 Neraca Suplai-Permintaan di Seluruh Wilayah Berdasarkan Skenario

Produksi Tinggi ....................................................................................... 273

Gambar 80 Neraca Suplai-Permintaan di Seluruh Wilayah Berdasarkan Skenario

Domestik .................................................................................................. 274

15

BAB 1

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Berdasarkan kondisi saat ini serta tantangan dan permasalahan yang akan

dihadapi selama 20 tahun mendatang, Visi nasional pembangunan jangka panjang

adalah terciptanya manusia yang sehat, cerdas, produktif, dan berakhlak mulia dan

masyarakat yang makin sejahtera dalam pembangunan yang berkelanjutan didorong

oleh perekonomian yang makin maju, mandiri, dan merata di seluruh wilayah didukung

oleh penyediaan infrastruktur yang memadai serta makin kokohnya kesatuan dan

persatuan bangsa yang dijiwai oleh karakter yang tangguh dalam wadah Negara

Kesatuan Republik Indonesia yang diselenggarakan dengan demokrasi (yang didasarkan

pada nilai-nilai Pancasila) sebagai pedoman dalam kehidupan bermasyarakat,

berbangsa, dan bernegara serta menjunjung tegaknya supremasi hukum. Dengan kata

lain, visi Pembangunan Nasional Tahun 2005–2025 adalah: “Indonesia yang Mandiri,

Maju, Adil dan Makmur”.

Visi tersebut kemudian dijabarkan ke dalam 8 (delapan) misi pembangunan

nasional antara lain (i) Mewujudkan masyarakat berakhlak mulia, bermoral, beretika,

berbudaya, dan beradab berdasarkan falsafah Pancasila; (ii) Mewujudkan bangsa yang

berdaya-saing; (iii) Mewujudkan masyarakat demokratis berlandaskan hukum; (iv)

Mewujudkan Indonesia aman, damai, dan bersatu; (v) Mewujudkan pemerataan

pembangunan dan berkeadilan; (vi) Mewujudkan Indonesia asri dan lestari; (vii)

Mewujudkan Indonesia menjadi Negara kepulauan yang mandiri, maju, kuat, dan

berbasiskan kepentingan nasional, dan (viii) Mewujudkan Indonesia berperan penting

dalam pergaulan dunia internasional.

RPJMN tahun 2015 – 2019 adalah tahap ketiga dari empat tahapan yang

tertuang dalam RPJP 2005 – 2025 dengan skala prioritas ditujukan untuk lebih

memantapkan pembangunan secara menyeluruh di berbagai bidang dengan menekankan

pencapaian daya saing kompetitif perekonomian berlandaskan keunggulan sumber daya

alam dan sumber daya manusia berkualitas serta kemampuan ilmu dan teknologi yang

terus meningkat. Dengan melihat pentahapan dan skala prioritas pada masing-masing

RPJMN, periode tahun 2015 – 2019 merupakan periode paling penting dalam RPJPN

2005 – 2025 sebagai titik tolak untuk keberhasilan RPJPN.

16

Gambar 1 Peran Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral Dalam Pembangunan

Beberapa kebijakan terkait sumber daya energi, mineral dan pertambangan

dalam mendukung skala prioritas RPJMN 2015 – 2019 sudah mulai dikeluarkan, di

antaranya pengembangan gas untuk pemanfaatan dalam negeri dan peningkatan nilai

tambah mineral dan batubara. Sebagai sektor yang paling penting, sektor sumber daya

energi, mineral dan pertambangan memiliki peran strategis dalam pembangunan di

antaranya (Gambar 1) :

1. Sektor ESDM berperan sebagai penjamin sumber pasokan bahan bakar dan

bahan baku (energi dan minerba) yang didukung oleh harga energi yang

terjangkau dan kemampuan meningkatkan nilai tambah.

2. Sektor ESDM berpengaruh terhadap indikator fiskal, moneter dan sektor riil.

3. Untuk fiskal, sektor ESDM berkontribusi kepada penerimaan negara (revenue)

tapi juga menimbulkan konsekuensi subsidi dalam upaya mewujudkan harga

energi yang terjangkau. Untuk moneter, komoditas ESDM yang bersifat

administered price berpengaruh kepada inflasi. Untuk sektor riil, secara timbal

balik, sektor ESDM menumbuhkan investasi dan sekaligus membutuhkan

investasi.

17

4. Semua menjadi landas gerak pembangunan nasional melalui four tracks yaitu

pertumbuhan (pro-growth), penciptaan lapangan kerja (pro-job), pemerataan

pembangunan dengan orientasi pengentasan kemiskinan (pro-poor), dan

kepedulian terhadap lingkungan (pro-environment).

Dalam rangka mempersiapkan bahan pertimbangan bagi penyusunan RPJMN

2015-2019 maka diperlukan pemahaman yang baik berdasarkan fakta dan data yang ada

atas capaian dan berbagai masalah yang dihadapi selama pelaksanaan RPJMN 2010-

2014. Di sisi lain, penyusunan RPJMN 2015-2019 wajib memperhatikan tren

perkembangan lingkungan strategis baik di dalam negeri maupun luar negeri. Untuk

menggali informasi terhadap capaian dan permasalahan pada periode pembangunan

sebelumnya terkait kebijakan sektor sumber daya, energi, mineral dan pertambangan

pada lima tahun mendatang serta melihat pentingnya peran sektor sumber daya energi,

mineral dan pertambangan maka penentuan arah kebijakan pada sektor ini akan sangat

menentukan keberhasilan pembangunan. Untuk itulah perlu adanya finalisasi

background study untuk menentukan strategi dan arah kebijakan sektor sumber daya

energi, mineral dan pertambangan jangka menengah 2015 – 2019 yang telah dimulai

pada tahun 2013 dengan judul kegiatan yang sama. Pada tahun 2013 telah dilakukan

inventarisasi dan analisis isu-isu strategis yang ada di setiap region yaitu Sumatera,

Jawa-Bali, Kalimantan Sulawesi dan Indonesia bagian timur (NTT, NTB, Maluku dan

Papua). Sedangkan kegiatan background study yang akan dilaksanakan ini akan lebih

difokuskan pada sinkronisasi kebijakan dan perencanaan sektor energi dengan sektor

lainnya dalam mengatasi pada isu-isu strategis nasional dan regional yang telah

diinventarisir pada tahun 2013.

1.2 Tujuan dan Sasaran

Tujuan dari kegiatan ini adalah dapat menghasilkan strategi dan arah kebijakan

sektor sumber daya energi, mineral dan pertambangan jangka menengah 2015 – 2019.

Manfaat yang diharapkan dari kegiatan ini adalah kesamaan pemahaman dari sektor

energi, mineral dan pertambangan dan sektor terkait lainnya untuk penentuan arah

kebijakan pada RPJMN 2015 – 2019 sesuai dengan skala prioritas.

18

1.3 Sasaran

Sedangkan sasaran dalam kegiatan ini yang ingin dicapai adalah

tersinkronisasinya arahan kebijakan energi dengan sektor lainnya dalam perencanaan

RPJMN 2015 – 2019 dan indikator dari kegiatan ini adalah jumlah dokumen rancangan

rencana pembangunan nasional terkait lingkup sumber daya energi, mineral dan

pertambangan.

1.4 Keluaran

Keluaran dari kegiatan ini adalah laporan backgound study RPJMN, yang dapat

dijadikan rekomendasi arah kebijakan untuk stakeholder sumber daya energi, mineral

dan pertambangan sebagai bahan penyusunan RPJMN 2015 – 2019.

1.5 Ruang Lingkup

1.5.1 Ruang Lingkup Wilayah

Pada kegiatan penyusunan background study RPJMN ini mencakup hasil

proyeksi permintaan energi dalam skala nasional dan menganalisis kondisi energi di

Indonesia serta menjaring isu strategis berbagai wilayah di Indonesia.

1.5.2 Ruang Lingkup Kegiatan

Dalam rangka pencapaian tujuan diatas, ruang lingkup kegiatan akan meliputi:

a. Inventarisasi dan mengevaluasi kebijakan dan peraturan di sektor energi, mineral

dan pertambangan.

b. Inventarisasi permasalahan dan identifikasi permasalahan pokok pembangunan

sektor energi, mineral dan pertambangan.

c. Analisis kajian akademis sebagai landasan penyusunan arah kebijakan pada

RPJMN 2015 – 2019.

d. Perumusan arah kebijakan guna penyusunan arah kebijakan pada RPJMN 2015

– 2019.

1.6 Metodologi

1.6.1 Metodologi Pengumpulan Data

Data yang diperlukan dalam penyusunan background study RPJMN ini meliputi

data primer dan data sekunder. Sumber data primer melakukan kunjungan lapangan ke

19

daerah-daerah untuk mengetahui kondisi data yang terkait dengan kegiatan background

study RPJMN, sedangkan data sekunder diperoleh dari studi literatur dan review

dokumen. Berkaitan dengan pengumpulan data dalam penyusunan background study

RPJMN, maka perlu dilakukan langkah-langkah antara lain:

a. Melaksanakan koordinasi melalui rapat kerja, konsinyasi, lokakarya ataupun

seminar. Rapat kerja anggota tim kajian dilakukan untuk mengkoordinasikan

kegiatan kajian agar dapat berjalan sesuai dengan tujuan, sasaran dan timeline

yang telah disepakati, konsinyasi dilakukan untuk mempersiapkan perumusan

dan pembuatan laporan awal, tengah dan akhir. Untuk mendapatkan masukan

lebih banyak dan mendalam mengenai penyediaan dan permintaan energi

nasional sebagai bahan untuk melakukan pemodelan perencanaan energi

dilakukan kegiatan lokakarya/seminar, dengan mengundang pemangku

kebijakan baik pusat maupun daerah, stakeholder, asosiasi energi, serta

narasumber pakar.

b. Melaksanakan studi pustaka dengan melakukan review peraturan perundangan,

laporan hasil kajian, jurnal, buku, data keuangan daerah, dan data statistik. Dari

bahan bahan studi pustaka tersebut akan dilakukan analisa mengenai capaian

RPJMN 2010 – 2014 dan arah kebijakan dan strategi RPJMN 2015 – 2019 di

masa yang akan datang.

c. Melakukan Forum Group Discussion (FGD) dengan beberapa pemangku

kebijakan serta stakeholder khususnya yang terkait dengan sektor energi. FGD

dilakukan dalam bentuk diskusi (brainstorming) yang bertujuan untuk

mendapatkan, mengidentifikasi dan menggali informasi lebih mendalam

mengenai perencanaan energi yang akan dijadikan masukan bagi penyusunan

background study RPJMN ini. Dalam FGD tersebut membahas isu strategis

sektor energi dan membahas kondisi energi di masing-masing wilayah.

20

1.6.2 Metodologi Analisis

Analisis kebijakan publik merupakan bahan pertimbangan pembuat kebijakan

publik yang berisi tentang masalah yang dihadapi serta berbagai alternatif kebijakan

yang mungkin bisa diambil dengan berbagai penilaiannya berdasarkan tujuan kebijakan.

Analisis kebijakan publik bertujuan memberikan rekomendasi untuk membantu para

pembuat kebijakan dalam upaya memecahkan masalah-masalah publik. Di dalam

analisis kebijakan publik terdapat informasi-informasi berkaitan dengan masalah-

masalah publik serta argumen-argumen tentang berbagai alternatif kebijakan, sebagai

bahan pertimbangan atau masukan kepada pihak pembuat kebijakan.

Analisis ini digunakan untuk melakukan review terhadap kebijakan-kebijakan

pembangunan yang berhubungan dengan sumber daya energi, mineral dan

pertambangan, baik itu Rencana Pembangunan Jangka Panjang Nasional (RPJPN),

Rencana Pembangunan Jangka Menengah Nasional (RPJMN). Dengan melakukan

review terhadap kebijakan-kebijakan tersebut yang berhubungan dengan sumber daya

energi, mineral dan pertambangan diharapkan terciptanya suatu keterpaduan antara

kebijakan tersebut dengan kebijakan yang ada dibawahnya. Adapaun metoda

analisisnya dengan metoda normatif, yaitu dengan menggunakan analisis deskriptif.

Sedangkan Analisis matriks adalah suatu alat yang sederhana, tetapi efektif. Alat

ini dapat berfungsi untuk membandingkan beberapa kelompok kategori/kajian. Semua

elemen dalam kategori tersebut melakukan kegiatan yang sama. Artinya, bahwa ada

suatu tujuan yang sama dari setiap kategori tersebut. Berkaitan dengan kegiatan

pekerjaan, adapun kategori-kategori tersebut, yakni legal dan kebijakan, organisasi dan

kondisi wilayah, yang kemudian kategori-kategori tersebut akan dikaji secara

penggabungan yang nantinya akan menghasilkan suatu potensi dan masalah di sektor

sumber daya energi, mineral dan pertambangan.

21

BAB 2

KONDISI UMUM

2.1 Potensi

2.1.1 Wilayah Sumatera

Pulau Sumatera merupakan pulau terbesar keenam di dunia. Pulau ini membujur

dari barat laut ke arah tenggara dan melintasi khatulistiwa, membagi Pulau Sumatera

menjadi dua bagian, Sumatera belahan sebelah utara dan Sumatera belahan sebelah

selatan. Pegunungan Bukit Barisan dengan beberapa puncaknya yang melebihi 3.000 m

di atas permukaan laut yang merupakan barisan gunung berapi aktif sepanjang sisi barat

pulau dari ujung utara ke arah selatan sehingga membuat dataran di sisi barat pulau

relatif sempit dengan pantai yang terjal dan dalam ke arah Samudra Hindia dan dataran

di sisi timur pulau yang luas dan landai dengan pantai yang landai dan dangkal ke

arah Selat Malaka, Selat Bangka dan Laut China Selatan.

Berdasarkan Hasil Focus Group Discusion (FGD)1 yang menunjukkan bahwa

potensi energi di Wilayah Sumatera sangat besar namun sebaliknya kebutuhan energi di

wilayah ini juga cukup besar permintaannya terutama untuk dapat menunjang

pertumbuhan ekonomi, transportasi dan industri yang semakin tinggi di wilayah ini.

Sehingga akibatnya terjadi defisit kebutuhan energi yang besar di hamper seluruh

Wilayah Sumatera khususnya BBM, listrik dan gas alam.

Tabel 1 Potensi Sumber Daya Energi di Pulau Sumatera

No Provinsi Infrastruktur

Energi

Potensi

Minyak Bumi

Potensi

Gas Bumi

Potensi

Panas Bumi

Potensi

Batubara

1 Aceh PLTA, LNG

Arun

150,68

MMSTB

6,93 TSCF 1.307 mwe 450 juta ton

2 Sumatera

Utara

PLTA, PLTU,

PLTG, PLTP,

Smelter

Aluminium

109,05

MMSTB

1,20 TSCF 2.762 mwe 27 juta ton

3 Sumatera

Barat

PLTA 3.386,55

MMSTB 8,06 TSCF

1.788 mwe 795 juta ton

4 Riau Kilang BBM,

Jalur Pipa Gas

25 mwe 1.8 milyar

ton

1 Focus Group Discusion (FGD) untuk Wilayah Sumatera dilaksanakan di Provinsi Jambi

http://id.wikipedia.org/wiki/Pegunungan_Bukit_Barisan

http://id.wikipedia.org/wiki/Selat_Malaka

http://id.wikipedia.org/wiki/Selat_Bangka

http://id.wikipedia.org/wiki/Laut_China_Selatan

22

No Provinsi Infrastruktur

Energi

Potensi

Minyak Bumi

Potensi

Gas Bumi

Potensi

Panas Bumi

Potensi

Batubara

5 Kepulauan

Riau

Jalur Pipa Gas 373,23

MMSTB

50,48 TSCF - -

6 Jambi PLTA, Jalur

Pipa Gas

- - 1.032 mwe 2.2 milyar

ton

7 Bengkulu PLTA - - 1.362 mwe 192 juta ton

8 Sumatera

Selatan

Kilang BBM,

PLTU, PLTG,

Pabrik Pupuk

1.007,07

MMSTB

18,32 TSCF 1.855 mwe 50 milyar

ton

9 Bangka

Belitung

Smelter Timah - - 105 mwe -

10 Lampung PLTA, PLTU,

PLTP

- - 2.571 mwe 107 juta ton

Sumber: Hasil FGD sektor sumber daya energi mineral dan pertambangan tahun 2014

Kondisi suplai produksi gas alam di Wilayah Sumatera masih diprioritaskan

untuk ekspor melalui pipa ke Singapura dan Malaysia, sehingga kegiatan industri di

Wilayah Sumatera masih akan terus dipersoalkan oleh kekurangan sumber daya. Hal itu

juga akan mengakibatkan terhentinya suplai gas alam secara tidak terduga jika terjadi

gangguan atau masalah pada produksi di hulu atau pada pipa transmisi gas alam itu

sendiri. Dalam hal ini konsumen gas alam di Wilayah Sumatera tidak dapat melakukan

apa-apa karena sesuai kontrak penjualan jangka panjang gas alam ke luar negeri

pembeli luar negeri selalu dilindungi dengan berbagai cara untuk memperoleh

penggantian suplainya dengan cara best effort, dan ini tidak berlaku untuk kontrak

penjualan gas di dalam negeri.

Namun demikian, meskipun di Wilayah Sumatera banyak perkebunan sawit

yang memproduksi banyak CPO berkualitas yang dapat dijadikan bioenergi, namun

perusahaan lebih suka mengekspor CPOnya karena dapat memperoleh nilai jual yang

lebih tinggi dibanding jika dijual di dalam negeri. Selain itu juga konsumen di dalam

negeri tidak diedukasi untuk menggunakan bioenergi atau biodisel sebagai alternatif

dari pemakaian BBM, terutama jika dilihat dari disparitas harga yang dapat mendorong

masyarakat untuk menggunakan energi terbarukan.

Rasio Elektrifikasi di Wilayah Sumatera mencapai 81,9% dan untuk sistem

kelistrikan di Pulau Sumatera telah menggunakan Sistem Interkoneksi Sumatera (SIS)

yang dibagi menjadi 3 bagian antara lain:

23

1. Sistem Sumatera Bagian Utara (Sumut – Aceh)

2. Sistem Sumatera Bagian tengah (Padang – Riau) dan

3. Sistem Sumatera Bagian Selatan (Sumsel – Jambi – Bengkulu – Lampung)

Tabel 2 Rasio Elektrifikasi di Wilayah Sumatera

No Provinsi Rasio Elektrifikasi

1 NAD 89.19

2 Sumatera Utara 90.23

3 Riau 79.59

4 Kepri 75.10

5 Sumatera Selatan 71.11

6 Sumatera Barat 86.48

7 Jambi 76.02

8 Bengkulu 79.59

9 Lampung 74.05

10 Bangka Belitung 98.20

Sumber: Renstra KESDM 2014

Adapun Sistem pembangkitan berskala besar yang berada di Provinsi Sumatera

Selatan, Jambi, Bengkulu dan Lampung telah terhubung oleh suatu jaringan transmisi

150 KV jalur barat, sementara untuk jalur timur masih terkendala pembebasan lahan.

Fungsi transmisi adalah untuk menyalurkan daya yang dibangkitkan dari suatu lokasi ke

lokasi lain sesuai kebutuhannya karena sistem ini direncanakan akan dikembangkan

sampai ujung utara, ujung barat dan ujung selatan Pulau Sumatera.

2.1.2 Wilayah Jawa

Pulau Jawa merupakan pulau terbesar ke tiga belas di dunia. Pulau Jawa adalah

pulau yang sebagian besar terbentuk dari adanya aktivitas vulkanik. Hampir

keseluruhan wilayah di Pulau Jawa pernah memperoleh dampak dari aktivitas gunung

berapi. Terdapat tiga puluh delapan gunung yang terbentang dari timur ke barat pulau

ini dan pada waktu tertentu pernah menjadi gunung berapi aktif. Deretan gunung-

gunung berapi membentuk jajaran yang terbentang dari timur hingga barat pulau ini

yang membuat sumber daya mineral dan pertambangan banyak dijumpai di Pulau Jawa.

24


potensi energi di Wilayah Jawa cukup besar dan kebutuhan energi di wilayah ini juga

sangat besar terutama untuk dapat menunjang pertumbuhan ekonomi, transportasi dan

industri yang semakin tinggi di wilayah tersebut sehingga berdampak pada terjadinya

defisit kebutuhan energi yang besar khususnya untuk BBM dan listrik.

Tabel 3 Potensi Sumber Daya Energi di Pulau Jawa

No. Provinsi Infrastruktur

Energi

Potensi

Minyak Bumi

Potensi Gas

Bumi

Potensi Panas

Bumi

Potensi

Batubara

1 Banten PLTD

494,89

MMSTB

- 613 mwe 18 juta

ton

2 Jawa Barat PLTU, PLTA,

PLTP

3,18 TSCF 5.839 mwe -

3 DIY PLTD, PLTU - - 10 mwe -

4 Jawa Tengah PLTMH,

PLTS, PLTP

- - 1.981 mwe 820 ribu

ton

5 Jawa Timur Jalur Pipa Gas 1.312,03

MMSTB

5,89 TSCF 1.314 mwe 80 ribu

ton

6 DKI Jakarta Jaringan Gas

Kota

- - - -


Kebutuhan energi di Wilayah Jawa sangat besar dan salah satu sumber energi

yang terbesar di Wilayah Jawa adalah panas bumi yang berasal dari aktivitas tektonik di

dalam bumi dan Provinsi Jawa Barat merupakan salah satu Provinsi yang memiliki

sumber panas bumi terbesar di Wilayah Jawa maupun di Indonesia. Total sumber panas

bumi di Provinsi Jawa Barat mencapai 6.101 MWe atau 21,7% yang tersebar pada 43

lokasi di 11 Kabupaten. Sejalan dengan Kebijakan Energi Nasional yang mentargetkan

peningkatan peran energi panas bumi menjadi 5% pada tahun 2025 atau 9.500 Mwe,

Pemerintah Provinsi Jawa Barat justru mentargetkan pemanfaatan panas bumi pada

tahun 2025 mencapai 3.267 MW atau sekitar 27% lebih tinggi dari Road Map Panas

Bumi Nasional. Selain terdapat di Provinsi Jawa Barat sumber energi panas bumi juga

terdapat di Provinsi Jawa Tengah dan Provinsi Jawa Timur, untuk potensi panas bumi di

Provinsi Jawa Timur terdapat 13 lapangan potensial yang mempunyai potensi antara 25

– 295 Mwe. Sedangkan di Provinsi Jawa Tengah secara hipotetik potensi panas bumi

2 Focus Group Discusion (FGD) untuk Wilayah Jawa dilaksanakan di Provinsi DIY

25

diperkirakan mencapai sebesar 1.633 MW atau 5,7% dari seluruh cadangan Nasional

yang mencapai 29.000 MW.

Tabel 4 Rasio Elektrifikasi di Wilayah Jawa


1 Banten 87.19

2 Jakarta 99.99

3 Jawa Barat 80.95

4 Jawa Tengah 87.20

5 DIY 81.10

6 Jawa Timur 80.72


Rasio Elektrifikasi di Wilayah Jawa mencapai 86,2% dan untuk kondisi

infrastruktur energi khususnya pembangkit listrik di Pulau Jawa menggunakan Sistem

Interkoneksi Jawa – Madura – Bali atau Jamali yang memasok daya listrik bertegangan

500 kv melalui Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) ke seluruh wilayah

Jawa, Madura dan Bali. Daya listrik ini dihasilkan dari beberapa pembangkit besar di

Wilayah Jawa seperti Pembangkit Suryalaya di Provinsi Banten, Pembangkit Tanjung

Jati di Provinsi Jawa Tengah dan Pembangkit Paiton di Provinsi Jawa Timur. Sistem

interkoneksi juga berfungsi mempermudah penanganan dan pemulihan pada saat salah

satu atau beberapa pembangkit dalam keadaan trip. Sistem interkoneksi memungkinkan

adanya pembagian beban pada tiap pembangkit. Jika salah satu pembangkit

mengalami trip maka beban pembangkit tersebut dialihkan kepada pembangkit-

pembangkit lain. Jika sistem ini kelebihan beban maka PLN akan memadamkan listrik

di beberapa daerah untuk agar kelebihan beban dalam sistem menjadi berkurang. Hal itu

yang menjadi keuntungan lain dari sistem interkoneksi karena selama pembangkit yang

tak beroperasi sedang di perbaiki maka sistem masih tetap dapat berjalan.

2.1.3 Wilayah Kalimantan

Pulau Kalimantan merupakan Pulau terbesar ketiga di dunia. Pulau Kalimantan

memiliki sumber daya energi yang berlimpah seperti cadangan minyak mentah di Pulau

Kalimantan adalah sebesar sebesar 9,3% dari cadangan nasional atau mencapai 598,58

26

MMSTB yang tersebar di Provinsi Kalimantan Timur. Sedangkan untuk cadangan gas

bumi di Pulau Kalimantan diperkirakan mencapai 16,65 TSCF sehingga Pulau

Kalimantan disebut sebagai lumbung energi nasional. Sementara itu untuk sektor

pertambangan khususnya untuk cadangan batubara mencapai 49,6% dari cadangan

batubara nasional dan dari jumlah tersebut sebesar 72,2% (30,1 milyar ton) terdapat di

Provinsi Kalimantan Timur, 23,7% (12,3 milyar ton) berada di Provinsi Kalimantan

Selatan, 3,1% (1,6 milyar ton) dan 1% (0,5 milyar ton) berada di Provinsi Kalimantan

Barat. Sedangkan untuk nilai tambah industri pertambangan mineral masih terbilang

rendah dikarenakan belum adanya industri pengolahan didalam negeri khususnya di

Wilayah Kalimantan yang dapat mengubah mineral sebagai bahan mentah, bahan

setengah jadi atau bahan jadi. Hal ini dapat ditingkatkan dengan menciptakan demand

atau permintaan terhadap produk tersebut di pasar lokal, nasional dan internasional.

Seperti dengan meningkatkan penggunaan bahan bangunan dari material produk bahan

galian pertambangan dibanding dengan yang selama ini, yaitu menggunakan produk

dari kayu hasil hutan yang suplainya telah semakin menipis dan merusak lingkungan.


potensi sumber daya energi di Wilayah Kalimantan cukup besar untuk dapat menunjang

pertumbuhan ekonomi, transportasi dan industri yang semakin tinggi diwilayah tersebut.

Untuk potensi di sektor pertambangan batubara di Pulau Kalimantan menjadi peluang

pengembangan dan pembangunan ekonomi di Pulau Kalimantan. Hal itu dikarenakan

tingginya penggunaan migas dalam negeri dan minimnya konsumsi batubara nasional

memberikan peluang bagi pengembangan ekonomi di sektor batubara. Pada tahun 2013,

konsumsi batubara nasional sebanyak 72 juta ton dan sebanyak 349 juta ton batubara di

ekspor. Surplus produksi batubara nasional ini mengindikasikan bahwa adanya peluang

untuk meningkatkan pemanfaatan batubara sebagai keberlangsungan energi nasional.

Selain itu, keunggulan yang dimiliki sektor batubara di Wilayah Kalimantan adalah

tingkat kalorinya yang tinggi mencapai 7.000 kalori/kg4.

3 Focus Group Discusion (FGD) untuk Wilayah Kalimantan dilaksanakan di Provinsi Kalimantan Barat

4 Komite Percepatan dan Perluasan Pembangunan Ekonomi Indonesia (KP3EI)

27

Tabel 5 Potensi Sumber Daya Energi di Wilayah Kalimantan


Energi

Potensi

Minyak Bumi

Potensi

Gas Bumi

Potensi

Panas Bumi

Potensi

Batubara

1 Kalimantan

Barat

PLTD, PLTG,

PLTMH,

PLTG

-

14,63 TSCF

65 mwe 491 juta ton

2 Kalimantan

Timur

PLTD, PLTU 575,5

MMSTB

30 mwe 47 milyar

ton

3 Kalimantan

Selatan

PLTA, PLTG,

PLTU, PLTD

- 50 mwe 12 milyar

ton

4 Kalimantan

Tengah

PLTD - - 3 milyar

ton

5 Kalimantan

Utara

- - - -


Rasio Elektrifikasi di Wilayah Kalimantan mencapai 77.4% dan infrastruktur

energi yang ada di Wilayah Kalimantan khususnya untuk penyediaan tenaga listrik

terdiri dari berbagai jenis pembangkit antara lain air, batubara, dan gas. Selain potensi

sumber daya energi fosil dan pertambangan, Pulau Kalimantan juga memiliki potensi

energi baru dan terbarukan. Pulau Kalimantan memiliki potensi energi alternatif seperti

potensi tenaga air, mikrohidro, tenaga surya, dan biodiesel. Beberapa wilayah di Pulau

Kalimantan telah mengembangkan energi alternatif tersebut dan telah mensuplai energi

listrik untuk sejumlah wilayah di Pulau Kalimantan.

Tabel 6 Rasio Elektrifikasi di Wilayah Kalimantan


1 Kalimantan Barat 78.82

2 Kalimantan Tengah 67.25

3 Kalimantan Timur 81.08

4 Kalimantan Selatan 82.42

Sumber: Renstra KESDM

Wilayah Kalimantan memiliki potensi tenaga air mencapai 21.600 MW, dengan

kapasitas terpasang PLTA sebesar 30 MW pada tahun 2010 dan kapasitas terpasang

mikrohidro sebesar 1.336 KW pada tahun 2010. Wilayah Kalimantan juga telah

28

mengembangkan pembangkit listrik tenaga surya dengan kapasitas terpasang pertahun

mencapai 1,9 MWp per tahun. Beberapa perusahaan perkebunan kelapa sawit di

Wilayah Kalimantan juga telah mengembangkan bahan bakar nabati dengan

memanfaatkan limbah sawit seperti biodiesel. Seperti di Provinsi Kalimantan Timur

yang memiliki potensi energi baru berbahan baku limbah sawit dengan potensi sebesar

71,7 MW.

2.1.4 Wilayah Bali, Maluku, Nusa Tenggara dan Papua

Wilayah Bali, Maluku, Nusa Tenggara dan Papua merupakan wilayah yang

memiliki banyak sumber daya energi, mineral dan pertambangan yang tersebar di

masing-masing Provinsi atau Pulau. Selain wilayah tersebut juga berada pada zona

lingkaran cincin api dan zona tumbukan lempeng yang menjadikan wilayah ini

mempunyai tingkat resiko terhadap bencana alam gunung berapi dan geologi. Namun

demikian, potensi sumber daya khususnya mineral dan pertambangan banyak tersebar di

disekitar gunung berapi.


potensi energi di Wilayah ini cukup besar untuk dapat menunjang pertumbuhan

ekonomi, transportasi dan industri diwilayah tersebut. Wilayah Maluku memiliki

potensi cadangan minyak bumi, gas bumi maupun batubara. Potensi cadangan minyak

bumi wilayah Maluku diperkirakan mencapai 27,71 MMSTB yang tersebar dibeberapa

titik seperti Blok Babar, Blok Yamdena, Blok Laut Aru Selatan, dan Blok Selaru.

Sementara potensi gas bumi di wilayah ini diperkirakan mencapai 15,21 TSCF yang

tersebar di Pulau Seram, Pulau Buru, Kepulauan Aru, dan Kepulauan Tanimbar.

Maluku juga memiliki cadangan batubara yang diperkirakan mencapai 2,31 juta ton

yang tersebar disejumlah titik di Maluku bagian utara seperti Bacan, Jailolo, Galela,

Kao, Makian/Malifut, Morotai Selatan, Obi, Sanana, Taliabu Barat dan Loloda.

Selain memiliki potensi cadangan energi fosil, Maluku juga memiliki potensi

energi baru dan terbarukan seperti panas bumi, listrik tenaga air/mikrodhidro, listrik

tenaga surya dan tenaga angin/bayu. Potensi sumber energi panas bumi di Provinsi

Maluku yang bisa dikembangkan untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik yang

mencapai 624 MW, diantaranya di Pulau Buru, Pulau Seram, Pulau Ambon, Pulau

5 Focus Group Discusion (FGD) untuk Wilayah Bali, Maluku, Nusa Tenggara, Papua, dan Papua Barat

dilaksanakan di Provinsi Bali

29

Haruku, Pulau Saparua, Pulau Nusalaut, dan Pulau Weta. Sejumlah wilayah di Maluku

juga memiliki potensi listrik tenaga angin terutama di daerah Tual, Ambon, Saumlaki,

Ternate dan Bandanaeira. Potensi listrik tenaga angin Maluku diperkirakan mencapai

3455,8 - 11861,4 watt day/tahun. Maluku juga memiliki potensi listrik tenaga air dan

mikrohidro yang mencapai 5000 MW. Maluku juga telah mengembangkan listrik tenaga

surya dengan membangun Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) di Pulau Morotai,

Provinsi Maluku Utara dengan kapasitas 6 MW.

Wilayah Papua memiliki potensi migas yang tersebar pada sejumlah titik di

Wilayah Papua Barat. Potensi minyak bumi di Wilayah Papua diperkirakan mencapai

66,07 MMSTB. Sementara potensi gas bumi wilayah tersebut diperkirakan mencapai

24,14 TSCF. Papua juga memiliki potensi batubara dimana cadangan batubara wilayah

Papua diperkirakan mencapai 128,57 juta ton yang tersebar di daerah Horna, Sorong,

dan Igomo. Selain potensi energi fosil, Papua juga memiliki potensi energi baru dan

terbarukan seperti tenaga air, panas bumi, surya dan angin. Papua, memiliki potensi

pembangkit listrik tenaga air yang diprediksi mencapai 12.725 MW yang tersebar pada

di sejumlah sungai seperti sungai Memberamo, Derewo, Ballem, Tuuga, Wiriagar/Sun,

Kamundan dan Kladuk. Wilayah Papua juga memiliki potensi listrik tenaga surya

mencapai 10 MW, serta listrik tenaga angin mencapai 80 MW. Sedangkan untuk potensi

energi terbarukan di Wilayah Nusatenggara sangat beragam, diantaranya energi

air/mikrohidro, energi panas bumi, energi biomasa, energi surya, energi angin, energi

gelombang/arus laut dan bahan bakar nabati.

Tabel 7 Potensi Sumber Daya Energi di Wilayah Bali, Maluku, Nusa Tenggara, Papua


Energi

Potensi

Minyak Bumi

Potensi

Gas Bumi

Potensi

Panas Bumi

Potensi

Batubara

1 Maluku PLTD, PLTU 17,48

MMSTB 15,21

TSCF

644 mwe -

2 Maluku

Utara

PLTD, PLTS 427 mwe 6 juta ton

3 NTT PLTD, PLTP - 1.343

mwe

-

4 NTB PLTD, PLTMH,

PLTA

- 175 mwe -

5 Papua PLTD, PLTA,

PLTMH

- 23,9 TSCF

75 mwe 3 juta ton

6 Papua Barat PLTD 65,97 - 126 juta

30


Energi

Potensi

Minyak Bumi

Potensi

Gas Bumi

Potensi

Panas Bumi

Potensi

Batubara

MMSTB ton

7 Bali PLTD, PLTS - - - -

Sumber: Hasil FGD sektor sumber daya energi mineral dan pertambangan 2014

Rasio Elektrifikasi di Wilayah Bali, Maluku, Nusa Tenggara, Papua, dan Papua

Barat mencapai 60.3% dan untuk infrastruktur energy di Provinsi Papua telah memiliki

sistem kelistrikan isolated yang terdiri dari 7 sistem besar (beban > 1 MW) yaitu sistem

Jayapura, Wamena, Timika, Merauke, Nabire, Serui dan Biak. Selain itu, terdapat

sistem kelistrikan isolated yang beban puncak < 1 MW (listrik perdesaan) tersebar di 54

lokasi. Beban puncak seluruh sistem kelistrikan di Provinsi Papua adalah 108,2 MW

dan dipasok dari pembangkit-pembangkit jenis PLTD dan PLTM. Energi listrik

disalurkan melalui jaringan tegangan menengah (JTM) 20 kV dan jaringan tegangan

rendah (JTR) 400/231 Volt. Sistem kelistrikan Jayapura merupakan sistem terbesar di

antara ketujuh sistem kelistrikan di Provinsi Papua. Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi

Papua baru mencapai 34,62% dan rasio desa berlistrik sebesar 42,94%.

Tabel 8 Rasio Elektrifikasi di Wilayah Bali, Maluku, Nusa Tenggara dan Papua


1 Bali 79.28

2 NTB 64.84

3 NTT 56.17

4 Maluku 79.05

5 Maluku Utara 87.93

6 Papua 37.15

7 Papua Barat 77.58


Provinsi Papua Barat memiliki sistem kelistrikan dengan kapasitas terpasang

mencapai 67,01 MW, daya mampu sebesar 46,43 MW, serta beban puncak mencapai

42,77 MW. Sistem kelistrikan Provinsi Papua Barat ditopang oleh sejumlah

pembangkitan seperti PLTD (155 MW) dan PLTM (2 MW), serta Mesin sewa (15 MW)

yang terhubung langsung melalui jaringan tegangan menengah 20 kV. Sistem

31

kelistrikan Sorong merupakan sistem terbesar di Provinsi Papua Barat dengan beban

puncak 2011 sekitar 28,6 MW. Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Papua Barat

mencapai 67,88% dan rasio desa berlistrik sebesar 85,08%.

Provinsi Maluku memiliki sistem kelistrikan dengan kapasitas terpasang

mencapai 134,65 MW, dengan daya mampu sebesar 60,87 MW dan beban puncak

mencapai 56,90 MW. Pembangkit listrik wilayah Maluku didominasi oleh PLTD dan

ditopang dengan sejumlah pembangkit listrik tenga kecil seperti PLTU dan Marine Fuel

Oil (MFO). Rasio Elektrifikasi Provinsi Maluku mencapai 72,07 % dan rasio desa

berlistrik sebesar 95,42 %.

Kelistrikan di Provinsi Maluku Utara mempunyai kapasitas terpasang sebesar

82,54 MW, daya mampu 45,37 MW dengan beban puncak sebesar 35,094 MW. Adapun

energi terjual sebesar 154,449 MWh. Sistem pembangkit listrik terbesar di Maluku

Utara adalah sistem Ternate dimana sistem ini memiliki pasokan pembangkit sekitar 35

MW yang terdiri dari pembangkit sendiri 625 unit dengan daya mampu 14,8 MW dan

mesin sewa 20,3 MW. Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Maluku Utara mencapai

74,12% dan rasio desa berlistrik sebesar 100%.

2.1.5 Wilayah Sulawesi

Sulawesi merupakan salah satu wilayah yang juga memiliki potensi sumber daya

fosil dan non-fosil. Wilayah ini memiliki cadangan minyak dan gas bumi yang tersebar

di Provinsi Sulawesi Tengah, Sulawesi Barat, Sulawesi Tenggara dan Sulawesi Selatan.

Potensi cadangan batubara di Wilayah Sulawesi merupakan ketiga terbesar di Indonesia.

Sulawesi juga memiliki potensi energi alternatif terbarukan yang cukup besar seperti

panas bumi, tenaga air, mikrohidro dan tenaga angin.


Potensi cadangan minyak bumi Sulawesi mencapai 48,51 MMSTB pada tahun 2011.

Sulawesi juga memiliki potensi gas bumi dengan cadangan mencapai 2,57 TSCF.

Cadangan minyak dan gas bumi tersebut tersebar di wilayah Sulawesi Tengah, Sulawesi

Barat, Sulawesi Tenggara dan Sulawesi Selatan. Sulawesi juga memiliki potensi

cadangan batubara yang cukup besar yakni mencapai 233 juta ton pada tahun 2011.

Potensi batubara tersebut tersebar di wilayah Sulawesi Barat, Sulawesi Tenggara dan

Sulawesi Selatan.

6 Focus Group Discusion (FGD) untuk Wilayah Sulawesi dilaksanakan di Provinsi Sulawesi Utara

32

Selain potensi migas dan batubara, Sulawesi juga memiliki potensi energi baru

terbarukan baik panas bumi, tenaga surya, tenaga air, mikrohidro serta tenaga angin.

Potensi energi panas bumi tersebar dihampir seluruh wilayah Sulawesi. Salah satu

proyek pemanfaatan energi panas bumi di Sulawesi adalah Pembangkit Listrik Tenaga

Panas Bumi (PLTP) Lahendong di Sulawesi Utara. PLTP ini telah beroperasi sejak

tahun 2001 dan telah memasok 60% listrik di Sulawesi Utara. Pada tahun 2011,

kapasitas terpasang PLTP Lahendong mencapai 80 MW (7% dari potensi total).

Sulawesi juga memiliki potensi PLTA mencapai 10.200 MW dengan kapasitas

terpasang mencapai 1.351,58 MW pada tahun 2011. PLTMH juga telah dikembangkan

di sejumlah wilayah di Sulawesi dan sampai tahun 2010 kapasitas terpasang PLTMH

wilayah Sulawesi mencapai 108,5 MW. PLTS dan PLT Angin juga telah dikembangkan

di beberapa wilayah Sulawesi. Pada tahun 2010 kapasitas terpasang PLTS di wilayah

Sulawesi mencapai 2,85 MWp dan kapasitas terpasang PLT Angin/Bayu mencapai

618,14 KW.

Tabel 9 Potensi Sumber Daya Energi di Wilayah Sulawesi


Energi

Potensi

Minyak Bumi

Potensi

Gas Bumi

Potensi

Panas Bumi

Potensi

Batubara

1 Sulawesi Utara PLTD, PLTP -

2,58 TSCF

875 mwe -

2 Gorontalo PLTD, PLTMH,

PLTA

- 250 mwe -

3 Sulawesi Tengah PLTD 51,87

MMSTB

718 mwe -

4 Sulawesi Selatan PLTD, PLTU,

PLTA, PLTMH,

PLTG

- 468 mwe 231 juta

ton

5 Sulawesi

Tenggara

PLTD, PLTA,

PLTG, PLTU

- 311 mwe 1 juta ton

6 Sulawesi Barat PLTA, PLTG,

PLTU

- 531 mwe -

Sumber: Hasil FGD sektor sumber daya energi mineral dan pertambangan 2014

Rasio Elektrifikasi di Wilayah Sulawesi mencapai 73,2% dan untuk infrastruktur

energi khususnya pembangkit listrik di Provinsi Sulawesi Utara ditopang oleh beberapa

pembangkit seperti PLTD, PLTD, PLTP, dan PLTA/M. Kapasitas terpasang sistem

kelistrikan di Provinsi Sulawesi Utara mencapai 198,64 MW yang terdiri dari PLTD

33

(73,26MW), PLTP (60 MW), PLTA/M (52,38 MW) dan PLTU (10 MW). Sementara

daya mampu sistem kelistrikan Provinsi Sulawesi Utara mencapai 195 MW dan beban

puncak mencapai 188 MW.

Tabel 10 Rasio Elektrifikasi di Wilayah Sulawesi


1 Sulawesi Barat 67.87

2 Gorontalo 69.82

3 Sulawesi Utara 82.64

4 Sulawesi Tengah 72.12

5 Sulawesi Tenggara 64.85

6 Sulawesi Selatan 81.99

Sumber: Renstra KESDM

Provinsi Gorontalo memiliki sistem kelistrikan yang ditopang oleh pembangkit

bertenaga diesel. Total kapasitas terpasang sistem kelistrikan Gorontalo mencapai 33,20

MW dimana 31,70 MW dipasok oleh pembangkit listrik bertenaga diesel (PLTD) dan

1,50 MW berasal dari pembangkit listrik tenaga air dan mikrohidro. Daya mampu

sistem kelistrikan Gorontalo mencapai 19,50 MW dengan beban puncak sebesar 16

MW.

Pasokan utama listrik Provinsi Sulawesi Tengah berasal dari PLTD dan

PLTA/M. Sistem kelistrikan Sulawesi Tengah memiliki kapasitas terpasang mencapai

148,73 MW, diantaranya 110,73 MW dipasok oleh PLTD dan 8,55 MW dipasok oleh

PLTA/M. Daya mampu sistem kelistrikan Sulawesi Tengah mencapai 84 MW dengan

beban puncak mencapai 51 MW.

Kondisi kelistrikan Provinsi Sulawesi Selatan ditioapang oleh sejumlah

pembangkit kapasitas besar seperti PLTD, PLTU, PLTA/M, dan PLTG. Kapasitas

terpasang sistem kelistrikan Sulawesi Selatan mencapai 583 MW yang terdiri dari

PLTD (72,69 MW), PLTU (12,50 MW), PLTG (122,72), dan PLTA/M (151,05 MW).

Daya mampu sistem kelistrikan Provinsi Sulawesi Selatan mencapai 440 MW dan

beban puncak mencapai 442 MW.

Provinsi Sulawesi Tenggara memiliki sistem kelistrikan yang ditopang oleh

pembangkit utama bertenaga diesel. Pasokan listrik Provinsi Sulawesi Tenggara

34

sepenuhnya berasal dari PLTD dan sedikit dari PLTA/M. Kapasitas terpasang sistem

kelistrikan Sulawesi Tenggara mencapai 91,30 MW yang diantaranya berasal dari

PLTD (89,70 MW) dan PLTA/M (1,60 MW). Daya mampu sistem kelistrikan Sulawesi

Tenggara mencapai 69,77 MW, sementara beban puncak mencapai 56,60 MW.

Provinsi Sulawesi Barat memiliki sistem kelistrikan yang ditopang oleh

sejumlah pembangkit seperti PLTA Bakaru, PLTA Tello Makassar, PLTG Sengkang

dan PLTU Janeponto. Kapasitas terpasang sistem kelistrikan Sulawesi Barat mencapai

180 MW dengan daya mampu mencapai 130 MW.

2.2 Identifikasi Isu Strategis

Direktorat Sumber Daya Energi Mineral dan Pertambangan telah melaksanakan

Focus Group Discusion atau FGD yang dilaksanakan di beberapa wilayah untuk

menjaring isu strategis energi, mineral, dan pertambangan. Pada pertemuan FGD

tersebut terdapat masukan tentang strategi dan arah kebijakan yang sudah disusun

berdasarkan masukan FGD tahun 2013 apakah sudah sesuai dengan rencana didaerah.

Dari tinjauan potensi per wilayah seperti yang telah dilakukan pada sub bab

sebelumnya dapat disimpulkan bahwa dalam perkembangannya wilayah-wilayah

tersebut dihadapkan pada beberapa isu strategis. Untuk menjaring aspirasi pemerintah

daerah dan menginventarisasi isu-isu yang dinilai strategis oleh pemerintah daerah,

telah dilaksanakan diskusi-diskusi terarah di lima wilayah Indonesia, yaitu Sumatera,

Jawa, Kalimantan, Sulawesi, dan Bali – Nusa Tenggara – Maluku – Papua. Hasil

penjaringan aspirasi isu strategis ini terangkum dalam pembahasan berikut.

35

Gambar 2 Tahapan Penjaringan Isu Strategis di Wilayah Kajian

2.2.1 Isu Strategis Wilayah Sumatera

Isu strategis di wilayah sumatera untuk bidang sumber daya energi, mineral dan

pertambangan antara lain: i) Rendahnya penyediaan energi listrik; ii) Minimnya

ketersediaan infrastruktur energi; iii) Belum optimalnya ketersediaan penggunaan energi

baru terbarukan; iv) Minimnya regulasi dan tata kelola tentang pengelolaan bahan

tambang; dan v) rendahnya kesadaran hemat energi.

1. Rendahnya Penyediaan Energi Listrik

Di Provinsi Aceh, kebutuhan akan listrik terus meningkat setiap tahunnya dan

rata-rata pertumbuhan permintaan tenaga listrik 5 tahun terakhir adalah 13 persen.

Untuk Sumatera Utara, daya mampu pasok energi listrik sebesar 1.539 MW dengan

beban puncak sebesar 1.444 MW dan cadangan yang tersisa 94 MW. Hal tersebut

belum bisa dikatakan dalam kondisi aman, jika salah satu pembangkit mengalami

kerusakan atau dalam pemeliharaan maka akan terjadi pemadaman listrik. Untuk

mendapatkan kondisi yang aman, Provinsi Sumatera Utara harus mempunyai cadangan

daya sebesar 400 MW. Selain itu, di Provinsi Sumatera Utara juga terjadi hambatan

beberapa pembangunan pembangkit tenaga listrik dan belum optimalnya pengembangan

energi nonfosil.

Untuk wilayah Provinsi Jambi, masih banyak terdapat wilayah-wilayah yang

36

belum tersambung dengan jaringan interkoneksi listrik. Hal ini menyebabkan rasio

elektrifikasi di Provinsi Jambi termasuk yang rendah di Wilayah Sumatera. Di Provinsi

Bengkulu, kapasitas terpasang pembangkit adalah sebesear 273,08 MW dengan rasio

elektrifikasi sebesar 23 persen. Selain itu, masih terdapat wilayah-wilayah yang belum

tersambung dengan jaringan interkoneksi listrik (isolated). Namun demikian, dengan

asumsi pertumbuhan penduduk sebesar 1,7 persen/tahun dan pertumbuhan ekonomi

mencapai 6,4 – 7,5 persen maka dibutuhkan tambahan daya rata-rata sebesar 17,7

MW/tahun. Untuk Provinsi Sumatera Selatan, rasio elektrifikasi termasuk yang masih

rendah sebesar 58,6 persen atau kedua yang terkecil di kawasan barat Indonesia.

2. Minimnya Ketersediaan Infrastruktur Energi

Di Provinsi Sumatera Selatan, minimnya ketersediaan infrastruktur energi

menyebabkan belum maksimalnya kemampuan eksploitasi sumber daya energi batubara

sebagai cadangan energi terbesar. Namun demikian, Provinsi Sumatera Selatan juga

menghadapi masalah ketidaktersediaan dan rusaknya infrastruktur jalan akibat belum

memiliki jalan khusus batubara. Selain itu masalah belum tersedianya jalan khusus

batubara ini juga dialami oleh Provinsi Jambi.

3. Belum Optimalnya Penggunaan Energi Baru dan Terbarukan

Potensi energi terbarukan di Provinsi Sumatera Selatan antara lain panas bumi,

air, limbah sawit dan biogas. Potensi panas bumi yang telah terbukti adalah sebesar 375

MW dengan jumlah kapasitas yang telah digunakan sebagai pembangkit sebesar 2 MW.

Sementara itu untuk wilayah Provinsi Bengkulu, potensi energi baru tebarukan yang

sedang dikembangkan adalah panas bumi sebesar 1.073 MW. Namun demikian, dengan

potensi yang begitu besar, hanya terdapat satu perusahaan yang melaksanakan kegiatan

pengusahaan panas bumi di area Hulu Lais yaitu PT. Pertamina Geothermal Energy

(PGE). Pengembangan wilayah kerja PGE tersebut terbilang cukup lambat, sementara

pemerintah tidak memberikan batasan waktu yang mengikat untuk sampai dengan

tahapan eksploitasi (produksi). Sementara itu potensi energi terbarukan di Provinsi

Aceh didominasi oleh panas bumi dan air yaitu sebesar 599,42 MW dan 1.482,5 MW.

Namun, pemanfaatan potensi panas bumi dan air ini masih kurang maksimal yaitu

masing-masing hanya sebesar 165 MW dan 508 MW yang telah termanfaatkan untuk

untuk tenaga listrik.

37

4. Minimnya Regulasi dan Tata Kelola Tentang Pengelolaan Bahan Tambang

Di Provinsi Jambi dan Sumatera Selatan dalam waktu dekat akan dilakukan

moratorium pertambangan batubara akibat kerusakan jalan yang ditimbulkan oleh

aktifitas tersebut. Kerusakan ini disebabkan karena belum jelasnya regulasi yang

mengatur pengangkutan batubara. Selain itu, di Provinsi Bengkulu juga muncul isu

perihal belum dapat diterbitkannya perizinan pengusahaan mineral dan batubara baru

mengingat belum tersedianya turunan peraturan khususnya untuk penetapan WP dan

ketentuan lelang wilayah kerja pertambangan. Hal ini menjadi kendala dalam

meningkatkan ketersediaan sumber daya mineral dan batubara dalam jangka panjang

akibat tidak adanya eksplorasi baru.

38

Tabel 11 Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan Wilayah Sumatera

Aspek Isu Strategis

Kondisi Saat Ini

Aceh Sumatera Utara Sumatera Barat Riau Kepulauan Riau Jambi Bengkulu Sumatera Selatan Lampung

Energi Listrik Rendahnya

penyediaan

energi listrik

- Kebutuhan akan listrik terus

meningkat

setiap tahunnya dan rata-rata

pertumbuhan

permintaan tenaga listrik 5

tahun terakhir

adalah 13%.

- Rendahnya

penyediaan

energy listrik. Kebutuhan

energy listrik

375 MW, sedangkan

penyediaan dari

PLTD terpasang di aceh 106 MW

- Kebutuhan

listrik di Aceh

mencapai beban puncak 391 MW

- Daya mampu pasok energi listrik

sebersar 1.539 MW

dengan beban puncak sebesar

1.444 MW dan

cadangan yang tersisa 94 MW. Hal

tersebut belum bisa

dikatakan dalam kondisi aman, jika

salah satu

pembangkit mengalami

kerusakan atau

dalam pemeliharaan maka akan terjadi

pemadalam listrik.

- Untuk mendapatkan kondisi aman,

Sumut harus

mempunyai cadangan sebesar

400 MW.

- Terjadi hambatan beberapa

pembangunan

pembangkit tenaga listrik dan belum

optimalnya

pengembangan energi non fosil.

- Kondisi pembangkit

listrik sebagian

besar PLTA (235, MW),

kondisi mesin

sudah tua dan kapasitas beban

terpasang masih

belum memadai. Dengan angka

pertumbuhan

beban kebutuhan listrik

sekitar 9-10%

per tahun.

- Kapasitas

terpasang

Pembangkit direncanakan

1.179,4 MW,

sehingga terjadi kelebihan atau

cadangan

sebesar 468,4 MW

- Rasio elektrifikasi pada bulan desember

2013 mencapai

69,66%, Sistem isolated mempunyai

146 unit pembangkit

kecil yang tersebar berbahan bakar BBM

dengan kapasitas total

181 MW, daya mampu 117 MW

beban puncak 103,9

MW dan dengan kondisi mesin yang

rata-rata sudah tua

- Pertumbuhan ekonomi 8,82%,

pertumbuhan

listrik6,73% dan khusus Batam 12%

- Masih banyak terdapat wilayah-

wilayah yang

belum tersambung dengan jaringan

interkoneksi listrik.

- Rasio elektrifikasi di Jambi termasuk

yang rendah di

Sumatera.

- Kapasitas terpasang

pembangkit

adalah sebesear 273,08 MW

dengan rasio

elektrifikasi sebesar 23%.

- Masih

terdapatnya wilayah-wilayah

yang belum

tersambung dengan jaringan

interkoneks

listrik (isolated).

- Rasio elektrifikasi

termasuk yang

masih rendah sebesar 58.6%

atau kedua yang

terkecil di kawasan barat

Indonesia.

- Kondisi Kelistrikan di

Provinsi

Lampung masih mengalami

defisit daya yang

masih di supply dari sistem

Interkoneksi

Sumbagsel

- Penyelesaian

Pembangunan

PLTU Sebalang Unit 1 & 2 tidak

sesuai jadwal

- PLTA Besai

tidak dapat beroperasi penuh

karena

terkendala air.

- Terbatasnya

kemampuan

transfer dari Sumatera

Selatan

- Terlambatnya pembangunan

tranmisi 150

KV. Transmisi dari GI Seputih

Banyak – GI

Menggala masih terkendala ijin

lahan untuk

tapak tower, Transmisi dari

GI Bukit

Kemuning – GI

39

Aspek Isu Strategis

Kondisi Saat Ini


Liwa masih

terkendala ijin lahan untuk

tapak tower dan

pembangunan penambahan

sirkuit ke-2 pada

transmisi 150 kV dari GI

Kotabumi

menuju GI Menggala karena

ada penolakan

masyarakat terkait jalur

bebas (Right of Way – RoW).

Energi Baru dan

Terbarukan

Belum

optimalnya

ketersediaan

penggunaan

energi baru

terbarukan

- Potensi energi

terbarukan yang

mendominasi adalah panas

bumi dan air

yaitu sebanyak 599,42 MW dan

1.482,5 MW.

- Pemanfaatan EBT Panas

bumi dan air

masih kurang maksimal yaitu

hanya sebesar

yang besar di Aceh tersebut

belum

diimbangi dengan

pemanfaatan

untuk tenaga listrik sebesar

165 MW dan

- Pembangunan

PLTMG dengan

pemanfaatan CNG 2 x 3 MW di Bintan tahun

2014 dan perlu

dikembangkan di Karimun, dan

PLTMG dengan

pemanfaatan LNG di Lingga/Singkep,

Natuna, dan

Kepulauan Anambas

- Tersedianya potensi

gas alam sebesar

50,27 TSCF (status 2012) laut Natuna

dapat dikembangkan

untuk pembangkit listrik dengan

pemanfaatan CNG

dan LNG

- Pembangunan PLTG

- Potensi energi

baru tebarukan

yang sedang dikembangkan

adalah panas

bumi sebesar 1.073 Mwe.

- Dengan potensi

yang begitu besar hanya

terdapat 1

perusahaan yang melaksanakan

kegiatan

pengusahaan panas bumi di

area Hulu Lais

oleh PT. Pertamina

Geothermal

Energy.

- Pengembangan

wilayah kerja

- Potensi energi

terbarukan di

Sumatera selatan antara lain panas

bumi, air, limbah

sawit dan biogas.

- Untuk potensi

panas bumi yang

telah terbukti adalah sebesar

375 MW dengan

jumlah kapasitas yang telah

digunakan

sebesar 2 MW.

40

Aspek Isu Strategis

Kondisi Saat Ini


508 MW.

- Potensi air untuk PLTA di

17 lokasi

dengan kapasitas

2.862,2 MW.

PLTA Peusangan 88

MW (tahap

pembangunan)

- Potensi air

untuk PLTMH

di 50 Lokasi terdapat di 15

Kab/ Kota

dengan

kapasitas

194,517 MW.

(6,19 MW telah beroperasi)

- Potensi Panas

Bumi terdapat di 17 Lokasi

tersebar dalam 9

Kab/Kota dengan

Kapasitas 1.115

Mwe

- Batubara

dengan

cadangan tersedia

sebesar1,7

Miliar Ton (Estimasi di

Kab. Aceh Barat

sebesar 571 Ton).

- PLTG Gas Arun

2 x 35 MW dan

PLTGU 2 x 40 MW + 40 MW di Batam

dengan memanfaatkan

gas Natuna yang sedang berjalan

- Tersedia potensi

gelombang laut dan arus laut

- Tersedia potensi

Energi angina

- Perlu Pembangunan

PLTS komunal daya 1

MW di pulau-pulau terpencil

ple PGE tersebut

terbilang lambat, sementara

pemerintah tidak

memberikan batasan waktu

yagn mengikat

untuk sampai tahapan

eksploitasi

(produksi).

41

Aspek Isu Strategis

Kondisi Saat Ini


untuk

Pemerintah Aceh 3 x 32

MW (kendala

penyediaan Gas Bumi, akibat

pemenuhan

Kuota Ekspor).

Infrastrutur Minimnya

ketersediaan

infrastruktur

energi

- Rata-rata

pertumbuhan

permintaan tenaga listrik 5

tahun terakhir

adalah 13 % pertahun.

Sedangkan

Aceh masih

mengalami

defisit pasokan

listrik dan masih bergantung dari

Medan.

- Diperlukan pembangunan

pembangkit

listrik dengan sumber energi

terbarukan

- Rata-rata usia

pembangkit listrik

di Sumut adalah 15 – 30 tahun

- Energi listrik di

Sumut mempunyai

cadangan sebesar 94 MW, namun jika

salah satu

pembangkit listrik mengalami

kerusakan atau

pemeliharaan akan terjadi pemadaman

- Banyaknya potensi

tenaga air dan panas bumi

- Terhambatnya

beberapa pembangunan

pembangkit tenaga

listrik (PLTA

Asahan III, PLTP

Sarulla, PLTU

Sumut 1 dan 2).

- Distribusi Energi

listrik melalui

pembangunan transmisi Batam-

Bintan sepanjang 258

Km perlu percepatan

- Tersedia Sistem

Transportasi Gas

Bumi Natuna (West

Natuna Transportation Sistem/WNTS)

panjang 640 Km dari

laut Natuna ke Singapura dan gas

tersebut belum mengalir ke Indonesia

- Percepatan

penyelesaian

infrastruktur pipa gas bawah laut dari

WNTS (West Natuna

TransportationSistem)

ke Batam

- Rencana

pengembangan penambahan jaringan

pipa gas bawah laut

Batam – Bintan dan Batam – Karimun

- Rencana

pembangunan LNG Receiving Terminal di

- Masih adanya

pembangkit listrik

yang menggunakan BBM

- Ketidaktersediann

rusaknya

infrastruktur jalan akibat belum

memiliki jalan

khusus batubara

- Banyak potensi

yang bisa

dikembangkan di Bengkulu

seperti energy

air yang bisa dikembangkan

sebagai PLTM

- Masih

interkoneksi dengan sistem

kelistrikan

Sumatera Selatan, Jambi

dan Bengkulu (Jaringan 150

Kva)

- Ironi pemerataan

energi listrik bagi masyarakat

(desa) disekitar

pusat

pembangkit

listrik. Belum

tersedianya jaringan.

- Provinsi

Sumatera

Selatan telah kelebihan daya,

sampai dengan

tahun 2014 terjadi surplus

daya sebesar 23

MW. Kemudian

pada tahun 2015

dan seterusnya

dibutuhkan pembangkit baru

dengan total

kapasitas sebesar 159 MW pada

2017

- Minimnya ketersedian

infrastruktur

energi menyebakan

belum

maksimalnya kemampuan

eksploitasi

sumber daya energi batubara

sebagai

cadangan energi terbesar.

- Ketidaktersedian

42

Aspek Isu Strategis

Kondisi Saat Ini


Batam

- Tersedianya Compress Natural

Gas (CNG

- Rencana pembangunan

jaringan pipa gas

bawah laut dari blok Natuna (eks Natuna

D’Alpha) – Batam -

Sumatera

n rusaknya

infrastruktur jalan akibat

belum memiliki

jalan khusus batubara

Regulasi/Kebijakan Minimnya

regulasi

ketenagalistrikan

dan tata kelola

pengelolaan

bahan tambang

- Belum selesianya

turunan dari

Undang-Undang No.11 Tahun

2006, yaitu: 1)

PP tentang Pengelolaan

bersama

MIGAS Aceh, 2) PP tentang

Pembagian

Kewenangan.

- Inkonsistensi peraturan

perundangan

bahkan kebijakan pemerintah juga

menjadi kendala

utama dalam pembangunan,

terlihat untuk kasus

sumatera utara untuk

penanggulangan

krisis gas

- Belum terjaminnya

kepastian hukum

berusaha di bidang pertambangan.

- Tumpang tindih

lokasi prospek

pertambangan

dengan kawasan

hutan lindung.

- Permasalahan pengembangan,

terutama untuk

pengembangan potensi air

perizinan tidak

dilanjuti dengan progress

selanjutnya.

- Pengembangan potensi panas

bumi tumpang

tindih wilayah pengembangan

panas bumi

dengan wilayah cagar alam dan

atau wilayah

taman nasional.

- Belum tersedia regulasi/kebijakan

Energi/kelistrikan

berbasis kepulauan dan pesisir

- Regulasi/kebijakan

kontrak jual beli daya (IPP) PLN Persero

yang dapat

meningkatkan kehandalan pelayanan

listrik tidak

merugikan pelanggan listrik (menghindari

pemadaman)

- Regulasi percepatan pemanfaatan EBT

kepulauan dan

kelautan

- Izin pengusahaan

mineral (logam)

dan batubara yang baru belum

dapat

diterbitkan, mengingat

turunan

peraturan (khususnya

Penetapan WP

dan ketentuan Lelang Wilayah

Kerja belum

ada).

Pertambangan Belum adanya

pabrik

pengolahan dan

pemurnian bijih

mineral tambang

- Pengembangan potensi

pertambangan

sebagian besar tehambat

karena belum

adanya

- Kondisi saat ini bahwa potensi

mineral bauksit di

Provinsi Kepulauan Riau dan kegiatan

pertambangannya saat

ini terhenti karena ada

- Akan dilakukan moratorium

terhadap

pertambangan batubara

dikarenakan

kerusakan jalan

- Muncul isu tentang izin

pengusahaan

mineral dan batu bara yang baru

belum dapat

diterbitkan

- Akan dilakukan moratorium

terhadap

pertambangan batubara

dikarenakan

kerusakan jalan

43

Aspek Isu Strategis

Kondisi Saat Ini


bauksit investor. larangan ekspor untuk

bahan tambang yang diolah dan

dimurnikan

yang ditimbulkan.

- Kerusakan ini dikarenakan belum

jelasnya regulasi

untuk pengangkutan

batubara.

mengingat

turunan peraturan

khususnya

penetapan WP dan ketentuan

lelang wilayah

kerja belum ada.

yang

ditimbulkan.

- Kerusakan ini

dikarenakan

belum jelasnya regulasi untuk

pengangkutan

batubara.

- Tata kelola

lingkungan juga

selalu muncul dalam usaha

eksplorasi dan

eksploitasi bahan tambang

44

2.2.2 Isu Strategis Wilayah Jawa

Pertambangan masih merupakan salah satu andalan sektor ekonomi Pulau Jawa

selain sektor distribusi barang dan jasa. Pertambangan migas maupun non-migas

tersebar di sejumlah wilayah Pulau Jawa seperti di Provinsi Banten, Jawa Tengah, D.I

Yogyakarta dan Jawa Timur. Potensi sumber daya energi, mineral, dan pertambangan di

sejumlah daerah di Pulau Jawa cukup besar dan diharapkan terus meningkat guna

mendukung pertumbuhan ekonomi masyarakat sekitar. Isu strategis sektor sumber daya

energi, mineral, dan pertambangan Wilayah Jawa meliputi (1) Penataan sistem

peraturan perundang-undangan terkait penetapan Wilayah Usaha Pertambangan (WUP)

serta Ijin Usaha Pertambangan (IUP); (2) Optimalisasi potensi dan penyediaan energi

listrik dalam rangka memenuhi kebutuhan pasokan energi listrik masyarakat dan pelaku

usaha; (3) Optimalisasi penyediaan dan pemenuhan air bersih terutama kebutuhan air

bersih daerah sulit air dan kawasan industri; (4) Optimalisasi pemanfaatan potensi

energi baru dan terbarukan untuk mendukung pemenuhan kebutuhan energi; (5)

Optimalisasi sistem pengendalian konservasi lingkungan dan mitigasi bencana.

1. Penataan Sistem Peraturan Perundang-Undangan Terkait Penetapan Wilayah

Usaha Pertambangan (WUP) serta Ijin Usaha Pertambangan (IUP)

Maraknya kegiatan pertambangan liar merupakan salah fenomena buruk

pertambangan di Indonesia. Aktivitas pertambangan liar tentu merugikan negara baik

dari segi finasial serta berpotensi besar merusak kelestarian ekosistem lingkungan. Oleh

karena itu, diperlukan suatu kerangka kebijakan yang mengatur mengenai penggunaan

lahan tambang sesuai dengan Rencana Tata Ruang Wilayah (RTRW). Kerangka

kebijakan tersebut penting sebagai usaha meminimalisasi maraknya fenomena

Pertambangan Tanpa Ijin (PETI). Tidak sampai disitu, program pembinaan dan

pengawasan kegiatan tambang juga harus dilakukan secara rutin untuk meningkatkan

kesadaran masyarakat terutama para pelaku usaha tambang terkait dampak negatif

pertambangan liar dan kerugiannya bagi Negara Indonesia. Penataan ulang sistem

peratutan perundang-undangan terkait penetapan wilayah dan ijin tambang merupakan

salah satu strategi dalam menjawab maraknya fenomena pertambangan liar dan

kerusakan lingkungan.

45

2. Optimalisasi Potensi dan Penyediaan Energi Listrik dalam Rangka Memenuhi

Kebutuhan Pasokan Energi Listrik Masyarakat dan Pelaku Usaha

Sampai dengan tahun 2013, rata-rata rasio elektrifikasi di Pulau Jawa telah

mencapai lebih dari 70 persen. Rasio elektrifikasi Provinsi Banten misalnya sudah

mencapai 78,93 persen, Provinsi Jawa Tengah 79,98 persen, Provinsi DIY 76,80 persen

serta Provinsi Jawa Timur 75,56 persen pada tahun 2012. Artinya, sebagian besar

wilayah di Pulau Jawa telah menikmati fasilitas listrik walaupun faktanya masih

terdapat sejumlah daerah yang sama sekali belum dialiri energi listrik. Kebutuhan energi

listrik Pulau Jawa terus meningkat mengingat target rasio elektrifikasi 100 persen harus

segera dicapai serta pertumbuhan penduduk dan kegiatan ekonomi yang semakin pesat.

Sebagai contoh, pada tahun 2012 lalu beban penggunaan tenaga listrik sistem

kelistrikan Jawa-Bali menembus titik tertinggi sepanjang sejarah yakni hampir 22.000

MW. Kenaikan beban listrik tersebut disebabkan karena kenaikan beban listrik yang

signifikan di hampir semua wilayah sistem kelistrikan Jawa - Bali.

Pertumbuhan penggunaan tenaga listrik yang terus meningkat signifikan di

Pulau Jawa harus diikuti dengan ketersediaan pasokan energi listrik. Artinya, kapasitas

seluruh pembangkit listrik terutama pembangkit listrik yang tergabung dalam sistem

jaringan transmisi listrik Jawa - Bali harus mampu bekerja secara optimal untuk

menutupi kebutuhan energi listrik khususnya Pulau Jawa. Optimalisasi penyediaan

energi listrik di Pulau Jawa akan lebih mudah diwujudkan mengingat akses, sarana dan

prasarana pendukung telah sangat memadai di hampir semua wilayah di Pulau Jawa.

Optimalisasi penyediaan listrik dapat dilakukan melalui pengembangan kapasitas

pembangkit listrik yang sudah ada saat ini atau melalui pembangunan infrastruktur

berupa pembangkit listrik baru.

3. Optimalisasi Penyediaan dan Pemenuhan Air Bersih Khususnya Kebutuhan

Air Bersih Daerah Sulit Air dan Kawasan Industri

Optimalisasi penyediaan air bersih dilakukan seiring dengan meningkatnya

kebutuhan air bersih masyarakat. Peningkatan kebutuhan air bersih sejalan dengan

pertumbuhan kondisi perekonomian daerah yang juga semakin meningkat serta masih

ditemukannya daerah-daerah rawan kekeringan yang ada di sejumlah wilayah di Pulau

Jawa. Optimalisasi penyediaan air bersih di Pulau Jawa memiliki tantangan tersendiri

bagi masing-masing daerah. Provinsi Banten misalnya telah menentukan 5 (lima) satuan

46

Cekungan Air Tanah (CAT) yang layak dan siap dieksploitasi untuk menghasilkan air

bersih. Sedangkan di Provinsi Jawa Tengah tuntutan penyediaan air bersih dilakukan

sejalan dengan peningkatan kondisi perekonomian masyarakat serta masih banyak

daerah di Jawa Tengah yang rawan kekeringan. Lain halnya dengan Provinsi DIY yang

mana hambatan utama penyediaan air bersih dikarenakan belum ditetapkannya

Peraturan Pengelolaan Air Tanah pada Cekungan Air Tanah Lintas Provinsi. Peraturan

tersebut dinilai sangat vital untuk mendukung peraturan daerah terkait pengelolaan air

tanah di Provinsi DIY. Sementara kondisi di Provinsi Jawa Timur adalah masih

ditemukannya wilayah-wilayah yang sulit air dan tidak memiliki potensi air tanah.

Untuk itu, Pemerintah Provinsi Jawa Timur telah berupaya untuk meningkatkan

intensitas pengambilan air tanah pada sumur-sumur yang telah ada.

4. Optimalisasi Pemanfaatan Potensi Energi Baru dan Terbarukan untuk

Mendukung Pemenuhan Kebutuhan Energi

Pemanfaatan potensi energi baru dan terbarukan merupakan salah satu jawaban

atas masalah kelangkaan energi masa kini. Ketersediaan sumber daya energi terbarukan

serta perkembangan teknologi pendukung merupakan modal utama dalam

mengembangkan potensi energi alternatif baru. Pengembangan energi alternatif baru

dan terbarukan sudah dilakukan di hampir semua Provinsi di Pulau Jawa. Akan tetapi

hasil yang didapatkan belum optimal dikarenakan sejumlah faktor. Pemerintah Provinsi

Banten misalnya telah mengembangkan potensi energi biomassa, mikrohidro, energi

angin, energi gelombang, dan energi tenaga surya. Akan tetapi masih dihadapkan pada

masalah keterbatasan infrastruktur pendukung. Pemerintah Provinsi Jawa Tengah juga

telah mengembangkan potensi energi baru biomasa, bioethanol, biogas, dan biofuel,

namun kinerja pembangkit listrik tersebut belum optimal. Sementara itu, Pemerintah

Provinsi DIY juga telah mengembangkan potensi energi baru terbarukan. Hasil

identifikasi Pemerintah DIY menyebutkan bahwa potensi energi baru dan terbarukan

provinsi DIY mencapai 20 MW, akan tetapi yang layak dibangkitkan menjad energi

listrik hanya kurang dari 10 MW. Pengembangan energi baru terbarukan di Provinsi

DIY dinilai masih belum optimal karena sejumlah faktor seperti terbatasnya

ketersediaan anggaran pemerintah, rendahnya partisipasi masyarakat, dan harga jual

yang kalah dibandingkan dengan energi bersubsidi. Pemerintah Provinsi Jawa Timur

juga telah mengembangkan potensi energi baru terbarukan seperti biogas dan

47

mikrohidro, namun belum optimal dan terbentur dengan keterbatasan infrastruktur dan

anggaran.

5. Optimalisasi Sistem Pengendalian Konservasi Lingkungan dan Mitigasi

Bencana

Pertambangan merupakan salah satu aktivitas manusia yang pada satu sisi

merupakan salah satu motor penggerak perekonomian suatu negara dan berkontribusi

besar dalam menyumbang devisa suatu negara. Namun, pada sisi lain aktivitas

pertambangan juga dapat menjadi bumerang bagi kelestarian lingkungan suatu negara.

Aktivitas pertambangan yang tidak terkontrol akan berpotensi besar merusak ekosistem

lingkungan bahkan menimbulkan bencana alam seperti banjir dan tanah longsor. Prinsip

tersebut berlaku untuk semua aktivitas pertambangan dimana dampak dari aktivitas

pertambangan yang tidak terkontrol adalah kerusakan ekosistem lingkungan.

Aktivitas pertambangan yang tidak terkontrol misalnya, masih banyak

ditemukan di Pulau Jawa. Di Provinsi Jawa Tengah dampak negatif kegiatan

pertambangan misalnya terjadinya degradasi lingkungan seperti penurunan permukaan

air tanah serta berkurangnya daerah resapan air. Demikian halnya di Provinsi Jawa

Timur, masih banyak ditemukan kegiatan Pertambangan Tanpa Ijin (PETI). Kesadaran

masyarakat pelaku usaha akan kelestarian lingkungan memang masih sangat rendah.

Hal ini ditandai dengan maraknya penggunaan lahan peruntukan tambang yang tidak

sesuai dengan RTRW serta penggunaan teknologi yang tidak sesuai dengan tata cara

penambangan yang tepat. Selain kesadaran masyarakat pelaku usaha yang masih sangat

rendah, penyebab lain kerusakan lingkungan dikarenakan masih kurangnya sistem

pengawasan dan pengendaliaan terhadap aktivitas pertambangan oleh pemerintah.

Kerusakan ekosistem lingkungan akibat kegiatan pertambangan akan menjadi dampak

jangka panjang jika tidak segera ditanggulangi. Salah satu bentuk penanggulangan dini

kerusakan lingkungan akibat aktifitas pertambangan adalah melalui pengembangan

sistem konservasi lingkungan dan mitigasi bencana.

48

Tabel 12 Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan Wilayah Jawa

Aspek Isu Strategis

Kondisi Saat Ini

Banten Jawa Barat Jawa Tengah D. I Yogyakarta Jawa Timur

Peraturan Perundang-

undangan

Penataan sistem peraturan

perundang-undangan terkait

penetapan Wilayah Usaha

Pertambangan(WUP) serta

Ijin Usaha Pertambangan

(IUP)

- Terkendalanya kebutuhan

mineral dan batuan dalam

pembangunan di Jawa Tengah

dengan adanya Surat Edaran

Dirjen Mineral dan Batubara

Kementerian ESDM tentang

Penghentian Sementara

Penertiban IUP Baru sampai

ditetapkannya Wilayah

Pertambangan.

- Kegiatan usaha

pertambangan belum

dilaksanakan secara

optimal dikarenakan

belum ditetapkannya

Wilayah Usaha

Pertambangan (WUP)

oleh Menteri Energi dan

Sumber Daya Mineral

(ESDM) dan Wilayah

Pertambangan Rakyat

(WPR) oleh Bupati

- Masih belum

ditetapkannya Wilayah

Pertambangan (WP)

oleh Pemerintah Pusat;

- Surat edaran dari

Kementerian ESDM

tentang: penghentian

sementara penerbitan

Izin Usaha

Pertambangan (IUP)

baru.

Potensi Energi Listrik Optimalisasi potensi dan

penyediaan energi listrik

dalam rangka memenuhi

kebutuhan pasokan energi

listrik masyarakat dan pelaku

usaha

- Rasio elektrifikasi baru

mencapai 78,93%. (tahun

2012);

- Rumah Tangga Perdesaan

yang belum berlistrik pada

umumnya berada di

wilayah Banten bagian

selatan.

- Belum optimalnya cakupan

pelayanan elektrifikasi

rumah

- Rasio Elektrifikasi (RE) di Jawa

Tengah sebesar 79,98 %;

- Masih banyak dusun belum

berlistrik di Jawa Tengah

- Rasio elektrifikasi DIY

pada tahun 2012 adalah

76,80%;

- Masih terdapat kurang

lebih 238 dusun dari total

4508 dusun di DIY belum

berlistrik terutama di

wilayah-wilayah yang

terpencil;

- Tingkat elektrifikasi

75,56 %

- Desa/dusun belum

berlistrik : pedesaan,

terpencil & kepulauan

- Suplai energi untuk

kawasan industri masih

kurang.

Potensi Air Bersih Optimalisasi penyediaan dan

pemenuhan air bersih

terutama kebutuhan air bersih

daerah sulit air dan kawasan

industri

- Keberadaan air tanah di

Provinsi Banten dapat

diklasifikasikan menjadi 5

(lima) satuan Cekungan Air

Tanah (CAT) yang telah

diidentifikasi dan bersifat

lintas kabupaten maupun

kota, antara lain CAT

Labuan, CAT Rawadano,

CAT Malingping, CAT

Serang-Tangerang, dan

CAT Jakarta.

- Ketahanan energi dan

kualitas air baku

- Peningkatan kebutuhan air

bersih seiring meningkatnya

kondisi perekonomian daerah

sehingga diperlukan

perencanaan peningkatan

pemenuhan kebutuhan air

bersih bagi masyarakat terutama

di daerah sulit air;

- Penurunan kuantitas dan

kualitas air tanah sehingga

diperlukan upaya peningkatan

upaya konservasi air tanah.

- Belum ditetapkannya

Peraturan Pengelolaan Air

Tanah pada Cekungan Air

Tanah lintas Provinsi;

- Pemerintah DIY telah

menetapkan Perda No 5

Tahun 2012 tentang

pengelolaan air tanah,

sedangkan untuk

pengelolaan air tanah

kewenangan pusat belum

disusun regulasinya.

- Peningkatan intensitas

pengambilan air tanah;

- Terdapat wilayah sulit

air karena kurang/tidak

memiliki potensi air

tanah.

Potensi Energi Baru Optimalisasi pemanfaatan - Pemerintah Provinsi - Pengendalian eksploitasi - Pemerintah Provinsi Jawa - Potensi energi baru - Pengembangan Energi

49

Aspek Isu Strategis

Kondisi Saat Ini

Banten Jawa Barat Jawa Tengah D. I Yogyakarta Jawa Timur

dan Terbarukan potensi energi baru dan

terbarukan untuk mendukung

pemenuhan kebutuhan energi

Banten telah

mengembangkan potensi

energi alternative dan

terbarukan seperti

Biomasa, Mikrohidro,

Energi Angin, Energi

Gelombang, dan Energi

Surya.

berlebihan sumber daya

mineral dan non mineral

- Terbatasnya pemanfaatan

energi baru terbarukan

- Belum optimalnya

konservasi energi dan

sumber daya mineral

- Belum optimalnya

pendayagunaan produksi

energi sumberdaya mineral

Tengah telah mengembangkan

Biomasa, Bioethanol, Biogas,

dan Biofuel namum belum

optimal.

terbarukan Provinsi DIY

mencapai 20 MW, akan

tetapi yang layak

dibangkitkan menjad

energi listrik hanya

kurang dari 10MW;

- Implementasi

pengembangan EBT

masih minimal karena

terbatasnya ketersediaan

anggaran pemerintah,

masih rendahnya

partisipasi masyarakat,

dan harga jual yang kalah

dibandingkan energi

bersubsidi.

Baru dan Terbarukan

belum optimal;

- Pengembangan energi

baru terbarukan baru

sebatas energi Biogas

dan Mikrohidro.

Konservasi Lingkungan

dan Mitigasi Bencana

Optimalisasi sistem

pengendalian konservasi

lingkungan dan mitigasi

bencana

- Belum teridentifikasi dan

terpetakannya sumber daya

geologi dan mineral untuk

peruntukan lainnya seperti

geowisata dan geopark

- Belum diberdayakannya

potensi/peruntukan

sumberdaya geologi dan

mineral lainnya seperti

sumberdaya keragaman

geologi untuk geoheritage

dan geopark

- Ancaman degradasi lingkungan

akibat pemanfaatan sumber

daya geologi (penurunan muka

air tanah, berkurangnya daerah

resapan,kegiatan

penambangan);

- Keterbatasan kewenangan

pemerintah daerah dalam

melakukan pengawasan

terhadap usaha hulu migas;

- Kesadaran masyarakat maupun

pelaku usaha terhadap

keselamatan ketenagalistrikan

masih rendah;

- Potensi tambang yang tidak

masuk dalam kawasan

peruntukan tambang dalam

RTRW.

- Pertambangan dan

pengambilan air tanah

tidak sesuai dengan tata

cara penambangan yang

tepat;

- Kerusakan lahan pasca

penambangan serta

maraknya kegiatan

Pertambangan Tanpa

Ijin (PETI);

50

2.2.3 Isu Strategis Wilayah Kalimantan

Isu strategis regional Kalimantan meliputi (1) Optimalisasi penyediaan energi

listrik melalui pembangunan sarana dan infrastruktur pembangkit listrik terbaru; (2)

Optimalisasi pengelolaan potensi air tanah untuk mengatasi kelangkaan air bersih; (3)

Optimalisasi pengembangan potensi energi baru alternatif dan terbarukan guna

mendukung dan meningkatkan ketersediaan pasokan energi; dan (4) Penataan sistem

pengawasan kegiatan/usaha sektor sumber daya energi, mineral dan pertambangan

dalam rangka meminimalisasi penyalahgunaan lahan dan kerusakan lingkungan.

1. Optimalisasi Penyediaan Energi Listrik Melalui Pembangunan Sarana dan

Infrastruktur Pembangkit Listrik Terbaru

Sampai dengan tahun 2013, keterbatasan pasokan energi listrik masih menjadi

persoalan utama di Pulau Kalimantan. Kelangkaan energi listrik tidak hanya dirasakan

oleh para pelaku usaha akan tetapi juga dirasakan oleh sebagian besar masyarakat

terutama masyarakat pedesaan. Salah satu indikator keterbatasan pasokan energi listrik

di Pulau Kalimantan adalah rendahnya rasio elektrifikasi masing-masing provinsi.

Sampai dengan tahun 2013 misalnya, rasio elektrifikasi masing-masing Provinsi

Kalimantan Timur, Kalimantan Selatan, Kalimantan Barat, dan Kalimantan Tengah

secara berturut-turut baru mencapai 65,70 persen, 73,10 persen, 59,70 persen, dan 61,10

persen. Faktor utama penyebab kelangkaan pasokan energi listrik di Pulau Kalimatan

dikarenakan masih rendahnya kapasitas sebagian besar pembangkit listrik yang ada saat

ini. Sampai dengan tahun 2013, PLTU Asam-Asam dan PLTD Trisakti yang terletak di

Kalimantan Selatan masih menjadi pembangkit listrik andalan bagi sebagian besar

wilayah di Kalimantan Timur, Kalimantan Barat bahkan Kalimantan Tengah.

Sebenarnya terdapat banyak pembangkit listrik yang beroperasi di Pulau Kalimantan

baik tenaga air, uap, diesel, maupun tenaga surya akan tetapi kapasitas energi listrik

yang dihasilkan tidak sebesar PLTU Asam-Asam dan PLTD Trisakti. Oleh karena itu,

perlu adanya pengembangan sarana infrastruktur pembangkit listrik di Pulau

Kalimantan. Pengembangan sarana dan infrastruktur tersebut dapat dilakukan melalui

pembangunan sarana pembangkit listrik yang baru atau melalui pengembangan

kapasitas pembangkit listrik yang ada saat ini.

51

2. Optimalisasi Pengelolaan Potensi Air Tanah Untuk Mengatasi Kelangkaan Air

Bersih

Ketersediaan air bersih di sebagian besar wilayah Kalimantan masih cukup

langka. Tidak hanya di kawasan industri, kelangkaan ketersediaan air bersih di kawasan

pemukiman penduduk juga sering terjadi. Penyebab kelangkaan air bersih pada setiap

daerah berbeda-beda. Di Kalimantan Barat misalnya, kelangkaan air bersih disebabkan

karena belum maksimalnya kegiatan pengeboran air bawah tanah serta belum

terpetakannya daerah cekungan air bersih. Kelangkaan air bersih di Kalimantan Timur

juga disebabkan karena belum maksimalnya kegiatan pengeboran air bawah tanah

terutama di daerah kawasan industri. Sementara penyebab kelangkaan air bersih di

Kalimantan Selatan disebabkan karena sungai-sungai utama sangat mudah keruh

terutama di musim penghujan. Bahkan sejumlah sungai utama juga telah mulai

terkontaminasi limbah akibat kegiatan industri di sekitar sungai-sungai utama. Pada

dasarnya, potensi air bawah tanah Pulau Kalimantan dinilai cukup besar mengingat

luasnya hutan penyimpan air serta banyaknya sungai-sungai besar. Kelangkaan air

bersih di Kalimantan lebih dikarenakan pada penggunaan teknologi terutama teknologi

pengeboran air bawah tanah yang belum maksimal.

3. Optimalisasi Pengembangan Potensi Energi Baru Alternatif dan Terbarukan

Guna Mendukung Dan Meningkatkan Ketersediaan Pasokan Energi

Pulau Kalimantan dikenal sebagai pulau yang memiliki potensi besar dalam

pengembangan sumber daya energi terbarukan. Hal ini mengingat Pulau Kalimantan

merupakan pulau yang kaya sumber daya alam serta memiliki letak yang sangat

strategis. Posisi Pulau Kalimantan yang dilalui garis khatulistiwa sangat mendukung

pengembangan potensi energi alternatif dan terbarukan. Kalimantan Barat misalnya

sudah mulai mengembangkan potensi energi alternatif terbarukan seperti Pembangkit

Listrik Tenaga Mikro Hidro, Pembangkit Listrik Tenaga Surya, Sistem Konversi Energi

Angin, serta Biogas. Provinsi Kalimantan Timur sejak tahun 2010 juga telah

mengembangkan sistem Biogas Power Plant sebagai alternatif energi baru dan

terbarukan. Demikian pula halnya Provinsi Kalimantan Tengah yang telah

mengembangkan sejumlah potensi energi alternatif terbarukan seperti Pembangkit

Listrik Tenaga Mikro Hidro, Pembangkit Listrik Tenaga Angin, serta Pembangkit

Listrik Tenaga Surya. Sementara Provinsi Kalimantan Selatan sudah sejak Tahun 2006

52

memulai proyek pengembangan potensi energi baru alternatif pemanfaatan energi surya,

pengembangan potensi Biogas, pemanfaatan energi air serta pemanfaatan energi briket

batubara. Pengembangan potensi energi di Pulau Kalimantan tidak hanya berorientasi

pada energi baru terbarukan akan tetapi juga berorientasi pada potensi energi ramah

lingkungan.

4. Penataan Sistem Pengawasan Kegiatan/Usaha Sektor Sumber Daya Energi,

Mineral dan Pertambangan Dalam Rangka Meminimalisasi Penyalahgunaan

Lahan dan Kerusakan Lingkungan

Pertumbuhan kegiatan/usaha terutama usaha pertambangan di Pulau Kalimantan

sangat pesat mengingat potensi sumber daya alam yang sangat besar dimiliki pulau

tersebut. Dampak positif dari pesatnya pertumbuhan usaha pertambangan di Pulau

Kalimantan adalah meningkatnya pertumbuhan ekonomi masyarakat. Akan tetapi,

pesatnya pertumbuhan usaha tambang tersebut juga berdampak negatif pada lingkungan

sekitar. Akar permasalahannya adalah masih lemahnya sistem pengawasan usaha yang

berakibat terjadinya penyalahgunaan lahan dan kerusakan lingkungan. Di Kalimantan

Barat misalnya, masih ditemukan banyak kegiatan usaha yang berpotensi mencemari

linkungan akibat kegiatan-kegiatan PETI. Demikian pula halnya di Kalimantan Tengah,

sistem pengawasan lapangan juga masih belum maksimal dikarenakan kekurangan

jumlah personil inspektur tambang di lapangan. Aktivitas pertambangan yang memang

memiliki potensi dan dampak negatif pada lingkungan harus mendapatkan usaha-usaha

pembinaan dan pengawasan sehingga meminimalisasi penyalahgunaan lahan dan

kerusakan lingkungan hidup.

53

Tabel 13 Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan Wilayah Kalimantan

Aspek Isu Strategis

Kondisi Saat Ini

Kalimantan Barat Kalimantan Timur Kalimantan Selatan Kalimantan Tengah

Sarana dan

infrastruktur

kelistrikan

Optimalisasi penyediaan energi

listrik melalui pembangunan sarana

dan infrastruktur pembangkit listrik

terbaru

- Infrastruktur (mesin) pembangkit listrik

sudah tua, diperlukan mesin-mesin baru;

- Rendahnya Rasio Elektrifikasi dan Rasio

Desa Berlistrik;

- Perlunya percepatan pembangunan

pembangkit listrik baru.

- Pembangunan pembangkit listrik oleh

Investor (IPP) tidak berjalan.

- Kemampuan daya pembangkit dan

jaringan listrikyang ada saat ini

masih sangat terbatas dan kecil.

- Belum adanya interkoneksi

jaringan listrik dari dan ke

Kalimantan Timur.

- Pemerintah Pusat perlu

memperhatikan daerah/wilayah

yang merupakan lumbung

energi

- Rasio eletrifikasi 73.09 persen;

- Pemanfaatan energi listrik

belum efisien hal ini ditandai

dengan intensistas energi yang

tinggi serta elastisitas energi

yang masih besar.

- Koordinasi antara Pemerintah,

Pemerintah Provinsi dan

Pemerintah Kota / Kabupaten

dalam hal pengelolaan sumber

daya energi belum maksimal.

- Pembangkit Listrik Di

Kalimantan Tengah Masih

Tergantung Pada Penggunaan

BBM Dan Kondisi Mesinya

Rata- Rata Sudah Tua;

- Rasio Elektrifikasi Atau

Rumah Tangga Berlistrik Di

Kalimantan Tengah masih 61,1

persen.

- Sumber energi listrik di

Kalimantan Tengah masih

mengandalkan suplai dari

sistem kelistrikan Kalimantan

Selatan.

Sarana dan

infrastruktur air

bersih

Optimalisasi pengelolaan potensi

air tanah untuk mengatasi

kelangkaan air bersih

- Sebagian potensi energi air yang dapat

dimanfaatkan untuk PLTMH lokasinya

berada dlm kawasan hutan, sehingga

memerlukan izin pinjam pakai kawasan

hutan dari Menteri Kehutanan.

- Potensi air tanah di Kalimantan Barat

cukup besar tetapi penyediaan air bersih

bersumber dari pengeboran air tanah

untuk kebutuhan masyarakat di daerah

sulit air belum maksimal dilaksanakan;

- Belum terpetakannya daerah sulit air di

Provinsi Kalimantan Barat;

- Belum tersedianya peta geologi dan peta

cekungan air tanah dengan skala yang

lebih besar.

- Optimalisasi pengelolaan potensi air

tanah untuk mengatasi kelangkaan air

bersih

- Kelangkaan air bersih untuk suplai

kawasan industri dan masyarakat;

- Pengembangan pemboran air

bawah tanah di kawasan industri

Maloy, Kariangau dan Masyarakat

yang sulit air bersih.

- Sungai-sungai utama mudah

mengalami kekeruhan terutama

pada musim penghujan

54

Aspek Isu Strategis

Kondisi Saat Ini

Kalimantan Barat Kalimantan Timur Kalimantan Selatan Kalimantan Tengah

Energi alternatif

dan terbarukan

Optimalisasi pengembangan

potensi energi baru alternatif dan

terbarukan guna mendukung dan

meningkatkan ketersediaan

pasokan energi

- Banyaknya potensi energi baru dan

terbarukan tetapi belum dapat

dipemanfaatkan secara maksimal

sehingga belum dapat meningkatkan

rasio elektrifikasi;

- Masih tingginya ketergantungan

pembangkit listrik pada penggunaan

bahan bakar minyak

- Dikembangkan dan

dimanfaatkannya energi baru dan

terbarukan seperti biomassa, angin,

mikrohidro, uranium, biodisel dan

bioetanol

- Belum optimalnya

pengembangan energi alternatif

pengganti BBM, disebabkan

masih tingginya investasi yang

dibutuhkan sehingga

menyebabkan biaya produksi

energi menjadi relatif mahal

- Potensi energi baru dan

terbarukan yang sudah di

kembangkan di Kalimantan

Tengah adalah pembangkit

listrik tenaga mikrohidro,

pembangkit listrik tenaga

angin, pemanfaatan energi

surya;

- Program kerjasama antara

pemerintah Indonesia dengan

pemerintah Finland dalam

mengembangkan energi baru

terbarukan di Kalimantan

Tengah dalam Program EEP

Indonesia.

Sistem

pengawasan

tambang

Penataan sistem pengawasan

kegiatan/usaha sektor sumber daya

energi, mineral dan pertambangan

dalam rangka meminimalisasi

penyalahgunaan lahan dan

kerusakan lingkungan

- Banyak terjadi pemanfaatan lahan ganda

antara kegiatan usaha pertambangan

dengan kegiatan usaha sektor lain

- Terjadinya kerusakan lahan dan

pencemaran lingkungan akibat kegiatan

PETI

- Jumlah IUP akhir 2013 mencapai (799

IUP, 66 IUP diterbitkan pemprov, 733

IUP diterbitkan pemda kab/kota), tetapi

yang sampai tahap eksploitasi / operasi

produksi hanya 177 IUP, dan yang aktif

ada kegiatan dilapangan hanya sedikit

sekitar 25 %.

- Kontribusi PNBP (Landrent dan Royalti)

dari pemegang IUP belum maksimal.

- Masih rendahnya kesadaran pemegang

Izin Tambang dalam mentaati kewajiban

sesuai aturan yang berlaku.

- Sering terjadi konflik sosial antara

pemegang IUP dengan masyarakat

setempat.

- Pengawasan lingkungan bidang

pertambangan umum,

- Perlunya kejelasan konsep tema

MP3EI Kalimantan Koridor III,

dengan Tema “Pembangunan

Koridor Ekonomi Kalimantan”

sebagai Pusat Produksi dan

Pengolahan Hasil Tambang &

Lumbung Energi Nasional

-

- Adanya Komitment untuk

meningkatkan nilai tambah produk

tambang.

- Masih banyak permasalahan

tumpang tindih lahan yang

melibatkan para pemilik lahan

dengan masyarakat,

- Aktifitas pertambangan

memiliki dampak terhadap

lingkungan hidup maupun

sosial sehingga perlu usaha-

usaha pembinaan dan

pengawasan aktifitas

pertambangan

- Adanya perpindahan

kepemilikan perusahaan (IUP),

saham PKP2B secara mudah

tanpa pengawasan dari

pemerintah

- Kurangnya aparatur pembinaan

dan pengawasan dibanding

dengan jumlah perizinan,

sehingga pelaksanaan

pengawasan dan pembinaan

tidak dapat dilakukan secara

optimal

55

2.2.4 Isu Strategis Wilayah Bali, Maluku, Nusa Tenggara dan Papua

Isu strategis di regional Bali, NTT, NTB, Maluku, Maluku Utara, dan Papua

Barat antara lain: (1) Optimalisasi penyediaan energi listrik; (2) Optimalisasi

penggunaan energi alternatif dan terbarukan; (3) Optimalisasi infrastruktur pendukung

energi, mineral, dan pertambangan; (4) Optimalisasi pengelolaan pertambangan yang

ramah terhadap lingkungan; (5) Mitigasi bencana dalam menghadapi potensi bencana

alam; (6) Penataan kawasan pertambangan dan kehutanan; dan (7) Peningkatan sumber

daya manusia pengelola pertambangan.

1. Optimalisasi Penyediaan Energi Listrik untuk Mendukung Pertumbuhan

Kegiatan Ekonomi

Indonesia sebagai negara yang memiliki sumber daya yang melimpah ternyata

masih memiliki permasalahan dalam bidang energi listrik dan energi alternatif. Banyak

wilayah di Indonesia khususnya di wilayah Regional Bali (NTT, NTB, Maluku, Maluku

Utara, dan Papua Barat) belum mendapatkan sambungan listrik, hal itu dikarenakan

kurangnya ketersediaan pembangkit listrik. Keterbatasan akan tersedianya pembangkit

listrik ini antara lain terjadi di wilayah Provinsi Maluku dan Provinsi NTB, karena

hampir semua energi listrik dipasok dari PLTD dan sebagian kecil dari PLTU serta

PLTMH.

Selain itu, rasio elektrifikasi yang begitu rendah di beberapa wilayah seperti di

Provinsi NTT sebesar 53,42 persen dan Provinsi NTB sebesar 53,56 persen juga

menjadi masalah tersendiri. Lain halnya dengan Provinsi Bali yang sudah memiliki

rasio elektrifikasi sebesar 74,95 persen, permasalahan pada Provinsi Bali adalah

minimnya ketersediaan pasokan energi listrik yang hanya sekitar 600 MW dari

kebutuhan 1.095 MW dan Provinsi Bali masih bergantung pada hubungan interkoneksi

Pulau Jawa dan Pulau Bali yang memiliki daya sebesar 200 MW, sehingga apabila

suatu saat terjadi pemadaman di Pulau Jawa akan berakibat pada ketersediaan

sambungan listrik di Pulau Bali. Selain itu yang menjadi perhatian adalah masih

rendahnya masyarakat yang menikmati listrik di Provinsi Maluku Utara, masyarakat

yang bisa mendapatkan aliran listrik sekitar 57 persen penduduk.

56

2. Optimalisasi Penggunaan Energi Alternatif dan Terbarukan

Indonesia saat ini masih sangat tergantung pada energi fosil dan hampir 90

persen dari kebutuhan energi Indonesia masih disuplai oleh energi fosil. Selain karena

akan habis, energi fosil juga berdampak negatif terhadap lingkungan. Emisi gas rumah

kaca dari pembakaran energi fosil berdampak pada pemanasan global yang

menyebabkan perubahan iklim. Energi alternatif merupakan solusi dari permasalahan-

permasalahan diatas. Beberapa energi alternatif telah dikembangkan seperti panas bumi,

biomassa, sinar matahari, dan sebagainya. Kebanyakan energi alternatif yang

dikembangkan merupakan energi terbarukan. Salah satu energi alternatif yang tersedia

adalah panas bumi dan air yang belum dioptimalkan penggunaannya seperti di Provinsi

Papua Barat karena belum tersedianya PLTU maupun PLTH. Selain itu permasalahan

yang terjadi dalam pengembangan energi alternatif adalah terbatasnya anggaran dalam

mendukung upaya pemeliharaan infrastruktur energi alternatif seperti yang terjadi di

Provinsi NTB. Namun demikian, di Provinsi Maluku Utara terdapat PLTS Morotai

yang mempunyai kapasitas 600 kilo Watt peak (kWp) dan merupakan PLTS terbesar

yang pernah dioperasikan PLN diseluruh Indonesia karena memiliki luas lahan cukup

besar yang mencapai 3 Ha. Selain itu, terdapat sumber energi alternatif selain panas

bumi dan sinar matahari di Provinsi Maluku Utara yang memiliki potensi untuk

dikembangkan yaitu energi biomassa berupa limbah pengolahan kayu dan batok kelapa

yang bisa digunakan sebagai penghasil energi.

3. Optimalisasi Infrastruktur Pendukung Sektor Energi, Mineral, dan

Pertambangan

Pembangunan infrastruktur sangat penting dalam mendukung sektor energi,

mineral, dan pertambangan karena merupakan bagian integral dari pembangunan

nasional. Infrastruktur adalah struktur dan fasilitas fisik yang dikembangkan oleh

pemerintah dalam menyediakan air, energi, transportasi, dan layanan sejenisnya untuk

memfasilitasi pencapaian tujuan sosial dan ekonomi khususnya dalam sektor energi,

mineral, dan pertambangan. Salah satu kendala dalam pengembangan infrastruktur

khususnya air antara lain banyaknya wilayah yang secara hidrogeologi tidak

memungkinkan untuk memperoleh air dengan cara mudah, untuk itu perlu

dikembangkan dengan sumur bor dalam seperti yang terjadi di Provinsi NTB. Adanya

keterbatasan anggaran pemerintah dalam membiayai pengembangan infrastruktur air

57

bersih di Provinsi NTB yang berpengaruh terhadap rendahnya cakupan layanan air

bersih di wilayah tersebut. Namun demikian, terbatasnya ketersediaan infrastruktur

energi untuk mendukung sektor pertambangan juga berpengaruh terhadap kewajiban

pengelola pertambangan untuk membuat pabrik pengolahan dan pemurnian hasil

penambangan di dalam negeri seperti yang diatur dalam UU No 4 Tahun 2009 tentang

Pertambangan Mineral dan Batubara yang bertujuan untuk menambah nilai terhadap

hasil tambang itu sendiri.

4. Optimalisasi Pengelolaan Pertambangan yang Ramah Terhadap Lingkungan

Pengelolaan pertambangan juga harus memperhatikan aspek lingkungan, karena

pertambangan yang ramah lingkungan (green mining) bertujuan untuk mengelola

pertambangan yang aman dan ramah terhadap lingkungan sekitarnya. Hal itu dapat

terwujud apabila dalam perusahaan yang mengelola pertambangan tidak hanya

memperhatikan aspek ekonomi, tetapi juga memperhatikan aspek lingkungan.

Sementara itu, pengelolaan pertambangan yang selama ini dilakukan belum optimal.

Hal itu dikarenakan masih tingginya jumlah penambangan tanpa ijin (PETI) yang

cenderung merusak lingkungan seperti yang terdapat di Provinsi NTT dan banyaknya

pertambangan yang belum memperhatikan kelestarian lingkungan di Provinsi Maluku

Utara. Selain itu adanya tambang terbuka (open pit mining) di Provinsi Papua Barat

yang mengubah bentang alam sehingga mempengaruhi ekosistem dan habitat asli.

5. Mitigasi Bencana dalam Menghadapi Potensi Bencana Alam

Bencana alam adalah bencana yang diakibatkan oleh peristiwa atau serangkaian

peristiwa yang disebabkan oleh alam antara lain berupa gempa bumi, tsunami, gunung

meletus, banjir, kekeringan, angin topan, dan tanah longsor. Kerusakan lingkungan yang

terjadi juga berdampak dengan timbulnya bencana. Kepulauan Nusa Tenggara

merupakan salah satu wilayah yang mempunyai gunung berapi aktif pasca letusan

Gunung Tambora pada tahun 1815. Gunung tersebut terletak di Provinsi Nusa Tenggara

Barat (NTB) dan hal itu dikarenakan wilayah tersebut berada pada zona lingkaran cincin

api dan zona tumbukan lempeng yang menjadikan ini mempunyai tingkat resiko

terhadap bencana alam gunung berapi dan geologi. Namun demikian terdapat potensi

antara lain seperti di Provinsi NTB yang memiliki potensi dibidang pertambangan

berupa mineral disekitar gunung berapi.

58

6. Penataan kawasan pertambangan dan kehutanan

Tumpang tindihnya kawasan pertambangan dan kawasan kehutanan yang terjadi

di Provinsi NTT, Provinsi NTB, Provinsi Maluku, dan Provinsi Papua Barat dapat

menyebabkan terjadinya kerusakan hutan. Untuk itu, perlu segera dilakukan

penyesuaian kebijakan sesuai dengan regulasi yang telah diatur oleh Pemerintah melalui

Rencana Tata Ruang yang mengatur arah kebijakan pemanfaatan ruang kawasan hutan

maupun kawasan pertambangan. Hal itu dimaksudkan untuk mengarahkan agar kegiatan

pertambangan dapat berlangsung secara jelas, efisien dan produktif tanpa menimbulkan

dampak negatif terhadap lingkungan.

7. Peningkatan sumber daya manusia pengelola pertambangan

Pengelolaan pertambangan dihadapkan kepada tantangan untuk meningkatkan

SDM yang profesional baik dalam jumlah maupun kualitasnya. Tingkat penguasaan

teknologi tenaga-tenaga pertambangan belum dapat memenuhi kebutuhan yang semakin

meningkat. Kegiatan eksplorasi dan pengusahaan pertambangan pada masa mendatang

cenderung semakin mengarah ke daerah yang lebih sulit dan terpencil. Namun

kenyataan yang terjadi adalah sektor pertambangan kurang memberikan dampak

terhadap kesejahteraan masyarakat karena SDM yang masih relatif rendah di Provinsi

NTT. Selain itu, kurangnya pemberdayaan masyarakat lingkar tambang dan tanggung

jawab sosial perusahaan tambang seperti yang terjadi di Provinsi NTB.

59

Tabel 14 Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan Wilayah Bali, Maluku, Nusa Tenggara Timur, Papua dan Papua

Barat

Aspek Isu Strategis

Kondisi Saat Ini

Bali NTB NTT Papua Papua Barat Maluku Maluku Utara

Energi/Kelistrikan

Optimalisasi

penyediaan

energi listrik

untuk mendukung

pertumbuhan

kegiatan ekonomi

- Ketersediaan

pasokan energi

listrik di Provinsi

Bali hanya 600 mw

dari kebutuhan

1095 mw

- Masih bergantung

pada hubungan

interkoneksi Pulau

Jawa dan Bali yang

memiliki daya

sebesar 200 mw

- Kebutuhan bahan

bakar untuk

pembangkit di Bali

harus dikirim dari

provinsi lain,

meliputi BBM

seperti saat ini,

batubara terkait

dengan PLTU

Celukan Bawang

- Terdapat defisit daya

listrik di Provinsi

NTB

- Masih rendahnya

rasio elektrifikasi

yaitu 53,65% di

Provinsi NTB

- Rasio elektrifikasi di

Provinsi NTT masih

dibawah 50%

- Pasokan energi

masih terbatas untuk

pembangkitan

(jumlah, kualitas,

dan keandalan)

Efisiensi dan

konservasi Energi

sangat kecil

dibandinkan potensi

- Bauran energi

(energy mix) belum

optimal

- Pelayanan Listrik

belum menjangkau

44 Pulau yang dihuni

- Kebutuhan PT.

Freeport

menggunakan

PLTA Urumuka

Yawei yang

sedang dibangun

dan akan

menghasilkan

daya sebesar 500

MW yang dibagi

untuk kebutuhan

PT. Freeport

sebesar 350 MW

dan 150 dibagi

untuk kebutuhan

Kabupaten sekitar

- Wilayah

Membramo

direncanakan

sebagai kawasan

industri sekala

besar

- Penggunaan energi

listrik masih belum

merata

- Beberapa

Kabupaten belum

mendapatkan

pasokan listrik 24

jam, seperti di

Kabupaten Teluk

Wondama,

Kabupaten Teluk

Bintuni, Kabupaten

Tambrauw dan

Kabupaten Maybrat

- Peningkatan rasio

desa berlistrik

terutama di daerah

terpencil/terisolir

melalui

pengembangan

energi terbarukan

(PLTMH, PLTS)

- Kebutuhan energi

listrik kedepan akan

semakin tinggi

seiring dengan

pertumbuhan

industri dan jasa,

seperti pabrik

semen di

Manokwari (butuh

26 MW)

- Pembangkit

listrik di

Provinsi

Maluku hanya

menggunakan

PLTD

- Masih

rendahnya rasio

elektrifikasi

yaitu 60,95% di

Provinsi

Maluku

- Terdapat 43%

masyarakat yang

belum tersentuh

listrik di Provinsi

Maluku Utara

60

Aspek Isu Strategis

Kondisi Saat Ini


Optimalisasi

penggunaan

energi alternatif

dan terbarukan

- Energi listrik di

Provinsi Bali

sebagian besar

masih di suplai dari

Pulau Jawa, untuk

itu perlu

pengembangan

energi alternatif

- Pembangunan

infrastruktur energi

alternatif masih

terkendala dengan

besarnya investasi

yang dibutuhkan

untuk dapat

membangun

infrastruktur

pemanfaatan energi

alternatif dalam

skala besar

- Terbatasnya

anggaran dalam

mendukung upaya

pemeliharaan

infrastruktur energi

alternatif

- Pengembangan

Panas Bumi di

Provinsi NTB

terkendala oleh :

- Regulasi

- Infrastruktur

- Permodalan

- Belum tersedianya

PLTU maupun

PLTH sebagai

bentuk pemanfaatan

energi terbarukan

- Belum

dioptimalkannya

penggunaan

batubara dan panas

bumi di Provinsi

Papua Barat

- Terdapat energi

panas bumi

yang belum

dikelola.

- Provinsi Maluku

Utara memiliki

potensi energi

biomassa yaitu

batok kelapa dan

limbah kayu

- Energi surya yang

sudah

dikembangkan di

Maluku Utara

dengan

dibangunnya

Pembangkit Listrik

Tenaga Surya

(PLTS) di Pulau

Morotai dengan

kapasitas 6 MW

- Provinsi Maluku

Utara memiliki

potensi energi

panas bumi yang

tersebar di

Kabupaten

Halmahera

Selatan,

Kabuoaten

Halmahera Barat,

Kabupaten

Halmahera Utara,

dan Kota Tidore

Infrastruktur Optimalisasi

infrastruktur

pendukung sektor

energi, mineral,

dan

- Keterbatasan

anggaran pemerintah

dalam membiayai

pengembangan

infrastruktur air

bersih

- Wilayah

Membramo

direncanakan

sebagai kawasan

industri sekala

besar

- Masih

lambatnya

pengembangan

sektor ESDM

karena belum

memadainya

61

Aspek Isu Strategis

Kondisi Saat Ini


pertambangan - Masih ada 20%

masyarakat kota dan

25% masyarakat

desa yang belum

terjangkau pelayanan

air bersih

- Terdapat 30% jalan

provinsi yang belum

baik, sehingga perlu

pengembangan

sistem transportasi

inter dan antar

wilayah

infrastruktur

pendukung

yang

menghambat

masuknya

investor di

Provinsi

Maluku

Pertambangan

Optimalisasi

pengelolaan

Pertambangan

yang ramah

terhadap

lingkungan

- Adanya

penambangan

batupadas yang

merusak saluran

irigasi di

Kecamatan

Blahbatuh,

Kabupaten Gianyar

- Masih tingginya

jumlah

Penambangan Tanpa

I jin (PETI) yang

cenderung merusak

lingkungan di

Provinsi NTT

- Adanya tambang

terbuka (open pit

mining) di Papua

Barat yang merubah

bentang alam

sehingga

mempengaruhi

ekosistem dan

habitat asli

- Potensi

pertambangan

belum dapat

dimanfaatkan

secara optimal

mengingat adanya

keterlambatan

penetapan Wilayah

Pertambangan oleh

Pemerintah

- Banyaknya

pertambangan

yang belum

memperhatikan

keletarian

lingkungan di

Provinsi Maluku

Utara

Peningkatan

SDM pengelola

- Kurangnya

pemberdayaan

masyarakat lingkar

tambang dan

- Pertambangan

kurang memberikan

dampak terhadap

kesejahteraan

62

Aspek Isu Strategis

Kondisi Saat Ini


pertambangan tanggung jawab

sosial perusahaan

tambang

masyarakat karena

SDM yang masih

relatif rendah di

Provinsi NTT

Penataan

kawasan

pertambangan

dan kehutanan

karena pada

umummya

potensi tambang

berada di

kawasan hutan

- Perlu sinkronisasi

dan peninjauan

kembali peraturan

peraturan di sektor

pertambangan dan

kehutanan, terkait

dengan

eksplorasi/eksploita

si tambang di

kawasan hutan di

Provinsi Papua

Barat

Bencana Mitigasi bencana

dalam

menghadapi

potensi bencana

alam

- Provinsi NTB yang

berada pada

lingkaran cincin api

dan zona tumbukan

lempeng

menjadikan daerah

ini mempunyai

tingkat resiko

terhadap bencana

alam geologi seperti

meletusnya

gunungapi, gempa

bumi dan tsunami.

63

2.2.5 Isu Strategis Wilayah Sulawesi

Isu strategis regional Sulawesi Selatan, Sulawesi Tengah, Sulawesi Barat,

Sulawesi Utara, dan Gorontalo antara lain: (1) Optimalisasi pengelolaan energi listrik;

(2) Optimalisasi pemanfaatan energi alternatif dan terbarukan; (3) pengendalian

distribusi BBM dan LPG; (4) Optimalisasi pemenuhan kebutuhan infrastruktur air

bersih; (5) Peningkatan kualitas lingkungan sekitar tambang dengan menertibkan

pencemaran limbah pertambangan; (6) Penataan kawasan pertambangan; dan (7)

Mitigasi bencana khususnya bencana alam geologi.

1. Optimalisasi Pengelolaan Energi Listrik

Tenaga listrik merupakan infrastruktur yang menyangkut hajat hidup orang

banyak, untuk itu tenaga listrik harus dapat terjamin ketersediaannya dalam jumlah yang

cukup, harga yang wajar dan mutu yang baik. Sampai tahun 2013 di Provinsi Sulawesi

Selatan, masih banyak masyarakat yang belum mendapatkan sambungan listrik

terutama masyarakat pedesaan, hal itu dikarenakan akibat keterbatasan pemenuhan

listrik oleh PLN. Selain di Provinsi Sulawesi Selatan, keterbatasan akan pemenuhan

listrik ini antara lain terjadi di Provinsi Sulawesi Tengah dan Sulawesi Barat. Di

Provinsi Sulawesi Tengah, terjadi keterbatasan pemenuhan listrik karena pembangkit

listrik sebagian besar masih menggunakan mesin diesel yang kondisinya sudah tua,

sehingga tidak dapat berfungsi maksimal dan mengakibatkan kekurangan energi listrik

serta memerlukan pembiayaan pemeliharaan yang besar.

Keterbatasan pemenuhan energi listrik juga dapat terjadi karena rendahnya

investasi pembangkit listrik seperti yang terjadi di Provinsi Sulawesi Utara. Selain itu

keterbatasan kapasitas energi listrik saat ini juga tidak mampu mengimbangi

pertumbuhan permintaan baik dalam jangka pendek maupun jangka panjang dalam

menunjang atau pengembangan industri unggulan di Provinsi Sulawesi Tengah.

Permasalahan lainnya adalah terdapat rasio elektrifikasi yang rendah di Provinsi

Sulawesi Barat sebesar 45,97 persen dan rasio desa terlistriki sebesar 39 persen. Namun

demikian dengan adanya pembangunan Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) dengan

kapasitas 2 x 25 Megawatt (MW) Anggrek yang terletak di Kecamatan Anggrek,

Kabupaten Gorontalo Utara diharapkan dapat membantu wilayah lainnya dalam

meningkatkan pemenuhan energi listrik khususnya di Wilayah Regional Sulawesi.

64

2. Optimalisasi Pemanfaatan Potensi Energi Alternatif dan Terbarukan

Pulau Sulawesi memiliki potensi dalam pengembangan sumber daya energi

alternatif dan terbarukan. Hal ini dikarenakan Pulau Sulawesi memiliki sumber daya

yang berlimpah mencakup air, matahari, dan angin. Energi alternatif yang dapat

dimanfaatkan di Provinsi Sulawesi Tengah adalah air yang dapat menghasilkan energi

sebesar 995 MW dan energi alternatif seperti biogas yang dapat menghasilkan energi

sebesar 19.026 kW apabila dimanfaatkan dengan baik. Selain itu, terdapat lahan kritis

yang berpotensi untuk dimanfaatkan budi daya tanaman jarak pagar (biofuel) seluas

260.070 ha dan adanya potensi panas bumi yang terdapat dibeberapa titik tersebar di

Kabupaten Poso dan Donggala dengan potensi berkisar antara 20 s.d. 40 Mwe.

Potensi pemanfaatan energi alternatif dan terbarukan juga terdapat di Provinsi

Sulawesi Barat yaitu adanya 142 desa yang memiliki potensi air untuk dapat

dimanfaatkan Pembangkit Listrik Tenaga Air Skala Kecil atau lebih dikenal

Pembangkit Listrik Tenaga Mikro Hidro (PLTMH). Provinsi Sulawesi Barat juga

memiliki lahan kelapa sawit sebesar 51.831 Ha dan produksi sebesar 259.787 Ton

pertahun dan diperkirakan akan memberikan energi sebesar 30,769 GWh pertahun bila

residu sawit (EFB, Serat, dan Tempurung) 42 persen dan kandungan energinya 0,282

MWh per ton dapat dimanfaatkan dengan baik. Selain itu, adanya pembangunan

pembangkit listrik energi baru terbarukan di Provinsi Sulawesi Selatan juga diharapkan

akan mengurangi emisi gas rumah kaca melalui pembangunan PLT Biomassa.

3. Pengendalian Distribusi BBM dan LPG

Energi fosil adalah sumber daya utama dalam pemenuhan kebutuhan energi.

Energi fosil yang digunakan adalah bahan bakar minyak dan gas bumi. Karena

wilayahnya yang luas dan terdiri dari banyak pulau, penyediaan BBM dan LPG di

Indonesia khususnya di Pulau Sulawesi merupakan satu hal yang kompleks sehingga

dibutuhkan infrastuktur penyediaan BBM yang tidak sederhana. Hal itu dapat

mengakibatkan terhambatnya pendistribusian lalu lintas BBM dan LPG 3 kg di Provinsi

Sulawesi Barat.

4. Optimalisasi Pemenuhan Kebutuhan Infrastruktur Air Bersih

Salah satu kendala dalam pengembangan infrastruktur khususnya air bersih

antara lain belum optimalnya pemenuhan kebutuhan masyarakat akan air bersih,

65

khususnya pada wilayah pesisir dan daerah kritis air seperti yang terjadi di Provinsi

Sulawesi Selatan. Belum optimalnya pengelolaan air tanah yang diakibatkan belum

tersedianya pemetaan CAT untuk pendayagunaan air tanah. Selain itu rendahnya

kemampuan fiskal daerah untuk membiayai pembangunan infrastruktur di Provinsi

Sulawesi Tengah juga berpengaruh terhadap rendahnya cakupan layanan air bersih di

wilayah tersebut.

Namun demikian, adanya perubahan iklim yang tidak menentu serta pemanasan

global yang memberi pengaruh terhadap ketersediaan air permukaan maupun dalam

tanah seperti yang terjadi di Provinsi Sulawesi Utara. Kendala yang terakhir adalah

banyaknya pembuangan limbah industri dan rumah tangga ke daerah aliran sungai yang

mengakibatkan pencemaran sumber air bersih masih terjadi di Provinsi Gorontalo.

5. Peningkatan Kualitas Lingkungan Sekitar Tambang Dengan Menertibkan

Pencemaran Limbah Pertambangan

Pertumbuhan kegiatan/usaha terutama usaha pertambangan di Pulau Sulawesi

meningkat pesat mengingat potensi sumber daya alam yang sangat besar yang dimiliki

pulau tersebut. Dampak positif dari pesatnya pertumbuhan usaha tambang adalah

meningkatnya pertumbuhan ekonomi masyarakat. Namun, pesatnya pertumbuhan usaha

tambang tersebut ternyata berdampak negatif pada lingkungan sekitar. Kualitas

lingkungan di Indonesia akhir-akhir ini terus mengalami penurunan. Khususnya di

Provinsi Sulawesi Utara, hal ini disebabkan oleh beberapa pencemaran dan kerusakan

lingkungan antara lain banyaknya kegiatan pembuangan limbah perusahaan tidak sesuai

prosedur yang dapat mengakibatkan banyaknya bahan kimia dan unsur hara yang dapat

mengganggu kesehatan manusia. Selain itu, di Provinsi Sulawesi Utara juga terdapat

penambang liar yang mengakibatkan terjadinya kerusakan lingkungan yang berdampak

pada kawasan sekitar pertambangan antara lain seperti banyaknya lubang bekas

tambang dan adanya pencemaran air disekitar tambang.

6. Penataan Kawasan Pertambangan

Tumpang tindihnya izin yang dikeluarkan oleh Pemerintah Kabupaten/Kota

dapat menyebabkan terjadinya kerusakan disekitar kawasan pertambangan. Untuk itu,

Rencana Tata Ruang Wilayah (RTRW) di Provinsi Sulawesi Tengah, baik tingkat

Provinsi maupun Kabupaten/Kota, perlu untuk segera disempurnakan. Hal ini terkait

66

dengan peran RTRW sebagai acuan kebijakan dan pengembangan investasi, karena

dengan RTRW maka Pemerintah Daerah memiliki kejelasan mengenai status kawasan

yang tumpang tindih arah pemanfaatan ruang khususnya untuk kawasan peruntukan

pertambangan. Hal itu dimaksudkan untuk mengarahkan agar kegiatan pertambangan

dapat berlangsung secara jelas, efisien dan produktif tanpa menimbulkan dampak

negatif terhadap lingkungan. Selain itu kendala yang terjadi adalah pemerintah belum

menetapkan Wilayah Pertambangan (WP) menyebabkan makin banyaknya PETI di

Sulawesi Utara dan penambangan tanpa izin dan banyaknya tumpang tindih lahan izin

usaha pertambangan di Provinsi Sulawesi Barat

7. Mitigasi Bencana Khususnya Bencana Alam Geologi

Tingginya frekuensi terjadinya bencana alam geologi di Provinsi Sulawesi Barat

dikarenakan wilayah tersebut berada pada zona lingkaran cincin api dan zona tumbukan

lempeng yang menjadikan daerah ini mempunyai tingkat resiko terhadap bencana alam

gunung berapi dan geologi. Selain itu kerusakan lingkungan yang terjadi juga

berdampak dengan timbulnya bencana. Namun demikian, biasanya terdapat potensi-

potensi dibidang pertambangan berupa mineral disekitar gunung berapi.

67

Tabel 15 Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan Wilayah Sulawesi

Aspek Isu Strategis

Kondisi Saat Ini

Sulawesi Selatan Sulawesi Tengah Sulawesi Utara Sulawesi Barat Gorontalo

Energi/Kelistrikan Optimalisasi pengelolaan

energi listrik

- Belum terpenuhinya

kebutuhan masyarakat

perdesaan akan energi listrik

akibat keterbatasan

pemenuhan listrik oleh PLN

- Pembangkit listrik sebagian

besar menggunakan mesin

diesel yang kondisinya sudah

tua, sehingga tidak dapat

berfungsi maksimal dan

mengakibatkan kekurangan

energi listrik serta memerlukan

pembiayaan pemeliharaan

yang besar.

- Rasio kelistrikan Propinsi

Sulawesi Tengah hingga saat

ini mencapai 42,70 %

- Keterbatasan kapasitas energi

listrik, saat ini tidak mampu

mengimbangi pertumbuhan

permintaan baik dalam jangka

pendek maupun jangka

panjang, dalam menunjang

atau pengembangan industri

unggulan di wilayah Sulawesi

Tengah.

- Ketergantungan penyedia

listrik terhadap penggunaan

diesel yang memiliki biaya

operasional yang relatif tinggi

masih besar.

- Investasi pembangkit listrik

masih relatif rendah.

- Rendahnya rasio

elektrifikasi yaitu sebesar

45,97 %

- Persentase Kecamatan

terlistriki sebesar 78

persen

- Persentase Desa terlistriki

sebesar 39 persen

- Meningkatkan

pemanfaatan gas bumi

untuk energi listrik

- Adanya pembangunan

PTLU dengan kapasitas

2 x 25 Megawatt (MW)

Anggrek yang terletak di

Kecamatan Anggrek,

Kabupaten Gorontalo

Utara.

Energi Alternatif

dan Terbarukan

Optimalisasi pemanfaatan

potensi energi alternatif

dan terbarukan

- Adanya pembangunan

pembangkit listrik energi

baru terbarukan yang juga

diharapkan akan

mengurangi emisi gas

rumah kaca melalui

pembangunan PLT

Biomassa

- Kesinambungan produksi

listrik khususnya yang

bersumber dari PLTA,

PLTMH, PLTPH

- Adanya potensi energi

alternatif dan terbarukan antara

lain:

Air : 995 MW

Matahari : 64 -78 %

Angin : 2 – 5 m/s

Biogas : 19.026 kW

- Terdapat luas lahan kritis yang

bisa dimanfaatkan untuk budi

daya tanaman jarak pagar

(Biofuel) seluas 260.070 ha

- Potensi Panas Bumi terdapat

- Terdapat potensi air yang

belum dimanfaatkan untuk

kebutuhan energi listrik

diperkirakan sebesar 80,54

MW

- Pemanfaatan panas bumi dan

tenaga air sebagai energi

pembangkit listrik belum

optimal.

- Belum ada upaya serius untuk

melihat kemungkinan

penggunaan arus bawah laut

- Rendahnya pemanfaatan

dan pengembangan

energi baru terbarukan

- Terdapat 142 desa yang

memiliki potensi air yang

dapat dimanfaatkan untuk

pembangunan

Pembangkit Listrik

Tenaga Air Skala Kecil

atau lebih dikenal

Pembangkit Listrik

Tenaga Mikro Hidro

- Mengembangkan energi

alternatif untuk

mendukung

pembangunan

berkelanjutan

- Pengembangan WKP

Panas Bumi di

Kabupaten Gorontalo,

Bone Bolango dan

Kabupaten Gorontalo

Utara

68

Aspek Isu Strategis

Kondisi Saat Ini


membutuhkan penanganan

terpadu guna menjamin

keberlanjutan akan

ketersediaan air baku

melalui pelaksanaan

konservasi hutan dan

pengendalian sedimentasi

dibeberapa titik yang tersebar

di Kabupaten Poso dan

Donggala dengan potensi

berkisar antara 20 s/d 40 Mwe.

sebagai pembangkit tenaga

listrik.

- Biaya investasi awal untuk

menggunakan teknologi

penghasil energi yang lain

masih tinggi.

- Belum ada upaya serius untuk

mengembangkan bahan bakar

nabati (BBN) dengan

memanfaatkan komoditi lokal

seperti kelapa, aren, dan

balacae masih rendah. untuk

mengurangi ketergantungan

terhadap bahan bakar minyak

(BBM)

(PLTMH).

- Luas areal kelapa sawit

yang ada sebesar 51.831

Ha dan produksi sebesar

259.787 Ton pertahun,

diperkirakan akan

memberikan energi

sebesar 30,769 GWh

pertahun bila residu sawit

(EFB, Serat, dan

Tempurung) 42% dan

kandungan energinya

0,282 MWh per ton

Energi

(BBM dan Gas)

Pengendalian Distribusi

BBM dan LPG

- Kurangnya pasokan

Listrik, Minyak dan Gas

Bumi

- Kurang tertibnya

pendistribusian lalulintas

BBM dan LPG 3 kg

Infrastruktur air

bersih

Optimalisasi pemenuhan

kebutuhan infrastruktur

- Belum optimalnya

pemenuhan kebutuhan

masyarakat akan air bersih,

khususnya pada wilayah

pesisir dan daerah kritis air

- Belum optimalnya

pengelolaan air tanah yang

diakibatkan belum

tersedianya pemetaan CAT

untuk pendayagunaan air

tanah.

- Rendahnya kemampuan fiskal

daerah untuk membiayai

pembanguanan infrastruktur di

Provinsi Sulawesi Tengah

- Perubahan iklim yang tidak

menentu serta pemanasan

global yang memberi

pengaruh terhadap

ketersediaan air permukaan

maupun dalam tanah.

- Pembuangan limbah

industri dan rumah

tangga ke daerah aliran

sungai yang

mengakibatkan

pencemaran sumber air

bersih masih terjadi.

69

Aspek Isu Strategis

Kondisi Saat Ini


Pertambangan

Peningkatan kualitas

lingkungan sekitar

tambang dengan

menertibkan pencemaran

limbah pertambangan

- Pembuangan limbah

perusahaan yang tidak sesuai

prosedur dan keberadaan

banyak

- Terdapat penambang liar yang

mengakibatkan terjadinya

kerusakan lingkungan.

Peraturan dan

Kebijakan

Penataan kawasan

pertambangan

- Penyempurnaan Rencana Tata

Ruang Wilayah Sulawesi

Tengah baik tingkat provinsi

maupun kabupaten / kota

sebagai acuan pengembangan

investasi

- Tumpang tindihnya ijin yang

dikeluarkan oleh Pemeerintah

Kabupaten/Kota

- Pemerintah belum

menetapkan Wilayah

Pertambangan (WP)

menyebabkan makin

banyaknya PETI di Sulawesi

Utara

- Maraknya penambangan

tanpa izin

- Banyaknya tumpang

tindih lahan izin usaha

pertambangan

Bencana Mitigasi bencana

khususnya bencana alam

geologi

- Tingginya kuantitas

bencana alam geologi di

Provinsi Sulawesi Barat

71

BAB 3

REVIEW RPJMN 2009 - 2014

3.1 Permasalahan dan Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi pada RPJMN

2010 - 2014

Dalam lima tahun mendatang, isu-isu strategis di sektor energi akan berkaitan

dengan ‘gap’ yang semain lebar antara kebutuhan energi dengan pasokan energi.

Konsumsi BBM, misalnya, akan terus meningkat dengan pertumbuhan diperkirakan

mencapai 4,33 persen per tahun. Demikian juga dengan kebutuhan listrik yang semakin

tinggi seiring dengan semakin berkembangnya industri manufaktur dan industri

pengolahan komoditi. Dilain pihak, produksi minyak bumi tidak akan beranjak banyak

dari tingkat produksi dalam dua-tiga tahun terakhir ini. Produksi gas akan meningkat,

namun pemanfaatannya akan terkendala oleh infrastruktur gas yang masih terbatas.

Secara ringkas pencapaian sampai tahun 2012 dapat dilihat pada Tabel 16.

3.1.2 Produksi dan Cadangan Minyak dan Gas Bumi

Sepanjang lima tahun terakhir ini, produksi rata-rata minyak bumi dibawah 1

juta barel per hari. Tingkat produksi yang cukup rendah ini terutama disebabkan oleh

sebagian besar produksi minyak bumi berasal dari ladang minyak tua (mature), di mana

tingkat produksinya terus mengalami penurunan (natural depletion). Ladang atau sumur

minyak yang sudah lama berproduksi terutama yang berlokasi di Sumatera (Minas dan

Duri) dan Kalimantan. Jumlah lapangan mature ini sekitar 60 persen dari total lapangan

minyak yang saat ini ada, yakni sekitar 670 lapangan minyak. Sumur-sumur yang masih

penuh berproduksi (undepleted wells) terletak di sekitar laut Jawa dan Sulawesi (12

persen), sedangkan sumur-sumur baru yang masih dalam early production (20 persen)

ataupun dalam tahap eksplorasi atau undeveloped wells (6 persen), umumnya terletak di

wiayah timur Indonesia.

72

Tabel 16 Pencapaian Tahun 2010 – 2012 dan Perkiraan Tahun 2013 – 2014

Sasaran Indikator Satuan Baseline

(2009) Target (2014)

Perkembangan Pencapaian Perkiraan Capaian

2010 2011 2012 2013 2014

Meningkatnya

Kapasitas Energi

Produksi Minyak

Bumi Ribu Barrel/Hari 949 1.010*) 945 902 860 840 870

Produksi Gas Bumi Ribu Barrel setara

Minyak/Hari 1.420 1.633 1.582 1.508 1.464 1.240 1.240

Kapasitas

Pembangkit

Tambahan (MW)

31.959 3.000 MW/

Tahun

2.024 5.902 4.179 4.097 3.807

Terpasang (Kumulatif

MW) 33.983 39.885 44.064 48.161 51.968

Rasio Elektrifikasi Persen 65,79 80 67,15 72,95 76,56 79,30 81,4

Meningkatnya

Pemanfaatan Panas

Bumi

Kapasitas PLTP Terpasang (Kumulatif

MW) 1.179 5.000 1.189 1.226 1.341 1.346 1.403,6

Meningkatnya

Konversi

Penggunaan Gas

Pembangunan

Jaringan Gas Kota

Kota/Sambungan Rumah

(Kumulatif)

2/

6.210 19/ 80.000

6/

19.376

9/

45.576

13/

57.000

17/

73.000

21/

89.000

Pembangunan SPBG Unit (Kumulatif) n.a 21 FEED 4 8 15 30

73

Peningkatan produksi selanjutnya dari lapangan yang sudah mature, yakni

produksi dari secondary/tertiary recovery, dibutuhkan teknologi baru dan mahal

(Enhanced Oil Recovery - EOR)7. Pemanfaatan teknologi EOR ini masih terbatas di

beberapa sumur, seperti teknologi steam-flooding (injeksi uap) di lapangan minyak Duri

(Chevron Pacific Indonesia – CPI), sejak tahun 19858, dan teknologi Water Flooding

(injeksi air) di lapangan minyak Intan, Vita, Aryani, Widuri, Krisna, dan Widuri West

(CNOOC); lapangan NE Air Serdang, dan Guruh (JOB Pertamina-Talisman); lapangan

Kaji-Semoga (Medco); lapangan Pungut, dan Balam South (CPI); Sabak (BOB);

lapangan Kenali Asam, dan Tempino (PT Pertamina). Sedangkan penggunaan teknologi

ini di sumur-sumur lainnya masih dalam taraf feasibility study atau penelitian.

Gambar 3 Pemanfaatan teknologi Enhanced Oil Recovery (EOR) di lapangan minyak

(BP Migas, 2012)

7Enhanced Oil Recovery adalah metoda untuk menambah jumlah minyak yang bisa diambil setelah

melalui tahap primary dan secondary recovery. EOR biasa juga disebut tertiary recovery yang prinsipnya

adalah meng-introduce material lain yang dapat mengubah sifat fisik batuan dan/atau fluida sehingga

memudahkan minyak mengalir ke sumur-sumur produksi (BP Migas, 2012).

8Lapangan minyak Duri, yang terletak di Sumatera, ditemukan pada tahun 1941. Lapangan ini mulai

berproduksi (primary) pada tahun 1958, dan mencapai puncaknya pada sekitar tahun 1964 dengan

produksi mencapai 50 ribu per barel. Pada tahun 1975 pertama ali dilakukan tes uji coba EOR (Thermal

Testing), dan diperlukan sekitar 10 tahun sebelum Steam-Flooding EOR dapat diterapkan untuk

meningkatkan produksi (secondary/tertiary). Mulai tahun 1985, sumur-sumur di lapangan ini menerapkan

Steam-Flooding EOR. Produksi awal EOR mencapai 30 ribu barel/hari dan mencapai puncaknya dengan

tingkat produksi 296 ribu barel/hari (1994). Produksi minyak rata-rata dari lapangan Duri dengan EOR ini

mencapai 200 ribu barel/hari.

©2012 BPMIGAS. All rights reserved. The information consist in this document is exclusively designed and prepared for BPMIGAS ’ purposes only. No part of this publication can be reproduced, stored in an information access system, used

in a spreadsheet, or distributed in any format or media – electronic, mechanical, photocopy, recording, or any other form – without the written permission from BPMIGAS

20

11

© B

PM

IGA

S –

All

rig

hts

res

erv

ed

8 8

Sebaran Current & Future EOR di Indonesia

74

Pemanfaatan teknologi EOR ini juga akan dilakukan di beberapa sumur lainnya

dalam tahun-tahun mendatang, seperti teknologi Water Flooding di lapangan minyak

Pedada dan Beruk (BOB); teknologi CO2 Flooding di lapangan minyak Jati Barang dan

N. Gerai (PT Pertamina), teknologi Chemical/surfactant Injection di Minas (CPI), Kaji-

Semoga (Medco), Tanjung dan Limau (PT Pertamina), Zamrud (BOB), Handil (Total);

teknologi Steam Flooding di lapangan N. Duri, Batang, dan Kulin (CPI), serta teknologi

Microbialdi lapangan minyak KS/TMP/LS (PT Pertamina). Gambar 3 memperlihatkan

sebaran dan jenis teknologi EOR yang sudah/akan diterapkan di beberapa lapangan

minyak.

Di samping diperlukan waktu yang lama untuk melakukan kelayakan teknologi

EOR, ada beberapa tantangan yang diidentifikasi dapat menghambat penggunaan

tekbologi EOR guna melakukan produksi dari secondary/tertiary recovery, antara lain:

i) keterbatasan informasi subsurface disekitar sumur, terutama yang berkaitan dengan

karakteristik reservoir dan pengelolaan reservoir; ii) ketersediaan teknologi EOR yang

sesuai dengan kondisi sumur, sehingga diperlukan uji coba teknologi (Research and

Development – R&D) yang sesuai; iii) diperlukan biaya yang besar, terutama untuk

R&D, sehingga ada potensi mengurangi cash flow secara signifikan; iv) keterbatasan

sumber daya manusia yang menguasai teknologi EOR; v) keterbatasan supplier

chemical/steam dalam jumlah banyak yang digunakan sebagi surfactant guna

mengurangi kerekatan antara minyak dan batuan; vi) keterbatasan aturan mengenai

intellectual property rights dari teknologi EOR yang dikembangkan,; dan vii)

keterbatasan/kesulitan dalam memitigasi dampak negatif lingkungan, terutama apabila

lapangan/sumur minyak berada di daerah dengan padat penduduk.

Guna mendorong peningkatan produksi minyak, langkah-langkah antisipasi

untuk melakukan tahapan Secondary/Tertiary Recovery, termasuk panerapan EOR,

perlu dirancang sejak persetujuan Plan of Development (POD) I untuk kontrak-kontrak

PSC yang baru. Insentif untuk secondary/tertiary recover ini dapat diberikan melalui

beberapa cara, antara lain adalah melalui mekanisme ‘split’ yang memungkinkan

adanya penambahan bagian KKKS untuk memperhitngkan tambahan pengeluaran untuk

R&D dan Feasibility Study EOR yang akan diterapkan. Di samping itu, insentif dapat

juga diberikan melalui mekanisme investment credit, dan Domestic Market Obligation

(DMO). Mekanisme-mekanisme ini dapat secara langsung dan jelas diatur di dalam

kontrak kerja sama, PSC. Di samping itu, ada juga insentif yang secara tidak langsung

75

di atur melalui PSC, antara lain adalah melalui peyempurnaan split namun tidak secara

eksplisit dituliskan didalam PSC, dan/atau melalui kerjasama antara KKKS dengan

Pemerintah dalam melakukan pilot project bersama di dalam penerapan EOR.

Kontraktor Kontrak Kerja Sama (Production Sharing Contract – PSC), baik

perusahaan swasta internasional/nasional maupun Badan Usaha Milik Negara (BUMN).

BUMN (Pertamina EP) menyumbang sekitar 14-15 persen dari produksi minyak bumi

nasional. Sekitar 35-40 persen (350-400 ribu barel/hari) berasal dari lapangan minyak

yang dikelola oleh Chevron Pacific Indonesia (CPI) di Sumatera, yakni lapangan Duri

dan Minas (SLC - Sumatran Light Crude). Produksi minyak dari lapangan Duri dan

Minas sudah mulai menurun.

Dalam 10-20 tahun mendatang, produksi minyak diperkirakan hanya mencapai

700 ribu barel/hari, dan tambahan produksi baru terbesar berasal dari lapangan Banyu

Urip di Cepu (130 ribu barel/hari) Pertamina EP. Belum lengkapnya regulasi mengenai

pengawasan dan enforcement dalam penyediaan energi karena belum diterapkannya

punishment bagi KKS yang tidak memenuhi target POD lifting migas.

Kontrak unconventional gas – PSC (shale gas, coal bed methane/CBM) masih

sangat terbatas. Meskipun umlah cadangan unconventional gas sangat besar, kegiatan

eksplorasi gas tersebut masih terbatas dan belum menjadi perhatian perusahaan migas

besar.

Potensi cadangan CBM mencapai 453 TCF (trillioncubic feet) dan shale gas

mencapai 574 TCF. Pilot project untuk eksplorasi CBM di lapangan gas Rambutan

(2004) di Provinsi Sumatera Selatan, dan saat ini telah ditandatangani beberapa kontrak

eksplorasi CBM di Sumatera dan Kalimantan. Pemanfaatan CBM untuk pembangkit

listrik telah dilakukan dalam skala kecil, sejak tahun 2011. Saat ini telah teridentifikasi

beberapa cekungan (basin) dari shale gas, seperti di Sumatera (2), Jawa (3), Kalimantan

(2) dan Papua (1). Insentif telah diberikan untuk mempercepat kegiatan eksplorasi gas

unconventional, antara lain: split yang fleksibel tergantung dari kondisi lapangan, cost

recovery 100%, dengan kontrak 30 tahun. Pengembangan lapangan CBM terkendala

oleh rezim perizinan yang belum lengkap (hak eksploitasi dan penguasaan lapangan

dikeluarkan oleh dua lembaga/ditjen berbeda). Pengembangan shale gas terkendala oleh

belum terakuisisinya teknologi hydraulic fracture/cracking oleh pelaku industri migas

dalam negeri, serta penanganan dampak lingkungan/water waste yang banyak.

76

3.1.3 Penganekaragaman Sumber Daya Energi Primer (Diversifikasi)

Harga energi belum dapat mendorong diversifikasi energi yang sehat. Harga

BBM bersubsidi menyebabkan energi lainnya tidak kompetitif. Pemanfaatan energi

terbarukan, terutama panas bumi, untuk pembangkit listrik masih terbatas. Hal ini

disebabkan adanya konflik pemanfaatan lahan, di mana sebagian besar lapangan panas

bumi terletak di hutan lindung/konservasi, serta harga produksi listrik yang relatif

tinggi. Pemanfaatan gas juga terhambat, karena harga yang relatif rendah, sehingga

pasokan gas tidak dapat trjamin dan infrastruktur gas tidak dapat terbangun.

3.1.2.1 Pemanfaatan Panas Bumi

Pengembangan lapangan panas bumi untuk pembangkit listrik terhambat.

Potensi panas bumi untuk pembangkit listrik mencapai 29.000 MW, namun sampai saat

ini (2013) baru 1.343,5 MW (4,7 persen) yang dapat dimanfaatkan untuk

membangkitkan listrik. Untuk penyediaan pasokan energi panas bumi jangka menengah

dan panjang perlu segera diaktifkan lapangan panas bumi yang telah ditetapkan

sebanyak 58 Wilayah Kerja Pengusahaan (WKP). Dalam lima tahun terakhir,

penambahan kapasitas pembangkit listrik panas bumi (PLTP) hanya mencapai 157 MW.

Lapangan panas bumi umumnya terletak di kawasan hutan lindung dan konservasi,

sehingga pengembangannya memerlukan persiapan yang matang dan waktu yang lama.

Konflik lahan seperti ini membutuhkan solusi, baik dalam hal mekanisme pengambilan

keputusan maupun metoda/alat/analisa yang menjadi dasar dalam pengambilan

keputusan. Saat ini, insentif dan instrumen fiskal telah diterapkan, baik berupa

penyiapan dana eksplorasi terbatas guna memitigasi sebagian resiko eksplorasi, maupun

feed-in tarif, namun belum mampu mempercepat pengembangan lapangan secara

sistematis. Untuk wilayah kerja pengusahaan (WKP) lapangan panas bumi yang telah

diserahkan kepada pemerintah derah untuk dikembangkan, mekanisme lelang belum

memberikan kenyamanan (comfortibility) bagi pengembang panas bumi yang

berkualitas untuk ikut-serta dalam proses pelelangan WKP.

Harga jual listrik panas bumi berkisar di antara US$ 9-16 sen per kilo watt hour

(kwh), relatif lebih tinggi dibandingkan dengan harga jual listrik dari batubara, sebesar

US$ 7-9 sen/kwh yang menjadi basis bagi pembelian listrik dari off-taker listrik

nasional, yakni Perusahaan Lisrtik Negara (PLN). Feed-in tariff untuk memasukkan

faktor eksternalitas dari panas bumi, sebagai sumber energi bersih – mengurangi emisi

77

gas rumah kaca — belum melembaga dan pendanaannya belum dimasukkan sebagai

bagian dari APBN. Di samping itu, dengan aturan perundangan yang saat ini berlaku,

harga jual listrik yang mejadi basis dari kontrak jual-beli listrik (Power Purchase

Agreement – PPA) dengan PLN umumnya belum mendasarkan informasi yang akurat

mengenai kualitas reservoir panas bumi. Ketidakpastian ini menjadikan biaya feed-in

tariff dari panas bumi masih mengalami kesulitan untuk dibebankan ke dalam APBN.

3.1.2.2 Pemanfaatan LPG dan Gas Bumi

Produksi gas cukup stabil, namun penggunaannya di dalam negeri masih belum

maksimal. Pemanfaatan gas untuk kebutuhan industri di dalam negeri, seperti untuk

bahan baku di industri pupuk dan bahan bakar untuk pembangkit listrik dan industri

manufaktur, cukup meningkat, namun masih belum dapat memenuhi kebutuhan gas

secara nasional. Pada tahun 2013, pasokan gas ke dalam negeri mencapai 3.774

MMSCFD, atau sekitar 52,1 persen dari total produksi gas nasional. Pasokan gas untuk

tiga pengguna strategis, pembangkit listrik, pupuk, dan industri manufaktur, masing-

masing mencapai 912,42; 735,84; dan 1.345,05 BBTUD, namun angka ini jauh lebih

rendah dari angka kebutuhan gas nasional yang mencapai 7.937,09 BBTUD. Kebijakan

Domestic Market Obligation (DMO) serta harga gas yang relatif rendah, dibandingkan

dengan BBM, telah memicu konsumsi gas secara signifikan. Gas sebagai bahan baku

untuk industri pupuk sangat penting, karena masih langkanya bahan baku pangganti.

Permintaan pupuk meningkat pesat dalam beberapa tahun terakhir ini, dan memicu

peningkatan permintaan gas bumi. Laju pertumbuhan rata-rata permintaan gas dalam

lima tahun terakhir untuk industri pupuk ini mencapai 12 persen per tahun. Demikian

juga permintaan gas untuk sektor industri manufaktur, yang terus meningkat dengan

laju pertumbuhan sebesar 8 persen per tahun. Walaupun pemanfaatan gas untuk

pembangkit tenaga listrik dalam beberapa terakhir mengalami penurunan, dari 948,6

BBTUD (2012) dan 912,4 BBTUD (2013) karena adanya peralihan ke pembangkit

dengan bahan bakar batubara (PLTU) namun dalam lima tahun kedepan permintaan gas

akan kembali meningkat, seiring dengan laju pertumbuhan kebutuhan listrik nasional.

78

Sumber: Kementerian ESDM, 2012

Gambar 4 Perbandingan Penggunaan Minyak Tanah dan LPG

Di samping ketiga pengguna strategis, gas juga dialokasikan untuk sektor rumah

tangga. Konversi BBM jenis minyak tanah ke LPG sudah berhasil menaikkan konsumsi

LPG dan menurunkan konsumsi minyak tanah. Bila pada tahun 2007, persentase

penggunaan minyak tanah (98,86 persen) lebih tinggi dari LPG (1,14 persen), hal ini

berbanding terbalik pada tahun 2012 (12,80 persen vs 87,20 persen) sebagaimana

Gambar 4. Saat ini konsumsi minyak tanah mencapai 1,11 juta KL, jauh menurun

dibandingkan dengan konsumsi minyak tanah pada tahun 2010, sebesar 2,35 juta KL.

Pada tahun 2013, konsumi LPG rumah tangga mencapai 4,40 juta ton, dengan laju

pertumbuhan rata-rata 2 persen per tahun. Karena kapasitas kilang LPG nasional

terbatas, kebutuhan LPG ini sebagian besar dipenuhi melalui impor.

Pasokan gas ke industri dalam negeri terkendala oleh keterbatasan kapasitas

infrastruktur gas, yakni pipa transmisi dan distribusi gas, serta fasilitas/terminal

regasifikasi. Saat ini pipa transmisi yang ada sepanjang 3.773,82 km, menghubungkan

lapangan-lapangan gas di Sumatera ke pusat permintaan gas di Jawa Barat. Namun

demikian, kapasitasnya masih terbatas, dan pusat-pusat permintaan gas di Jawa,

sepanjang pantai utara Jawa Barat, Tengah, dan Timur, belum terhubung oleh pipa

transmisi secara terpadu. Demikian juga jaringan gas distribusi baru dibangun di

beberapa kota besar dengan kapasitas terbatas, dengan sebanyak 73 ribu sambungan

rumah tangga di 13 kota. Fasilitas atau terminal penerima dan regasifikasi LNG masih

belum terbangun sesuai degan kebutuhan, sehingga pasokan gas dalam bentuk LNG

98.86%

79.66%

32.04%

22.44%

12.80%

1.14%

20.34%

67.96%

77.56%

87.20%

51.90%48.10%

0.00%

20.00%

40.00%

60.00%

80.00%

100.00%

120.00%

2007 2008 2009 2010 2011 2012

Tahun

Pers

enta

se V

olum

e (%

)

Minyak Tanah LPG (setara minyak tanah)

79

masih terbatas. Floating Storage/Receiving Unit (FSRU) yang terletak di Teluk Jakarta

baru selesai dibangun (2012), dan saat ini baru dapat menerima pasokan LNG sebesar 3

MMTPA.

Tabel 17 Pemanfaatan BBG untuk Sektor Transportasi

Wilayah

Jumlah

Kendaraan

Umum

SPBG yang

dibutuhkan

Alokasi Gas

(MMSCFD)

Pembangunan Oleh Pemerintah sd

2014

Partisipasi

Badan Usaha

Membangun

SPBG Mulai

2015

SPBG Jaringan

Pipa (km)

Konventer

KIT

Jabodetabek 77.983 68 23,1 9*) 109,2

20.500**)

59

Jawa Timur

(Surabaya,

Gresik,

Sidoarjo)

10.774 13 10,2 4 - 9

Sumsel

(Palembang) 3.101 5 2,2 4 - 1

Kaltim

(Balikpapan) 5.775 4 1 4 - -

Jawa Tengah

(Semarang) 4.762 4 1 4 35,0 -

Kepri

(Batam) 2.976 4 1 4 31,8 -

Total 105.371 98 38,5 29 176,0 69

Fasilitas penyaluran bahan bakar gas untuk sektor transportasi juga masih sangat

terbatas, dan masih terpusat di beberapa kota besar, serta masih melayani sebagian kecil

dari kendaraan umum. Sampai saat ini (2013), jumlah SPBG yang dibangun pemerintah

baru mencapai 16 unit yang tersebar di di Jabodetabek, Palembang, Surabaya, Gresik,

Sidoarjo, dan Balikpapan, dan yang dibangun Badan Usaha sebanyak 25 unit, juga

tersebar di Jabodetabek, Surabaya, dan Pekanbaru, serta 22 km jaringan pipa gas, dan

konverter kit 7.500 unit. Harga jual BBG rendah sehingga tidak menjamin pasokan gas

dan infrastruktur gas (SPBG dan jaringan gas) yang diperlukan.

3.1.2.3 Pemanfaatan Batubara

Produksi batubara meningkat namun pemanfaatannya di dalam negeri masih

80

terbatas dan menghadapi tantangan isu lingkungan. Produksi batubara meningkat cukup

pesat sejalan dengan peningkatan permintaan domestik dan ekspor. Pada tahun 2013,

produksi batubara mencapai 421 juta ton, meningkat dibandingkan dengan produksi

pada tahun 2012, yang mencapai 386 juta ton. Namun sebagian besar produksi batubara,

terutama yang berkalori tinggi (kandungan kalori diatas 7.100 kalori/gr), diserap oleh

pasar ekspor. Pada tahun 2013, ekspor batubara mencapai 83 persen dari total produksi

nasional. Jenis batubara yang di konsumsi di dalam negeri umumnya berkalori sedang

(dengan kandungan 5100-6100 kalori/gr) dan rendah (lignite) dengan kandungan

dibawah 5.100 kalori/gr, atau disebut dengan low rank coal. Penggunaan batubara

kalori rendah untuk pembangkit listrik, pada tahun 2013 mencapai sekitar 59 juta ton,

atau sekitar 14 persen dari total produksi batubara.

Jumlah cadangan batubara dengan jenis low rank coal mencapai 8,7 miliar ton,

atau sekitar 41 persen dari total cadangan batubara nasional. Pemanfaatan batubara jenis

ini memerlukan teknologi khusus melalui proses upgrading brown coal, sehingga kadar

airnya dapat diturunkan, dan pengangkutannya akan lebih ekonomis. Pengubahan

batubara menjadi cair (Coal Liquifaction) akan sangat diperlukan guna memanfaatkan

batubara menjadi bahan bakar sintetik atau bahan bakar cair pengganti BBM untuk

sektor transportasi. Demikian juga pengubahan batubara menjadi gas (Coal

Gasification), untuk menghilangkan kandungan/senyawa sulfur dan abu, dapat

bermanfaat untuk pembangkit listrik jenis Integrated Gas Coal Combined Cycle (IGCC)

sehingga tingkat efisiensinya lebih tinggi, dan emisi CO2 nya dapat dikurangi. Saat ini

penerapan beberapa teknologi bersih (Clean Coal Technology) ini masih terbatas

sebagai obyek penelitian dan pilot project, dan belum diterapkan secara komersial

karena penerapannya memerlukan biaya yang cukup besar. Dengan jumlah cadangan

yang besar ini, batubara merupakan sumber energi yang cukup untuk dapat menutup

kekurangan sumber energi, setelah minyak, gas, dan energi terbarukan. Namun

demikian pemanfaatannya memerlukan beberapa upaya besar, agar pemanfaatannya

dapat dilakukan ecara ekonomis dan emisinya dapat di kurangi.

3.1.4 Peningkatan Produktivitas dan Pemerataan Pemanfaatan Energi

Pada saat ini Indonesia merupakan pengguna energi yang boros. Hal ini

ditunjukkan dengan besaran intensitas energi yang tinggi, manajemen energi serta

regulasi reward/punishment belum terlembaga dan tenaga untuk melakukan audit

81

energi terbatas. Di samping itu, insentif dan fasilitas perbankan untuk mendukung upaya

penghematan energi juga belum tersedia.

Ada kecenderungan masyarakat untuk menggunakan energi secara berlebihan,

karena harga energi (BBM/listrik) yang rendah tidak mencerminkan ongkos produksi

serta tingkat kepedulian masyarakat atas pentingnya upaya penghematan yang rendah.

Potensi penghematan energi di sektor industri, transportasi, komersial dan rumah tangga

relatif tinggi sebesar: 10-35 persen. Sesuai PP No. 70 Tahun 2009, sasaran dari upaya

efisiensi energi ditujukan ke tiga kelompok: pemanfaatan/pengguna energi industri,

transportasi, komersial, dan rumah tangga penyediaan energi kegiatan explorasi dan

produksi energi, dan pengusahaan energi pembangkit listrik, transmisi/distribusi, dan

kilang minyak. Target penurunan konsumsi energi melalui penghematan mencapai 17

persen dari BAU pada tahun 2025, dan penurunan intensitas energi nasional 1 persen

per tahun. Insentif dan fasilitas perbankan untuk mendukung upaya penghematan energi

belum tersedia. Peraturan perbankan dari BI belum dapat mengakomodasi pinjaman

kredit lunak untuk investasi efisiensi energi, sedangkan perusahaan ESCO (Energy

Service Company), diharapkan dapat menjadi jembatan/ intermediasi perbankan dengan

industri saat ini yang belum berkembang.

Akses energi yang tidak merata terutama jika dilihat dari rasio elektrifikasi dan

layanan BBM. Kondisi kepulauan dan demografi menjadi salah satu faktor utama

penyebabnya di samping sumber daya energi dan tingkat kebutuhan energi di daerah

yang bervariasi. Rasio elektrifikasi menunjukkan ketimpangan pelayanan energi listrik

antar daerah. Provinsi di Pulau Jawa memiliki akses yang jauh lebih baik dibandingkan

dengan provinsi lainnya. Papua dan NTT merupakan dua provinsi dengan akses listrik

yang paling rendah.

Pemerintah, BUMN, dan swasta mempunyai peran yang saling mendukung

dalam membangun/mengelola infrastruktur energi, Tiga ‘modalities’ institusi kerja

sama dalam pembangunan infrastruktur energi: Public Private Partnership (PPP),

Penyertaan Modal Pemerintah (PMP), dan Joint Operating Company (JOC). Pemerintah

menyiapkan infrastruktur dan anggaran untuk penyediaan energi secara bertahap,

tergantung sumber pendanaannya, proyek infrastruktur energi dapat dikelompokkan ke

dalam tiga kategori, yakni proyek PPP, BUMN, dan proyek pemerintah. APBN Rupiah

Murni dapat membiayai ketiga kategori tersebut, dalam bentuk investasi proyek

pemerintah, penyertaan modal (BUMN), garansi (BUMN dan PPP), ataupun

82

memfasilitasi proses transaksi/pengelolaan (PPP). Infrastruktur penyediaan BBM energi

yaitu depot, pipa, kapal belum merata sehingga akses energi terbatas.

3.2 Permasalahan dan Isu Strategis Sektor Mineral Pertambangan dan

Batubara pada RPJMN 2010 – 2014

Pada sektor pertambangan, permasalahan utama adalah kurangnya kepastian

hukum yang disebabkan banyaknya tumpang tindih baik antar Wilayah Ijin Usaha

Pertambangan maupun dengan kawasan hutan atau perkebunan. Konflik fungsi

peruntukan lahan ini telah mengurangi jaminan hukum dalam pengusahaan

pertambangan. Untuk itu perlu ada harmonisasi yang lebih efektif antara pemanfaatan

potensi mineral dan batubara dengan pelestarian jasa lingkungan kawasan hutan. Oleh

karenanya pemerintah mencoba memfasilitasi melalui kegiatan rekonsiliasi bersama

Pemerintah Daerah terhadap status daerah Kuasa Pertambangan (KP) yang sudah ada

untuk dikonversi menjadi Ijin Usaha Pertambangan dengan mensyaratkan status Clear

and Clean.

Belum ditetapkannya Wilayah Pertambangan sebagai amanat dari UU No. 4

tahun 2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara dan Peraturan Pemerintah No.

22 tahun 2010 tentang Wilayah Pertambangan menjadi salah satu kendala untuk

penerbitan IUP baru sehingga investasi yang berkembang saat ini lebih pada tahapan

eksploitasi atau penambangan. Investasi di hulu atau pada tahapan eksplorasi sangat

sedikit sehingga dikhawatirkan kontribusi sektor pertambangan akan stagnan di masa

mendatang. Selain itu lambatnya proses penetapan WP beserta WIUP akan

menumbuhkan potensi penambangan liar tanpa ijin (PETI) atau illegal mining.

Sebagai persiapan penerapan mekanisme lelang wilayah ijin usaha

pertambangan (WIUP) di daerah, kapasitas pengelolaan database dan informasi geologi

sumber daya mineral di daerah masih terbatas. Selain itu, peningkatan kapasitas

database menjadi sangat perlu dengan adanya kewenangan pemerintah untuk menyusun

neraca sumber daya mineral dan batubara. Permasalahan lainnya adalah kurangnya

pengawasan dan pengendalian lingkungan hidup pada proses penambangan akibat

belum optimalnya kapasitas pemerintah daerah, baik dari kelembagaan maupun sumber

daya manusianya.

Permasalahan pertambangan rakyat menjadi permasalahan tersendiri walaupun

sudah diatur dalam UU No. 4 tahun 2009 dan PP No. 23 tahun 2010 tentang

83

Pelaksanaan Kegiatan Usaha Pertambangan Mineral dan Batubara namun dalam

implementasinya seringkali mengabaikan kelestarian lingkungan, keselamatan kerja.

Penataan pertambangan rakyat secara lebih baik selain akan meningkatkan konservasi

pertambangan mineral dan batubara dan perlindungan lingkungan juga akan

meningkatkan kesejahteraan masyarakat sekitar lokasi pertambangan. Kegiatan usaha

pertambangan banyak menimbulkan dampak negatif terhadap kelestarian fungsi

lingkungan hidup fisik meliputi air, udara, tanah, dan bentang alam, ataupun nonfisik

seperti sosial ekonomi dan budaya masyarakat. Persyaratan lingkungan yang semakin

ketat di tingkat nasional dan internasional memerlukan perhatian yang semakin besar

terhadap aspek lingkungan hidup dalam kegiatan pertambangan. Di samping itu,

pembangunan pertambangan sebagai upaya pemanfaatan sumber daya alam belum

dilaksanakan, ditata, dan dikembangkan secara terpadu dengan pembangunan wilayah

dalam suatu kerangka tata ruang yang terintegrasi.

Kegiatan eksplorasi dan pengusahaan pertambangan pada masa mendatang

cenderung menghadapi tantangan yang mengarah ke daerah yang terpencil dan

marginal. Hal ini menuntut upaya penguasaan ilmu pengetahuan dan teknologi

pertambangan yang lebih maju. Oleh karenanya pembangunan sektor pertambangan di

masa mendatang akan dihadapkan pada kebutuhan sumber daya manusia profesional

dalam penguasaan teknologi tenaga-tenaga pertambangan baik dari segi jumlah maupun

kualitas.

Pertumbuhan industri pertambangan dalam perekonomian nasional tahun 2005-

2010 mencapai 5,19 persen sementara pertumbuhan industri semen dan galian non

logam hanya 1,09 persen. Bahkan industri logam dasar, besi dan baja justru melambat

0,83 persen. Selama ini sektor yang memanfaatkan produk pertambangan seperti

industri peralatan, mesin dan alat transportasi relatif tumbuh stabil sebesar 6,92 persen,

dan sektor kontruksi sebesar 7,41 persen. Hal ini menunjukkan industri hulu produk

pertambangan tidak/kurang berperan dalam mendukung sektor hilir.Sampai saat ini

keterkaitan usaha pertambangan dengan industri pengolahan dan sektor-sektor lainnya

belum optimal berkembang. Hal ini berakibat hilangnya kesempatan untuk memperoleh

nilai tambah yang potensial, serta ketergantungan industri dalam negeri terhadap impor

bahan baku hasil tambang. Dalam kaitan itu, peningkatan industri pengolahan hasil

tambang, pengembangan serta penerapan standardisasi produk dan jasa pertambangan,

merupakan tantangan yang harus mendapatkan perhatian khusus dalam rangka

84

pengembangan keterkaitan usaha pertambangan dengan sektor industri secara efisien.

Permintaan akan komoditi tambang, terutama batubara, dari luar negeri

meningkat dari tahun ke tahun, terutama apabila harga minyak mentah dunia meningkat.

Peningkatan permintaan ini diikuti dengan peningkatan produksi dan ekspor batubara.

Namun di lain pihak, kebutuhan batubara di dalam negeri meningkat dengan tajam,

terutama untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar pembangkit listrik. Ke depan,

Domestic Market Obligation (DMO) bagi pengusaha batubara menjadi sesuatu yang

sangat penting untuk memenuhi kebutuhan batubara untuk dalam negeri. Untuk

mendukung kebijakan DMO ini, perlu adanya peningkatan kapasitas infrastruktur.

Apalagi dengan adanya perbedaan lokasi supply-demand batubara sehingga diperlukan

moda transportasi laut yang handal dan pelabuhan yang memadai untuk mengantisipasi

cuaca buruk.

Amanat UU No 4 tahun 2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara serta

UU No. 12 tahun 2008 tentang Otonomi Daerah, memberikan peran lebih besar kepada

daerah belum diikuti dengan peningkatan kemampuan teknis/manajerial aparat

Pemerintah Daerah. Karakteristik industri pertambangan yang unik dan khusus

memerlukan pemahaman yang mendalam, baik dari segi teknis penambangan,

pembiayaan, maupun penanganan dampak sosial/lingkungan dari kegiatan

penambangan, termasuk reklamasi dan konservasi. Rendahnya kemampuan aparatur

pemerintah daerah dalam pengelolaan pertambangan serta kurang harmonisnya

peraturan perundangan lintas sektor, menyebabkan timbulnya permasalahan dalam

perijinan, pengawasan eksploitasi, produksi, serta pengendalian dampak lingkungan dan

konflik lahan.

3.2.1 Perkembangan Sektor Pertambangan Mineral dan Batubara

Sampai saat ini telah dicapai berbagai hasil dan kemajuan di sektor

pertambangan mineral dan batubara. Hasil ini merupakan tumpuan yang kuat untuk

memasuki pembangunan jangka menengah mendatang. Salah satu amanat dari UU No.

4 tahun 2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara adalah kewajiban pemegang

kontrak/perjanjian pertambangan untuk menyesuaikan ketentuan-ketentuan dalam

kontrak dengan ketentuan dalam UU No. 4 tahun 2009. Di samping itu, UU ini juga

mengamanatkan kewajiban perusahaan tambang yang sudah berproduksi untuk

membangun pabrik pengolahan dan pemurnian di dalam negeri dalam rangka

85

optimalisasi peningkatan nilai tambah, menjamin ketersediaan bahan baku industri

dalam negeri, membantu penyerapan tenaga kerja dan peningkatan penerimaan negara.

Dalam lima tahun terakhir ini, penerimaan negara dari pertambangan umum

mengalami peningkatan tiap tahunnya. Pada tahun 2009, penerimaan tersebut sebesar

Rp. 51,2 triliun dan meningkat menjadi Rp. 122,2 triliun pada tahun 2012 serta pada

tahun 2013 meningkat menjadi 145,1 triliun. Peningkatan penerimaan negara dari tahun

2009 – 2013 yang paling besar berasal dari pajak yang mengalami peningkatan hampir

tiga kali lipat per tahun dari Rp. 36,1 triliun menjadi Rp. 97,1 triliun. Sementara,

Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP) 2009-2012 meningkat hanya sebesar 10,1

triliun rupiah (22 persen per tahun). Peningkatan penerimaan negara ini tidak lepas dari

peningkatan harga komoditas pertambangan yang cukup pesat sehingga terjadi

peningkatan keuntungan perusahaan-perusahaan yang bergerak di sektor pertambangan.

Sebagai contoh, harga batubara acuan (HBA) Indonesia yang naik dari 70,70 USD/ton

di tahun 2009 menjadi 95,48 USD/ton di tahun 2012 (ESDM). Sementara untuk sektor

mineral, komoditas yang meningkat secara tajam adalah batubara dan timah yang

meningkat dari 254 dan 72 ton di tahun 2009 menjadi 386 dan 105 ton di tahun

2012.Pada periode yang sama, investasi mengalami peningkatan dari USD 2,21 miliar

menjadi USD 4,20 miliar. Investasi dalam sektor pertambangan terutama di sektor hulu

menjadi penting untuk menjaga keberlanjutan sektor pertambangan.

Tabel 18 Pertumbuhan Penerimaan Negara dan Investasi Tahun 2009-2013

No. Indikator

(Rupiah Triliun)

Tahun

2009 2010 2011 2012 2013*)

1 Penerimaan Negara Bukan Pajak

(PNBP) 15,1 18,6 24,2 25,1 33,1

2 Pajak 36,1 48,3 83,0 97,1 112

3 Investasi (Miliar USD) 2,21 3,19 3,41 4,20 3,77

4 Total 51,2 66,9 107,2 122,2 145,1

Sumber: KESDM 2013 *) Perkiraan capaian 2013

Perkembangan produksi komoditas tertentu pada periode 2009 sampai 2012

umumnya mengalami peningkatan walaupun beberapa komoditas mengalami fluktuasi

dan penurunan seperti mineral tembaga dan emas. Produksi batubara dari tahun 2009

sampai 2012 mengalami kenaikan rata-rata sebesar 52 persen dari 254 juta ton menjadi

386 juta ton. Realisasi produksi ini umumnya melebihi yang ditargetkan pemerintah

86

dalam RPJMN 2010-2014 sebesar 332 ton pada tahun 2012. Tingkat pemanfatan

batubara di dalam negeri meningkat dari 56 juta ton (2009) menjadi 72 juta ton (2013).

Sebagian besar pemanfaatan batubara di dalam negeri diserap oleh pembangkit listrik

tenaga uap, industri semen, industri tekstil, industri pulp, pabrik peleburan nikel dan

timah, serta berbagai industri kecil lainnya. Volume ekspor batubara juga meningkat,

dari 198 juta ton (2009) menjadi 349 juta ton (2013). Negara tujuan ekspor batubara

Indonesia yang utama pada tahun 2012 adalah Cina, India dan Jepang.

Gambar 5 Produksi Batubara 2009-2013

Untuk komoditi mineral, produksi konsentrat tembaga dan emas secara konstan

mengalami penurunan sejak tahun 2009. Hal ini disebabkan oleh banyaknya negara

yang menjual cadangan emasnya karena resesi global. Sementara untuk komoditi

lainnya umumnya mengalami peningkatan. Walaupun sempat menurun di tahun 2010

dan 2011, produksi timah meningkat dari 60 ribu ton di tahun 2009 menjadi 95 ribu ton

di tahun 2012. Pada tahun 2013, produksi timah menurun mencapai 88 ribu ton.

Sementara itu produksi bijih nikel dan bijih besi meningkat cukup signifikan dari

masing-masing 6 dan 5 juta ton di tahun 2009 menjadi 37 dan 10 juta ton di tahun 2012,

kemudian meningkat menjadi 60 dan 19 juta ton pada tahun 2013. Bijih bauksit juga

mengalami peningkatan produksi dari 5 juta di tahun 2009 menjadi 29 juta ton di tahun

2012 dan 56 juta ton pada tahun 2013. Menjelang tahun 2014 yang merupakan batas

waktu penerapan larangan ekspor bahan mentah produk pertambangan.

2009 2010 2011 2012 2013

Produksi 254 275 353 386 421

Ekspor 198 208 273 304 349

Domestik 56 67 80 82 72

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Juta

To

n

87

Tabel 19 Realisasi dan Rencana Produksi Mineral dan Batubara Tahun 2009-2013

No. Indikator Satuan Tahun

2009 2010 2011 2012 2013*)

1 Batubara Juta Ton 254 275 353 386 391

2 Konsentrat Tembaga Ribu Ton 999 878 543 447 545

3 Emas Ribu Kg 104 104 76 66 88

4 Timah Ribu Ton 60 48 42 95 100

5 Bijih Nikel Juta Ton 6 7 32 37 37

6 Bauksit Juta Ton 5 16 39 29 30

7 Bijih Besi Juta Ton 5 4 12 10 11


Tabel 20 Ekspor Mineral dan Batubara Tahun 2009-2013

No. Indikator Satuan Tahun

2009 2010 2011 2012 2013*)

1 Batubara Juta Ton 254 275 353 386 391

Tembaga Ribu Ton 702 612 336

2 Konsentrat Tembaga Ribu Ton 1.741 1.684 385 580 1020

3 Emas Ribu Kg 104 104 76 66 88

4 Timah Ribu Ton 60 48 42 95 100

5 Bijih Nikel Juta Ton 6 7 32 37 37

6 Bauksit Juta Ton 5 16 39 29 30

7 Bijih Besi Juta Ton 5 4 12 10 11


Pada tahun 2012, Pemerintah mulai mengatur pembatasan ekspor bijih melalui

Peraturan Menteri ESDM No. 7 tahun 2012 tentang Peningkatan Nilai Tambah Mineral

Melalui Kegiatan Pengolahan dan Pemurnian Mineral, yang kemudian diperbarui

dengan diterbitkannya Permen ESDM No. 112012, dan terakhir dengan diterbitkannya

Permen ESDM No. 20/2013 sebelum nantinya akan diberlakukan pelarangan ekspor

bahan mentah produk pertambangan di tahun 2014. Di samping itu, telah ditetapkan

beberapa peraturan tentang tata niaga dan pengendalian ekspor produk tambang yang

belum diolah diantaranya Peraturan Menteri Perdagangan No. 29 tahun 2012 tentang

88

Ketentuan Ekspor Produk Pertambangan dan PMK No. 75/PMK.011/2012 tentang

Penetapan Barang Ekspor yang Dikenakan Bea Keluar dan Tarif Bea Keluar. Penetapan

tentang tata niaga dan pengendalian ekspor tersebut mengharuskan setiap eksportir

produk pertambangan untuk terdaftar sebagai Eksportir Terdaftar (ET) dan membayar

Bea Keluar (BK) sebesar 20 persen dari harga ekspor. Dalam mendukung implementasi

kebijakan ini, sudah dikeluarkan berbagai kebijakan insentif di antaranya dengan

keluarnya Peraturan Pemerintah No. 52 tahun 2011 tentang Insentif Pajak Bagi Smelter

di Luar Pulau Jawa.

Penyesuaian KK dan PKP2B dilakukan untuk menyempurnakan dan

memperbaiki semua kontrak dan perjanjian yang ada sesuai dengan amanat UU No.

4/2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara. Terdapat enam isu strategis dalam

rangka penyesuaian tersebut, yaitu: (1) luas wilayah kerja, (2) perpanjangan kontrak, (3)

penerimaan negara, (4) kewajiban pengolahan dan pemurnian, (5) kewajiban divestasi,

dan (6) kewajiban penggunaan barang/jasa pertambangan dalam negeri. Sampai Juni

2013, renegosiasi penyesuaian KK dan PKP2B adalah sebagai berikut: (1) KK, secara

prinsip setuju seluruhnya sebanyak 2 Perusahaan, setuju sebagian sebanyak 35

Perusahaan; (2) PKP2B, secara prinsip setuju seluruhnya 10 Perusahaan dan setuju

sebagian sebanyak 64 Perusahaan.

Selain itu, telah dilakukan sosialisasi kebijakan peningkatan nilai tambah, baik

kepada pihak swasta/investor, asing maupun lokal, asosiasi pengusaha pertambangan

mineral, pemegang Izin Usaha Pertambangan (IUP), serta dinas pertambangan di

daerah. Sampai saat ini sebanyak 285 perusahaan telah menyampaikan dokumen

rencana pengolahan dan pemurnian produk tambang. Terdapat 11 fasilitas pengolahan

dan pemurnian mineral yang berpotensi untuk dibangun dengan rincian pada Tabel 21.

Tabel 21 Potensi Fasilitas Pengolahan dan Pemurnian Mineral

No Perusahaan Lokasi Komoditas Produk

Total

Kapasitas

(Ton)

Investasi

(USD)

1 PT. Antam, Tbk Halmahera Timur,

Maluku Utara

Nikel FeNi 67.645 1 Miliar

2 PT.Indonesia

Chemical Alumina

Sanggau, Kalimantan

Barat

Bauksit CGA 80.000 450 Juta

89

No Perusahaan Lokasi Komoditas Produk

Total

Kapasitas

(Ton)

Investasi

(USD)

3 PT.Bintang Delapan

Energy

Morowali, Sulawesi

Tengah

Nikel FeNi 350.000 282 Juta

4 PT Stargate Pasific

Resources

Konawe Utara

Sulawesi Tenggara

Nikel NPI 50.000 1.8 Miliar

5 PT. Meratus Jaya

Iron Steel

Batu Licin,

Kalimantan Selatan

Besi Pig Iron 315.000 110 Juta

6 PT. Sebuku Iron

Lateric Ore (SILO)

Kotabaru,

Kalimantan Selatan

Besi Sponge

Iron

1.200.000 1.16 Miliar

7 PT. Indoferro Cilegon, Banten Besi Pig Iron 500.000 133.5 Juta

8 PT. Harita Prima

Abadi Mineral

Tanah Laut,

Kalimantan Selatan

Bauksit CGA 2.000.000 2.28 Miliar

9 PT Putra Mekongga

Sejahtera

Kolaka, Sulawesi

Tenggara

Nikel Sponge

FeNi

2.190 1.4 juta

10 PT. Indosmelt Maros, Sulawesi

Selatan

Tembaga Copper

Cathode

120.000 700 Juta

11 PT. Sumber

Suryadaya Prima

Sukabumi, Jawa

Barat

Pasir Besi Pelet Besi 500.000 200 Juta


Sejumlah peta dan informasi geologi mengenai potensi sumber daya mineral dan

energi telah diselesaikan. Pemetaan geologi bersistem, telah diselesaikan seluruhnya,

terdiri 58 lembar peta geologi dengan skala 1:100.000 untuk Pulau Jawa dan Madura,

162 lembar dengan skala 1:250.000 untuk daerah di luar Pulau Jawa dan Madura.

Pemetaan gaya berat bersistem di Pulau Jawa dan Madura dengan skala 1:100.000 telah

diselesaikan sebanyak 49 lembar, sedangkan untuk luar Pulau Jawa dan Madura dengan

skala 1:250.000 telah selesai sebanyak 75 lembar. Bersamaan dengan itu, pemetaan

geologi dasar laut bersistem skala 1:250.000 telah diselesaikan sebanyak 17 lembar,

peta geologi kelautan regional dengan skala 1:1.000.000. Sebanyak 74 lembar peta

hidrogeologi bersistem di luar Pulau Jawa dan Madura skala 1:250.000, sedangkan

untuk Pulau Jawa dan Madura peta skala 1:100.000 telah diselesaikan sebanyak 5

lembar. Penyelidikan potensi cekungan air tanah tingkat awal telah menyelesaikan 105

cekungan atau 49,1 persen, dan penyelidikan tahap rinci sebanyak 22 cekungan atau

90

10,3 persen dari seluruh cekungan air tanah di Indonesia. Di samping itu, telah

diselesaikan pemetaan geokimia mineral skala 1:250.000 sebanyak 38 lembar,

inventarisasi sumber daya mineral skala 1:250.000 sebanyak 50 lembar, dan peta

penyebaran potensi panas bumi dengan skala 1:5.000.000; pemetaan geologi panas

bumi skala 1:50.000 telah diselesaikan di 52 lokasi; penyelidikan geofisika panas bumi

di 29 lokasi; penyelidikan geokimia panas bumi di 19 lokasi; dan pengeboran uji panas

bumi di 2 lokasi. Bersamaan dengan itu, diselesaikan pula inventarisasi batubara skala

1:250.000 sebanyak 23 lembar atau sekitar 46,0 persen dari seluruh wilayah Indonesia

yang mengandung batubara. Berdasarkan inventarisasi sumber daya geologi, sumber

daya dan cadangan batubara Indonesia meningkat dari 104,9 miliar ton di tahun 2009

menjadi 119,4 miliar ton. Sementara yangsudah berstatus cadangan meningkat dari 21

miliar ton di tahun 2009 menjadi 28,9 miliar ton di tahun 2012. Sumber daya dan

cadangan tersebut terutama tersebar di Pulau Sumatera sebear 60 persen dan Pulau

Kalimantan 35 persen, sedangkan sisanya tersebar di Pulau Jawa, Pulau Sulawesi, dan

Papua. Sementara sumber daya mineral logam utama yang terdiri dari timah 2 juta ton,

nikel 901,2 juta ton, bauksit 924,4 juta ton, emas 1,7 ribu ton, dan perak 8,7 ribu ton.

Untuk sumber daya mineral industri: batu kapur 30 miliar ton, dolomit 1,5 miliar ton,

kaolin 9,3 juta ton, pasir kuarsa 4,7 miliar ton, belerang 5,7 juta ton, fosfat 4,3 juta ton,

bentonit 1,4 miliar ton, feldspar 2,5 miliar ton, zeolit 207 juta ton, pirofilit 550 juta ton,

granit 10 miliar ton, dan marmer 8,6 miliar ton.

Tabel 22 Sumber Daya dan Cadangan Batubara (Juta Ton) Tahun 2009-2012

No. Indikator Tahun

2009 2010 2011 2012

1 Sumber Daya *) 104.940,2 105.187,4 120.338,6 119.446,4

2 Cadangan 21.131,8 21.131,8 28.017,5 28.978,6

Total 126.072,1 126.319,3 148.356,1 148.424.9

Sumber: KESDM 2013

*) Tidak termasuk sumber daya hipotetik

Sebagai amanat dari UU No. 4 tahun 2009 tentang Pertambangan Mineral dan

Batubara dan PP No. 22 tahun 2010 tentang Wilayah Pertambangan dan dalam rangka

memberikan kepastian hukum dalam pemanfaatan ruang bagi usaha pertambangan,

telah disusun rancangan WP terdiri dari: (1) Wilayah Usaha Pertambangan (WUP),

91

yaitu wilayah yang memiliki informasi ketersediaan data, potensi, dan/atau informasi

geologi; (2) Wilayah Pertambangan Rakyat (WPR), tempat dilakukan kegiatan usaha

pertambangan rakyat; dan (3) Wilayah Pencadangan Negara (WPN), dicadangkan untuk

kepentingan strategis nasional. Rancangan WP ini telah disampaikan kepada DPR untuk

dikonsultasikan dan nantinya akan ditetapkan oleh Pemerintah. Saat ini, dari 7 kluster

WP yang meliputi pulau dan kepulauan yaitu P. Sumatera, P. Kalimantan, P. Jawa-Bali,

P. Sulawesi, P. Papua, Kepulauan Nusa Tenggara, dan Kepulauan Maluku, telah

ditetapkan WP kluster Pulau Sulawesi dan selanjutnya akan ditetapkan untuk kluster

WP lainnya.

UU No. 4/2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara telah mengakhiri

rezim kontrak/perjanjian dan menetapkan pola IUP dalam pengusahaan pertambangan.

Seluruh pemegang KP/SIPD/SIPR diwajibkan melakukan penyesuaian menjadi

IUP/IPR.

Total IUP yang terdata adalah sebanyak 10.891 IUP, dimana sebanyak 5.974

IUP telah diverifikasi sebagai IUP Clear and Clean (CnC) dan 4.917 IUP Non-Clear

and Clean (Non-CnC), yaitu IUP yang secara administrasi perizinannya bermasalah dan

atau tumpang tindih (Tabel 23).

Tabel 23 Izin Usaha Pertambangan Minerba

No Indikator

Mineral Batubara

Eksplorasi Operasi

Produksi Eksplorasi

Operasi

Produksi

1 Clear and Clean 1.507 2.028 1.472 967

2 Non-Clear and Clean 1.458 1.990 1.065 404

3 Total 2.965 4.018 2.537 1.371

Sumber: KESDM 2013 Keterangan: Status 25 Juli 2013

Untuk menyelesaikan IUP Non-Clear and Clean, telah dilakukan koordinasi

antarkementerian, termasuk Kemendagri dan Badan Informasi Geospasial (BIG), untuk

melakukan evaluasi dan verifikasi atas keabsahan IUP.

Kebijakan pengutamaan pemenuhan batubara dan mineral untuk keperluan

dalam negeri (DMO) dilakukan guna menjamin pasokan bahan baku industri di dalam

negeri. Pada tahun 2012 target DMO sebesar 82,1 juta ton terdiri atas 40 PKP2B, 1

BUMN dan 22 IUP dan direvisi menjadi 67,3 juta ton. Penurunan ini disebabkan oleh

92

mundurnya jadwal COD dari program percepatan pembangunan pengembangan

pembangkit listrik (fast track program) tahap I batubara 10.000 MW. Rencana DMO

tahun 2013 sebesar 74,3 juta ton.

3.2.2 Pertumbuhan PDB dan Industri Pengolahan

Pola pertumbuhan PDB sangat dipengaruhi oleh pertumbuhan sektor industri

pengolahan . Pertumbuhan industri selalu lebih tinggi dari pertumbuhan PDB (sebelum

2004), sesudahnya pertumbuhan industri menurun sehingga lebih rendah dari

pertumbuhan PDB. Secara perlahan pertumbuhan industri meningkat dan pada kwartal-

3 tahun 2013 pertumbuhan industri sudah menyamai pertumbuhan PDB.

Gambar 6 Pertumbuhan Industri Pengolahan dibandingkan dengan Pertumbuhan PDB

(2001-2013)

Sumbangan sektor industri terhadap PDB menurun dari 29,1 persen pada tahun

2001 menjadi 23,6 persen pada tahun 2012. Namun sektor ini merupakan sektor yang

memberikan sumbangan pertumbuhan terbesar dibandingkan dengan sektor ekonomi

lainnya.

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013:Q12013:Q2

PRODUKDOMESTIKBRUTO INDUSTRIPENGOLAHAN INDUSTRINONMIGAS

93

Gambar 7 Kontribusi Sektor Industri Pengolahan terhadap Pertumbuhan PDB

(2001-2013)

Ekspor komoditi non-migas didominasi oleh produk tambang. Dalam tiga tahun

terakhir terjadi peningkatan ekspor komoditi tambang yang luar biasa.

Gambar 8 Ekspor Komoditi Baerbasis Sumber Daya Alam

(Pertanian, Industri, dan Tambang)

Sebagian besar ekspor Indonesia merupakan komoditas. Proporsi ekspor

komoditas terlihat meningkat, di mana sejak tahun 2011 kontribusinya mencapai lebih

dari 50 persen.

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

9.00

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

KontribusiIndustriPengolahan(%) PertumbuhanPDB(%)

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013(Jan-Agu)

Pertanian 3,657.8 4,584.6 4,352.8 5,001.9 5,165.8 5,569.2 5,348.8

Industri 11,884.9 14,906.2 19,692.3 26,712.6 34,652.0 31,329.9 29,896.7

Tambang 76,460.8 88,393.5 73,435.8 98,015.1 122,188.7 116,125.1 108,699.0

0.0

20,000.0

40,000.0

60,000.0

80,000.0

100,000.0

120,000.0

140,000.0

94

Tabel 24 Ekspor Komoditi Berbasis Sumber Daya Alam

Kode

(HS) Nama Produk

Nilai (Juta US Dolar)

2008 2009 2010 2011 2012

TOTAL All Products 137.020 116.510 157.779 203.497 190.032

2701 Coal; Briquettes, Ovoids & Similar

Solid Fuel Manufactured from Coal 10.489 13.799 18.170 25.523 24.293

2711 Petroleoum Gases 13.161 8.936 13.669 22.872 20.520

1511 Palm Oil & Its Fraction 12.376 10.368 13.469 17.261 17.602

2709 Crude Petroleum Oils 12.419 7.820 10.403 13.829 12.293

4001 Natural Rubber, Balata, Gutta-Percha

etc 6.058 3.244 7.329 11.766 7.865

2603 Copper Ores and Concentrates 3.345 5.101 6.882 4.700 2.595

1513 Coconut (Copra), Palm Kernel/ Babassu

Oil & Their Fractions 2.193 1.479 2.294 3.052 2.458

2713 Petroleoum Coke, Petroleoum Bitumen

& Other Residues of Petroleum Oils 2.361 1.383 1.766 1.858 2.379

8001 Unwrought tin 1.961 1.245 1.709 2.404 2.051

7108 Gold Unwrought or In Semi-Manuf

Forms 839.000 931.000 1.177 2.224 2.007

2604 Nickel Ores and Concentrates 524.000 278.000 532.000 1.428 1.489

901 Coffe 991.000 824.000 814.000 1.037 1.250

Kontribusi Komoditi SDA 48.70% 47.60% 49.60% 53.00% 50.90%

Volume ekspor bahan tambang mengalami kenaikan, namun harganya turun

(2013). Volume ekspor bahan tambang, terutama bahan bakar mineral (batubara)

mengalami penurunan, hal ini yang memberikan kontribusi penurunan terhadap ekspor

tambang.

Tabel 25 Nilai Ekspor Komoditi Tambang (2013)

HS Komoditas

NilaiEkspor (USD Juta) Pertumbuhan Proporsi

Q1-2013 Q2-2013 Q2-2013 Q2-2013

Q2-2013 (QtQ) (YoY)

27 Bahan Bakar Mineral 6.493,3 6.477,7 -0,2% -8,5% 17,3%

26 Bijih, Kerak, dan Abu 1.338,5 1.388,3 3,7% 4,4% 3,7%

95

HS Komoditas

NilaiEkspor (USD Juta) Pertumbuhan Proporsi

Q1-2013 Q2-2013 Q2-2013 Q2-2013

Q2-2013 (QtQ) (YoY)

Logam

74 Tembaga 457,8 423,1 -7,6% 11,8% 1,1%

80 Timah 646,7 657,0 1,6% 22,4% 1,8%

Tabel 26 Volume Ekspor Komoditi Tambang (2013)

HS Komoditas

Volume Ekspor

(Juta/Kg) Pertumbuhan Proporsi

Q1>2013 Q2>2013 Q2>2013 Q2>2013

Q2>2013 (QtQ) (YoY)

27 Bahan Bakar Mineral 107.842,5 109.281,5 1,3% 13,3% 66,9%

26 Bijih, Kerak, dan Abu

Logam 30.899,4 33.281,8 7,7% 49,8% 20,4%

74 Tembaga 59,6 61,0 3,4% 35,5% 0,0%

80 Timah 27,6 31,6 14,5% 4,4% 0,0%

97

BAB 4

TANTANGAN DAN SASARAN KE DEPAN

4.1 Energi

4.1.1 Pendahuluan

Pertumbuhan ekonomi sebesar 6,23 persen dan laju pertumbuhan penduduk

sekitar 1,39 persen pada tahun 2012 mengindikasikan bahwa kebutuhan energi juga

akan meningkat karena energi merupakan faktor pendorong pertumbuhan ekonomi dan

mempunyai peranan penting dalam kehidupan sosial-ekonomi masyarakat. Saat ini,

pertumbuhan konsumsi energi rata-rata per tahun mencapai 7 persen.

Kebutuhan energi dapat dipenuhi dari produksi dalam negeri maupun dari impor.

Produksi dalam negeri sebagian besar berasal dari jenis energi fosil yaitu minyak bumi,

gas alam, dan batubara. Hanya sebagian kecil saja yang berasal dari jenis energi baru

dan terbarukan. Produksi dalam negeri tidak sepenuhnya dapat dikonsumsi di dalam

negeri, sebagian di antaranya diekspor ke luar negeri dan menghasilkan penerimaan

negara, terutama gas alam dan batubara.

Pemanfaatan jenis energi fosil perlu dikelola dengan lebih efisien dan

berkesinambungan. Energi fosil merupakan energi yang tidak terbarukan, untuk itu

penggunaannya harus dilakukan seefisien mungkin dan dapat dimanfaatkan dalam

kurun waktu sepanjang mungkin serta memberikan nilai tambah. Peralihan pemanfaatan

energi fosil ke energi baru dan terbarukan harus didorong dan terus dilakukan.

Keberpihakan pada energi baru dan terbarukan baik dalam bentuk insentif maupun

dukungan riset dan teknologi menjadi kewajiban pemerintah untuk mewujudkannya.

Akses masyarakat dan industri untuk mendapatkan jaminan suplai energi masih

perlu ditingkatkan. Produksi gas dan batubara belum secara optimal dapat dimanfaatkan

di dalam negeri. Ketersediaan infrastruktur energi sebuah keniscayaan, tanpa

infrastruktur maka distribusi energi tidak akan dapat berjalan lancar. Pembangunan

pembangkit listrik berbahan bakar gas, batubara, dan energi baru dan terbarukan harus

diperluas untuk menggantikan pembangkit berbahan bakar minyak. Infrastruktur

jaringan pipa gas, stasion bahan bakar gas, dan receiving gas terminal perlu dipercepat

untuk memanfaatkan gas di dalam negeri.

98

4.1.2 Kondisi Kebutuhan dan Penyediaan Energi

Dalam rangka memenuhi kebutuhan energi dan mendukung pertumbuhan

ekonomi, pemerintah telah berupaya untuk meningkatkan kapasitas energi, pemanfaatan

energi alternatif terutama panas bumi, dan melakukan konversi penggunaan bahan bakar

minyak (BBM) ke bahan bakar gas (BBG).

4.1.2.1 Kondisi Kebutuhan Energi Final

Konsumsi energi dan pertumbuhan ekonomi selalu memiliki hubungan,

meskipun arah dari hubungan kausal ini masih diperdebatkan, apakah pertumbuhan

ekonomi mendorong konsumsi energi atau sebaliknya bahwa konsumsi energi

merupakan motor penggerak pertumbuhan ekonomi. Untuk Indonesia, pertumbuhan

ekonomi yang tinggi umumnya selalu dibarengi dengan pertumbuhan konsumsi energi

yang tinggi juga sehingga untuk perkiraan kebutuhan energi final perlu memperhatikan

tingkat output nasional pada pendapatan domestik bruto.

Secara makro, selama satu dekade terakhir indonesia termasuk ke dalam negara

yang memiliki pertumbuhan ekonomi yang stabil. Walaupun secara global ekonomi

dunia mengalami beberapa konstraksi di tahun 2008 – 2010 namun sejak tahun 2000,

indonesia secara umum mengalami akselerasi pertumbuhan ekonomi dari 3,83 persen

menjadi 6,29 persen di tahun 2012.

Faktor pendorong kebutuhan energi lainnya adalah kondisi demografi Indonesia.

Hasil sensus penduduk yang dilaksanakan oleh BPS tahun 2010 menunjukkan laju

pertumbuhan penduduk rata-rata dari tahun 2000 sampai 2010 sebesar 1,46 persen.

Berdasarkan Buku Proyeksi Penduduk Indonesia yang disusun Bappenas bersama BPS

penduduk Indonesia diperkirakan akan mengalami rata-rata pertumbuhan sebesar 1,29

persen di tahun 2011-2015 yang kemudian melambat menjadi 1,1 persen di tahun 2015-

2020, 0,95 persen di tahun 2020 – 2025 dan menjadi 0,78 di tahun 2025-2030.

Faktor eksternal yang berpengaruh pada konsumsi energi nasional adalah

kondisi ekonomi global dan perkembangan harga komodistas energi. Pertumbuhan

ekonomi global cenderung melemah sebagai dampak dari resesi di negara-negara Zona

Euro paska krisis utang dan lambatnya pemulihan ekonomi Amerika Serikat paska

krisis finansial. Ekonomi AS secara perlahan mulai membaik meski masih rentan dan

dibayangi isu keterbatasan stimulus fiskal (fiscal cliff) serta krisis lapangan pekerjaan.

Resesi di Eropa dan Amerika Serikat tersebut mempengaruhi hampir seluruh negara di

99

dunia akibat ekonomi dunia yang makin terintegrasi. Negara-negara Asia yang

diharapkan mampu menjadi mesin pendorong pertumbuhan global justru pertumbuhan

ekonominya terhambat.

Pertumbuhan ekonomi global yang melambat juga diikuti dengan penurunan

harga komoditas yang cukup tajam sehingga menyebabkan penurunan ekspor dari

negara-negara berkembang, termasuk Indonesia. Khusus komoditas energi, sampai

tahun 2008 harga minyak dunia naik secara signifikan. Di Indonesia harga minyak

Indonesian Crude Price (ICP) dari tahun 2001 sampai 2008 mengalami kenaikan rata-

rata 23,5 persen dari 21,94 USD per barel menjadi 96,13 USD per barel dengan

kenaikan tertinggi di tahun 2005 dan 2008 yang mencapai hampir 20 USD per barel.

Pada tahun 2009 seiring dengan puncak krisis global ICP terjun bebas ke angka 61,58

USD per barel yang kemudian setelah itu sampai 2011 terjadi kenaikan ICP pesat

sebesar 34,5 persen per tahun yang mencapai 111,5 USD per barel.

Harga gas internasional LNG untuk pengiriman Jepang CIF dari tahun 2000 –

2011 mengalami kenaikan rata-rata 10,94 persen dari 4,72 USD/mBTU menjadi 14,73

USD/mmBtu. Perkembangan terakhir keberhasilan penemuan cadangan di beberapa

proyek unconvensional gas sejak tahun 2008 di Amerika dan Kanada mendorong

penurunan harga gas. Harga gas Indeks Hub di tahun 2009 mengalami penurunan

sebesar 56,05 persen dari 8,85 USD/mmBtu menjadi 3,89 USD/mmBtu yang kemudian

stabil sampai tahun 2011 di angka 4,01 USD/mmBTU. Demikian juga dengan indeks

alberta kanada yang turun 57,7 persen dari 7,99 USD/mmBTU menjadi 3,38

USD/mmBTU dan stabil di angka tahun 3,47 di tahun 2011. Dengan adanya perbedaan

gap antara harga gas domestik Amerika dengan harga gas ekspor regional, di tahun

mendatang ada kemungkinan ekspor gas dari Amerika ke wilayah Asia Pasifik sehingga

harga ekspor gas regional akan berpotensi turun. Untuk komoditas batubara, terjadi

peningkatan harga batubara ekspor secara signifikan dari tahun 2003 sampai 2011

dengan kenaikan rata-rata 15,95 persen per tahun dari 28,63 USD/Ton menjadi 93,56

USD/ton. Seiring dengan perlambatan ekonomi India dan China sebagai konsumen

batubara terbesar di tahun 2012 dan 2013, harga batubara secara global mengalami

koreksi yang cukup dalam.

100

Tabel 27 Perkembangan Rasio Harga Komoditas Energi

Tahun 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Batubara

(FOB) 6,92 7,50 7,01 6,70 10,06 8,53 9,59 12,81 12,81 16,26 20,42 21,88

LNG

(FOB) 24,00 24,78 26,95 33,41 40,03 47,27 50,33 66,65 66,65 38,70 43,49 65,70

ICP 113,63 112,47 114,38 110,50 107,57 110,55 114,14 109,02 114,78 109,02 114,38 111,55

Rasio

Batubara 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,00 0,00 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01

Rasio

LNG 0,01 0,01 0,01 0,02 0,02 0,02 0,03 0,03 0,03 0,02 0,02 0,03

Rasio

ICP 0,06 0,06 0,06 0,06 0,05 0,06 0,06 0,05 0,06 0,05 0,06 0,06

Dari Tabel 27 dapat diambil kesimpulan bahwa secara regional batubara masih

menjadi energi fosil termurah dengan rasio harga 1 sampai 3 sampai 5 di tahun 2011.

Rasio ini semakin berkurang dari tahun 2000. Hal ini disebabkan banyaknya peralihan

dari minyak ke batubara sehingga mengakibatkan excess demand yang pada akhirnya

menyebabkan peningkatan harga batubara secara signifikan. Tren ini diperkirakan akan

terus terjadi dengan sedikit penurunan harga gas sehingga rasio harga akan berkisar di

harga gas akan semakin kompetitif dengan harga batubara. Memperhatikan kondisi ini

perlu adanya percepatan pembangunan infrastruktur gas untuk memaksimalkan

pemanfaatannya.

Untuk mengantisipasi hal tersebut, pemerintah saat ini sedang gencar melakukan

upaya untuk mengurangi penggunaan BBM dan beralih ke penggunaan bahan bakar gas

terutama di sektor rumah tangga dan transportasi. Penggunaan BBG untuk rumah

tangga melalui program konversi minyak tanah ke LPG 3 kg dan pembangunan jaringan

gas kota. Sedangkan di sektor transportasi melalui percepatan pembangunan stasiun

pengisian BBG (SPBG) serta penyediaan dan pendistribusian konverter kit.

Secara umum, sektor pengguna energi Indonesia digolongkan menjadi 5 yaitu:

Rumah Tangga yaitu sektor pengguna yang memanfaatkan energi untuk

keperluan di rumah tangga seperti memasak, penerangan dan lainnya, tetapi

tidak termasuk penggunaan untuk mobil pribadi.

Industri yaitu sektor pengguna yang memanfaatkan energi untuk keperluan

101

proses industri seperti pemanasan langsung, penerangan dan peralatan mesin

tetapi tidak termasuk energi yang digunakan untuk pembangkitan listrik.

Golongan dalam industri ini disesuaikan dengan penggolongan industri

pengolahan non migas dalam PDB seperti kelompok industri makanan, tekstil,

kayu, kimia, non logam, logam, mesin dan lainnya.

Komersial yaitu sektor pengguna yang memanfaatkan energi untuk penerangan,

AC, peralatan mesin, peralatan memasak dan pemanasan air tetapi tidak

termasuk konsumsi untuk transportasi. Termasuk ke dalam golongan ini adalah

kelompok komesial dan bisnis umum seperti perdagangan, hotel, restoran, jasa

keuangan, pemerintahan, sekolah dan lainnya.

Transportasi yaitu sektor pengguna yang memanfaatkan energi untuk keperluan

transportasi di semua sektor ekonomi. Subsektor transportsi meliputi transportasi

darat (mobil penumpang, sepeda motor, truk dan bis), transportsi udara,

transportasi laut, transportasi penyebrangan, dan kereta api.

Sektor lainnya.yaitu sektor pengguna yang memanfaatkan energi untuk

keperluan perikanan, konstruksi dan pertambangan.

Sektor non energi yaitu sektor pengguna yang memenafaatkan komoditas energi

untuk keperluan energi meliputi minyak pelumas, bahan baku untuk industri

petrokimia (naphta, gas bumi dan kokas), bahan baku gas untuk methanol dan

pupuk.

.

Tabel 28 Konsumsi Energi per Kapita

Tahun 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Total Konsumsi Energi

(juta SBM)

296,57 301,35 303,03 309,05 314,12 313,77 312,72 319,33 316,80 314,09 310,52 320,37

Jumlah Penduduk (juta orang)

205,84 208,65 212,00 215,28 217,85 218,87 222,19 225,64 228,52 234,43 237,64 241,13

Konsumsi Energi Per Kapita (SBM/orang)

1,44 1,44 1,43 1,44 1,44 1,43 1,41 1,42 1,39 1,34 1,31 1,33

102

Kebutuhan energi sektor rumah tangga erat kaitannya dengan perubahan

kesejahteraan. Semakin sejahtera, penggunaan energi semakin meningkat. Dari tahun

2000, penduduk miskin cenderung turun rata-rata 2,45 persen dari 39 juta orang (19,41

persen penduduk) menjadi 30,12 juta orang (12,49 persen penduduk) di tahun 2011.

Pemanfaatan energi di sektor rumah tangga meningkat rata-rata 1,45 persen dari 297

juta SBM di tahun 2000 ke 319 juta SBM di tahun 2007 yang kemudian menurun

sampai tahun 2010 di angka 310 juta SBM. Pada tahun 2011, terjadi peningkatan yang

cukup tinggi ke angka 320 juta SBM. Walaupun demikian, secara keseluruhan terjadi

penurunan intensitas konsumsi energi di sektor rumah tangga dari tahun 2000 sampai

2011 sebesar 0,8 persen per tahun dari 1,43 SBM per kapita menjadi 1,31 SBM per

kapita. Mulai tahun 2007, program konversi minyak tanah ke gas dijalankan. Dengan

program tersebut sampai tahun 2011, telah terjadi penurunan rata-rata intensitas

konsumsi minyak tanah per kapita sebesar 34 persen yang disubstitusi oleh LPG yang

mengalami peningkatan sebesar 41 persen

Pemanfaatan energi di rumah tangga masih didominasi oleh penggunaan kayu

bakar secara tradisional terutama di daerah pedesaan dengan porsi sampai 70 persen.

Bila penggunaan kayubakar di rumah tangga ini dikecualikan, jenis energi terbesar yang

dikonsumsi rumah tangga adalah listrik dan LPG yang masing-masing meliputi 46 dan

41 persen di tahun 2011. Peningkatan porsi LPG ini sangat signifikan mengingat di

tahun 2007 porsinya hanya 9 persen. LPG berpotensi terus meningkat dan menjadi jenis

energi utama dalam rumah tangga seiring dengan berlanjutnya program konversi

minyak tanah dan potensi peralihan dari energi biomassa tradisional (kayu bakar).

Akibatnya impor LPG akan semakin membengkak dan berpotensi membebani anggaran

negara melalui kebijakan subsidinya. Perlu dikaji mengenai percepatan program gas

kota atau program kompor listrik di beberapa tahun mendatang.

103

0%

20%

40%

60%

80%

100%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Lainnya Mesin Logam Non Logam Kimia

Kertas Kayu Tekstil Makanan

Gambar 9 Proporsi Penggunaan Energi Industri Berdasarkan Kelompok Industri

Sementara itu, pemanfaatan sektor industri dan sektor komersil sangat

dipengaruhi oleh struktur ekonomi Indonesia yang dinamis. Sektor komersil

(perdagangan, jasa dan keuangan) mengalami pertumbuhan rata-rata sebesar 6,15

persen dari 470 triliun di tahun 2000 menjadi 970 triliun (nilai konstan 2000) di tahun

2012. Oleh karenanya porsi sektor ini terhadap PDB konstan 2000 meningkat dari 33,69

persen di tahun 2000 menjadi 37,06 persen di tahun 2012. Sementara sektor industri

pengolahan non migas mengalami kenaikan rata-rata 5,34 persen dari 367 triliun di

tahun 2000 menjadi 625 triliun di tahun 2012. Walaupun begitu, porsi industri terhadap

PDB mengalami fluktuasi. Porsi sektor industri naik dari 23,84 persen di tahun 2000

menjadi 25,30 persen di tahun 2005 yang kemudian terus menurun sampai tahun 2010

menjadi 23,76 persen seiring dengan lesunya perlambatan ekonomi global.

Sampai tahun 2012, porsi industri mengalami kenaikan menjadi 23,86 persen.

Subsektor industri yang mengalami peningkatan porsi secara signifikan dari tahun 2000

sampai 2011 adalah sub sektor industri permesinan dan alat transportasi yang

merupakan industri hilir. Konsumsi energinya tidak sebesar pada industri hulu. Pada

tahun 2000, porsi subsektor ini masih 20,7 persen sementara pada tahun 2011 porsinya

menjadi 34,6 persen. Subsektor lainnya yang cukup dominan adalah subsektor industri

makanan. Tren data dari tahun 2000 sampai 2011 menunjukkan subsektor industri

makanan mengalami penurunan porsi dari 33 persen menjadi 30 persen. Demikian juga

dengan industri tekstil yang mengalami penurunan porsi dari 14 persen di tahun 2000

menjadi 10 persen di tahun 2011 sebagai pengaruh gempuran produk tekstil Cina. Dari

104

gambar di atas terlihat kelompok industri hulu seperti industri logam dasar, semen,

keramik dan non logam, serta kertas dan kayu yang memerlukan konsumsi energi yang

besar umumnya mengalami penurunan sementara industri hilir seperti mesin dan

lainnya relatif konstan dan bahkan meningkat.

Pemanfaatan energi untuk sektor industri tahun 2000 sampai 2011 meningkat

rata-rata 3,06 persen dari 258,18 juta SBM menjadi 359,62 juta SBM. Walau demikian

terjadi penurunan intensitas pemanfaatan energi sebesar 2,16 persen dari dari 0,78 SBM

per juta rupiah output di tahun 2000 menjadi 0,61 SBM per juta rupiah di tahun 2011.

Penurunan ini disebabkan oleh salah satu atau ketiga faktor berikut:

- Terjadinya pergeseran jenis industri, dari industri padat energi menjadi industri

yang lebih padat modal, dan/atau

- Terjadinya pergeseran dari industri hulu yang membutuhkan energi besar

menjadi industri hilir yang memerlukan energi lebih sedikit, dan/atau

- Proses produksi dan mesin industri yang baru mengkonsumsi lebih sedikit

energi atau hemat energi.

Pemanfaatan energi di sektor industri mengalami pergeseran dari dominasi

bahan bakar minyak ke batubara. Pada periode ini penggunaan batubara meningkat rata-

rata 7,7 persen dari 0,11 SBM per juta rupiah menjadi 0,25 SBM per juta rupiah.

Sementara rata-rata penurunan intensitas bahan bakar minyak (FO, diesel, dan kerosen)

tahun 2000 – 2011 mencapai 30 persen per tahun dari 0,23 SBM per juta rupiah menjadi

0,08 SBM per juta rupiah.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Biomass Coal Briquette Gas Kerosene ADO IDO FO LPG Electricity

Gambar 10 Proporsi Penggunaan Energi Industri Berdasarkan Sumber Energi

105

Pangsa batubara meningkat dari hanya 13,97 persen di tahun 2000 menjadi 40,2

persen di tahun 2011. Sementara pangsa bahan bakar minyak mengalami penurunan dari

29,75 persen menjadi 12,78 persen. Sementara penggunaan gas untuk industri mulai

naik sejak kenaikan minyak yang cukup signifikan di tahun 2008 dari 29 persen di

tahun 2007 menjadi 30 persen di tahun 2009 dan sedikit menurun di tahun 2011 di

angka 25 persen. Tingginya dominasi penggunaan batubara ini tentunya akan

berdampak buruk terhadap kondisi lingkungan. Optimalisasi pemanfaatan gas seringkali

terkendala masalah jaminan pasokan dan kondisi infrastruktur distribusi yang kurang.

Untuk sektor komersil, porsi yang dominan adalah subsektor perdagangan dan

hotel yang mencakup 47 persen dari keseluruhan sektor komersil. Pada periode 2000

sampai 2011, konsumsi sektor komersil mengalami peningkatan 20 juta SBM menjadi

32,96 juta SBM. Secara intensitas terjadi penurunan rata-rata 1,76 persen dari 40 SBM

per triliun rupiah ke 36 SBM per triliun rupiah. Penurunan terbesar ada pada

penggunaan kerosene sebesar 18 persen. Diesel dan LPG mengalami penurunan yang

hampir sama di kisaran 5 persen. Energi yang meningkat secara signifikan adalah gas

alam sebesar 15 persen.

Pertumbuhan konsumsi energi di sektor transportasi tahun 2000 - 2011

meningkat rata-rata sebesar 6,44 persen dari 139 juta SBM menjadi 277 juta SBM.

Berdasarkan kajian Pertamina, sebanyak 88 persen BBM sektor transportasi dikonsumsi

transportasi darat dengan perkiraan bensin untuk transportasi darat dikonsumsi oleh

mobil penumpang sebanyak 60 persen dan sepeda motor sebanyak 40 persen.

Sementara untuk solar, konsumsi terbesar oleh truk sebanyak 43 persen, bis 40 persen

dan mobil penumpang sebanyak 17 persen.

Penggunaan gas (bahan bakar gas) untuk sektor transportasi masih terbatas,

Harga jual BBG rendah, sehingga tidak menjamin pasokan gas, Infrastruktur BBG

(SPBG dan jaringan gas) terbatas/belum terbangun. Sampai dengan 2013, telah

dibangun 16 SPBG, 22 km jaringan pipa gas, dan pendistribusian konverter kit 7.500

unit. Tahun 2014 akan dibangun 13 SPBG, jaringan pipa sepanjang 153,8 km, dan

penyediaan konverter kit 13.000 unit. Pada tahun 2015, diharapkan badan usaha mulai

terlibat didalam penyediaan BBG untuk kendaraan umum, baik dalam membangun

jaringan pipa BBG maupun SPBG (60-70 unit), termasuk dalam penyediaan konverter

kit (80-85 ribu unit), serta penyediaan BBG di kota-kota lain.

106

Tabel 29 Tabel Intensitas Penggunaan Energi per Kendaraan

Tahun 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Total

Konsumsi

Energi

(juta SBM)

122,5 130,5 133,3 137,5 157,0 157,0 149,7 157,6 173,3 197,9 224,9 244,1

Jumlah

Kendaraan

(juta)

19,0 20,9 23,0 26,6 30,5 37,6 43,3 54,8 61,7 67,3 76,9 85,6

Konsumsi

Energi Per

Kendaraan

(SBM/kend

araan)

6,4 6,2 5,8 5,2 5,1 4,2 3,5 2,9 2,8 2,9 2,9 2,9

Meskipun tren pertumbuhan kendaraan bermotor menunjukkan angka yang

sangat besar, namun secara intensitas penggunaan energi per kendaraan mengalami

penurunan. Hal ini kemungkinan disebabkan karena peningkatan teknologi kendaraan

baru dan/atau penurunan tingkat aktifitas dari masing-masing kendaraan yang

disebabkan faktor kejenuhan kemacetan terutama di kota-kota besar.

Melihat tren pertumbuhan rata-rata kendaraan moda angkutan darat tahun 2000

sampai 2011 yang mencapai lebih 10 persen, permintaan energi untuk sektor

transportasi ini di masa depan akan tetap emnjadi sektor yang dominan selain sektor

industri. Kondisi sebagian besar bahan bakar untuk transportasi yang masih disubsidi

akan membebani kondisi keuangan negara sehingga perlu segera diambil lankah

diversifikasi energi ke energi yang lebih murah seperti gas. Untuk sektor lainnya, dari

tahun 2000 sampai 2011 terjadi penurunan rata-rata sebesar 1,42 persen dari 29,05 juta

SBM menjadi 24,82 juta SBM.

Selain untuk bahan bakar, komoditas energi juga digunakan untuk keperluan non

energi di antaranya sebagai bahan baku untuk pabrik pupuk, baja dan by product proses

pengolahan minyak seperti oli dan sebagainya. Konsumsi untuk penggunanan non

energi di tahun 2011 ini meningkat dari tahun 2000 sampai 2011 sebesar 8.43 persen

per tahun. Peningkatan paling tinggi pada penggunaan Oil product yaitu sebesar 16,19

persen per tahun. Sementara pemanfaatan gas sebagai bahan baku untuk industri pupuk

107

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Transportasi 76.183 82.585 91.208 96.712 98.186 105.86 116.18 122.83 123.56 128.83 139.1 148.2 151.5 156.2 178.3 178.4 170.1 179.1 196.9 224.8 255.5 277.3

Komersial 6.218, 7.224, 8.317, 9.911, 10.834 12.063 13.538 14.847 14.960 15.955 19.22 20.00 20.31 20.96 23.98 24.81 24.78 26.49 27.87 29.45 31.32 31.55

Rumah Tangga 45.997 47.568 49.221 51.158 53.430 56.370 59.415 64.313 68.082 71.056 87.96 89.02 86.56 88.66 90.68 89.06 84.53 87.71 84.55 80.83 81.63 85.42

Industri 101.6 107.3 119.5 129.7 135.0 147.3 151.7 162.2 160.7 203.2 219.8 219.7 218.6 203.0 241.0 243.5 257.3 283.4 277.0 281.1 340.4 344.3

-

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

800.000

Rib

u S

BM

dan baja hanya mencapai 0,49 persen per tahun.

Secara umum, konsumsi energi periode 2000 sampai 2011 masih didominasi

oleh sektor industri dengan porsi di kisaran 30 sampai 22 persen. Di waktu yang sama

porsi sektor rumah tangga mengalami penurunan dari 38 persen di tahun 2000 menjadi

29 persen di tahun 2011. Peningkatan yang cukup signifikan dari konsumsi energi

adalah di sektor transportasi dari hanya 18 persen di tahun 2000 menjadi 25 persen di

tahun 2011.

*tidak termasuk biomasa

Gambar 11 Konsumsi Energi Final Berdasarkan Pengguna Akhir atau End-user

Consumers (1990-2011)

Sementara bila energi tradisional biomassa tidak disertakan, porsi sektor industri

dalam konsumsi energi berkisar 35 sampai 40 persen. Konsumsi energi rumah tangga

hanya berkisar 17 persen di tahun 2000 dan semakin menurun menjadi 10 persen di

tahun 2011. Sementara untuk sektor transportasi meningkat dari 27 persen menjadi 33

persen.

Untuk memenuhi kebutuhan energi terutama sektor transportasi, penyediaan

BBM dilakukan melalui dua mekanisme, yakni penyediaan BBM subsidi dan BBM

non-subsidi. Selama periode waktu tahun 2000-2011 menunjukkan tingginya konsumsi

BBM. Pada tahun 2000 konsumsi BBM sebesar 315.272 juta SBM dan tahun 2011

sebesar 363.827 juta SBM. Dari Error! Reference source not found. menunjukkan

onsumsi BBM yang cukup fluktuatif namun memiliki tren yang meningkat sebesar 1,41

persen selama 11 tahun. Tingginya konsumsi bahan bakar minyak disebabkan oleh

108

disubsidinya beberapa jenis bahan bakar minyak, khususnya bensin (premium) dan solar

untuk umum (sektor transportasi dan rumah tangga) dan usaha skala kecil, serta

terbatasnya akses energi non-fosil.

Sumber: Buku Statistik Ekonomi dan Energi Indonesia, 2012

Gambar 12 Konsumsi BBM (2000-2011)

Konsumsi batubara selama kurun waktu 21 tahun (1990-2011) menunjukkan

pertumbuhan yang signifikan yakni sebesar 9,72 persen pertahun. Pada kurun waktu 10

tahun pertama (tahun 1990 sampai dengan tahun 2000) pertumbuhan konsumsi batubara

yang cukup berarti dengan rata-rata per tahun sebesar 14,22 persen. Konsumsi batubara

pada tahun 1990 adalah sebesar 24,51 juta SBM dan tahun 2000 sebesar 101,6 juta

SBM. Sedangkan periode tahun 2001 sampai dengan tahun 2012 mengalami kenaikan

pertumbuhan yaitu sebesar 5 persen. Konsumsi batubara pada tahun 2001 dan 2012

adalah sebesar119,98 SBM dan 208,20 juta SBM.

Konsumsi gas terutama didorong oleh sektor industri (pupuk dan industri

pengolahan) serta pembangkit listrik. Konsumsi gas untuk industri pupuk dan

pengolahan mencapai sekitar 34 persen dari total pangsa gas, listrik sekitar 15 persen,

serta selebihnya, sekitar 51 persen, untuk ekspor (2011). Penggunaan gas di industri

meningkat seiring dengan telah dihilangkannya subsidi solar industri, dan

kecenderungan kenaikan ini akan terus terjadi untuk tahun-tahun yang akan datang.

Gambar 13Error! Reference source not found. menunjukkan konsumsi gas untuk

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

BBM 315.272 328.203 325.202 321.384 354.317 338.375 311.913 314.248 320.987 335.271 363.130 363.827

280.000

290.000

300.000

310.000

320.000

330.000

340.000

350.000

360.000

370.000

Juta

SB

M

109

oil

Gas Development Master Plan

25 October 2013 18

Figure 6 Breakdown of Gas Demand in 2010 and 2011

Source: BP MIGAS Natural Gas Balance 2010 and 2011

The consumption of natural gas by industries (fertiliser and other industries) has increased from 27% in 2010 to 34% of available supply in 2011. This is partially driven by the removal of government subsidy on diesel fuel (HSD) for industrial sectors, which encourages a significant shift from diesel to natural

gas in all industrial sectors. Figure 7 shows the breakdown of industrial gas demand in 2010, 2011 and 2012.

Figure 7 Breakdown of Industrial Gas Demand in 2010-2012

Source: Forum Industri Pengguna Gas Bumi (FIPGB)

Fertilisers are very significant for Indonesian agriculture and for the production of fertilisers natural gas is a crucial resource. There is no alternative feedstock available. The demand for fertilisers is growing and the

Total industrial demand (mmsfcd)

2010 2011 2012

1,096 2,000 2,136

sektor industri pupuk dan pengolahan untuk beberapa tahun terakhir.

Sumber: Forum Industri Pengguna Gas Bumi - FIPGB

Gambar 13 Konsumsi Gas untuk Sektor Industri Pupuk dan Pengolahan (2010-2012)

4.1.2.2 Kondisi Penyediaan Energi

Peningkatan konsumsi energi final tentu dibarengi dengan peningkatan produksi

energi primer, yakni minyak dan gas bumi, batubara. Penggunaan energi final untuk

ketiga jenis energi primer (migas dan batubara) diperlihatkan dalam Gambar 14.

Terlihat bahwa produksi batubara meningkat dengan laju pertumbuhan yang sangat

tinggi, yakni 14,22 persen per tahun (1990-2000), dan 5 persen per tahun (2001-2012).

Pada tahun 2002, produksi batubara secara nasional bahkan sudah melewati penggunaan

minyak mentah, dan juga gas. Produksi batubara hanya mencapai jauh kurang dari 200

juta SBM pada tahun 1990, meningkat mencapai 400 juta SBM dalam sepuluh tahun

kemudian, dan pada tahun 2011, produksi batubara mencapai 1,2 milyar SBM.

Produksi minyak bumi terus mengalami tren penurunan. Penyebab utamanya

adalah produksi minyak bumi/mentah yang tidak bergerak dari 1 juta barel per hari,

bahkan dalam lima tahun terakhir ini produksinya berada di bawah 1 juta barel per hari.

Sejak tahun 2005, penggunaan minyak bumi secara nasional terus berada di bawah 400

juta SBM.

Pencapaian produksi minyak bumi masih belum cukup menggembirakan. Hal ini

dapat dilihat dari semakin menurunnya produksi minyak bumi bila dibandingkan

110

dengan tahun-tahun sebelumnya. Bila pada tahun 2010 produksi minyak bumi mencapai

945 ribu barel per hari, pada tahun 2011 turun menjadi 902 ribu barel per hari, dan

hanya sebesar 860 ribu barel per hari pada tahun 2012 atau selama kurun waktu tersebut

produksi minyak bumi mengalami penurunan rata-rata sekitar 4,5 persen. Untuk tahun

2013, produksi minyak bumi diperkirakan mencapai 840 ribu barel per hari.

Gambar 14 Produksi Energi Primer: Minyak Bumi, Gas Bumi, dan Batubara (1990-2012)

Tidak seperti halnya minyak bumi, penggunaan gas bumi terus mengalami

kenaikan, dengan laju pertumbuhan sebesar 8,18 persen per tahun (tahun 2001-2012).

Laju pertumbuhan penggunaan gas bumi memang jauh berada di bawah pertumbuhan

penggunaan batubara, namun kenaikan penggunaan gas terlihat stabil di tingkat laju

pertumbuhan tersebut.

Mulai tahun 2013, asumsi makro Rencana Kerja Pemerintah tidak hanya dari

produksi minyak bumi namun juga telah memasukkan produksi gas bumi. Sebagai

gambaran, produksi gas bumi juga mengalami penurunan dari tahun 2010 ke 2012. Pada

tahun 2010, produksi gas bumi dapat mencapai 1.582 ribu barel setara minyak per hari,

turun menjadi 1.508 dan 1.464 ribu barel setara minyak per hari pada tahun 2011 dan

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Minyak Bumi 533.562.68 581.232.6 550.668.1 548.930.0 588.364.2 586.263.8 549.184.3 576.962.5 534.891.9 545.579.0 517.415.69 489.849.29 455.738.91 415.814.15 400.486.23 385.497.95 359.289.33 348.357.60 358.718.69 346.020.00 352.225.00 329.230.00 313.900.00

Gas Bumi 273.890 309.630 321.843 354.297 396.282 401.866 422.796 425.904 407.510 450.069 521.074 503.973 545.329 566.682 539.509 536.167 530.538 503.875 518.205 549.737 612.004 584.846 570.165

Batubara 45.275.660 58.513.073 97.101.841 118.558.23 137.998.66 175.447.28 211.456.72 250.268.38 261.386.52 308.172.37 323.568.77 388.669.93 433.982.19 479.967.60 555.878.50 641.434.24 813.797.50 911.176.13 1.009.049. 1.075.960. 1.155.689. 1.484.226. 1.217.275.

0

200.000.000

400.000.000

600.000.000

800.000.000

1.000.000.000

1.200.000.000

1.400.000.000

1.600.000.000

SBM

111

2012. Pada tahun 2013 diperkirakan produksi gas bumi turun kembali menjadi sebesar

1.240 ribu setara barel minyak per hari.

Sementara untuk produksi batubara, terjadi peningkatan selama 20 (dua puluh)

tahun terakhir sejalan dengan peningkatan permintaan domestik dan ekspor. Dari tahun

1990 sampai 2000, pertumbuhan produksi energi final untuk sektor ini cukup pesat

yakni sebesar 19,67 persen per tahun. Pada tahun 1990 diproduksi sebesar 14,28 juta

SBM sedangkan tahun 2000 sebesar 323,57 juta SBM. Sedangkan periode tahun 2001

sampai dengan tahun 2012 mengalami kenaikan pertumbuhan yaitu sebesar 5 persen.

Produksi batubara pada tahun 2001 dan 2012 adalah sebesar 388,67 juta SBM dan

1217,28 juta SBM. Produksi batubara Indonesia sebagian besar (80 persen) dihasilkan

oleh perusahaan tambang Perjanjian Karya Pengusahaan Pertambangan Batubara

(PKB2B) dan sisanya berasal dari BUMN (PTBA) dan KP (Kuasa Penambangan).

Gambar 15 Konsumsi dan Produksi Batubara (1990-2012)

Di sektor ketenagalistrikan, adanya partisipasi swasta baik itu melalui program

percepatan 10.000 MW maupun IPP sangat mendukung tercapainya sasaran tambahan

kapasitas pembangkit listrik 3.000 MW per tahun dan peningkatan rasio elektrifikasi.

Selama kurun waktu 2010 – 2012 terdapat penambahan kapasitas pembangkit listrik

rata-rata 4.035 MW per tahun. Pada tahun 2012, kapasitas pembangkit listrik telah

mencapai 44.064 MW atau meningkat sekitar 10,5 persen bila dibandingkan dengan

kapasitas pembangkit listrik tahun 2011 sebesar 39.885 MW. Demikian halnya juga

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Produksi 45.275. 58.513. 97.101. 118.558137.998175.447211.456250.268261.386308.172323.568388.669433.982479.967555.878641.434813.797911.176 1.009.0 1.075.9 1.155.6 1.484.2 1.217.2

Konsumsi DN 24.509. 24.683. 30.129. 33.993. 35.369. 38.666. 47.269. 56.303. 65.769. 81.273. 101.601119.982133.490 86.231. 107.406142.915131.224162.134170.205176.044193.968241.333208.200

Produksi Per Hari 124.043160.310266.032324.817378.079480.677579.333685.667716.127844.308886.490 1.064.8 1.188.9 1.314.9 1.522.9 1.757.3 2.229.5 2.496.3 2.764.5 2.947.8 2.875.0 3.220.0 3.335.0

Konsumsi Per Hari 67.150 67.625 82.547 93.133 96.903 105.936129.504154.256180.191222.667278.360328.719365.726236.250294.263391.550359.518444.205466.316482.315531.421661.188570.412

Ekspor 18.064. 27.553. 68.414. 76.571. 79.740. 115.317133.354161.291172.552188.907245.534274.180311.547359.858393.786465.316603.258684.600804.006833.137873.600 1.145.2 0

0

200.000.000

400.000.000

600.000.000

800.000.000

1.000.000.000

1.200.000.000

1.400.000.000

1.600.000.000

SBM

112

dengan rasio elektrifikasi yang terus meningkat dari tahun ke tahun. Rasio elektrifikasi

pada tahun 2010 mencapai 67,15 persen, meningkat menjadi 72,95 persen pada tahun

2011 dan 76,56 persen pada tahun 2012. Pada tahun 2013, kapasitas pembangkit listrik

diperkirakan bertambah sebesar 4.097 MW atau menjadi 48.161 MW dan rasio

elektrifikasi diperkirakan dapat mencapai 79,30 persen.

Untuk mengurangi ketergantungan penggunaan BBM pada pembangkit listrik,

pemerintah telah berupaya mengembangkan penggunaan energi alternatif terutama

panas bumi. Namun demikian, pencapaian pemanfaatan panas bumi untuk pembangkit

listrik belum sesuai dengan harapan. Pemerintah telah menargetkan pada tahun 2014,

kapasitas terpasang pembangkit listrik yang bersumber dari panas bumi (PLTP) sebesar

5.000 MW. Jika melihat kapasitas terpasang yang saat ini terbangun, rasanya akan sulit

untuk mencapai sasaran tersebut. Pada tahun 2010, kapasitas terpasang PLTP adalah

sebesar 1.189 MW dan dapat ditingkatkan menjadi 1.226 MW dan 1.341 MW pada

tahun 2011 dan 2012. Artinya, peningkatannya tidak cukup siginifikan. Pada tahun

2013, kapasitas terpasang PLTP diperkirakan juga akan meningkat namun tidak cukup

signifikan yaitu sebesar 1.346 MW.

Pemanfaatan panas bumi baru 4 persen dari total potensi panas bumi dan

kapasitas terpasang pembangkit listrik tenaga panas bumi (PLTP) baru mencapai 1.341

MW, dari total potensi 28.000 MW. Lapangan yang sudah menghasilkan listrik adalah

lapangan Pertamina, sedangkan yang telah diserahkan ke Pemda (Green Fields) belum

ada yang berproduksi – masih dalam proses lelang/tender dan negosiasi (Power

Purchase Agreement – PPA) dengan pihak pembeli listrik (PLN) Dari total potensi

28.000 MW, sebanyak 6.000 MW (21 persen) diidentifikasi berada di hutan konservasi

dan 6.600 MW (23 persen) berada di hutan lindung.

4.1.3 Kebutuhan Energi Nasional Dengan Pemodelan LEAP

4.1.3.1 Skenario BAU Kebutuhan Energi Final dan Primer

Seperti telah diuraikan sebelumnya bahwa skenario merupakan rangkaian

perkiraan bagaimana sistem energi berubah tiap waktunya pada kondisi aspek sosial

ekonomi dan kebijakan tertentu. Pengaturan skenario pada model LEAP menjadi sangat

krusial dan dapat dikatakan menjadi aspek pokok dari model LEAP. User dapat

menggunakan skenario untuk menjawab berbagai pertanyaan hipotesis seperti apa yang

akan terjadi bila kebijakan efisien diterapkan, apa yang akan terjadi jika pengembangan

113

pembangkit dilakukan dengan cara berbeda, apa yang terjadi bila transportasi massal

dikembangkan dan banyak pertanyaan lainnya.

Semua skenario didasarkan pada skenario ”Current Account” merupakan kondisi

saat ini. Current Account dapat merupakan data satu titik maupun berupa data time

series. Skenario di LEAP mengandung semua faktor yang dapat berubah sepanjang

waktu termsuk hal-hal yang diakibatkan intervensi kebijakan dan yang merefleksikan

asumsi sosial ekonomi yang berbeda. Secara umum asumsi dasar yang terdapat pada

simulasi model LEAP nasional dapat dilihat pada tabel berikut ini.

Tabel 30 Perbandingan Parameter Penentu dari Skenario BAU dan RPJMN 2015-2019

PARAMETER SKENARIO DASAR SKENARIO RPJMN

Data Dasar 2011 Sudah diverifikasi ke tahun 2000 dan divalidasi sesuai data Handbook

of Energy dari Pusdatin KESDM tahun 2012

Pertumbuhan GDP

Data masukan Deputi Ekonomi Bappenas untuk skenario

dasar/RPJMN : 2012 = 6.23%; 2013 = 5.7%; 2014 = 5.9%, 2015 =

6.1%, 2016 = 6.3%, 2017 = 6.5%, 2018 = 6.7%, 2019 = 7%

Data masukan Deputi Ekonomi Bappenas untuk skenario high/ High

RPJMN : 2012 = 6.23%; 2013 = 5.7%; 2014 = 6.1%, 2015 = 6.5%,

2016 = 7%, 2017 = 7.3%, 2018 = 7.4%, 2019 = 7.9%

Pertumbuhan penduduk Mengikuti Proyeksi Penduduk Bappenas-BPS : 2012- 2015 : 1.29%,

2015-2020 : 1.1%, 2020-2025 : 0.95% 2025 dan setereusnya, 0.78%

Struktur ekonomi (PDB)

Skenario DASAR : Porsi industri mengikuti pertumbuhan medium

Deputi Ekonomi Bappenas Skenario HIGH : Porsi industri mengikuti

pertumbuhan optimis Deputi Ekonomi Bappenas

Porsi Komersil di PDB meningkat dengan elastisitas pertumbuhan

PDB sebesar 0.13

Demand rumah tangga

Data aktivitas dan intensitas energi bersumber pada raw data susenas

2011 dan di "back casting" ke tahun 2000, berdasarkan Porsi

Penduduk miskin menurun menjadi 8 persen di tahun 2019 dan 6

persen di tahun 2025

Pertumbuhan sektor

transportasi

Mengikuti pertumbuhan

GDP/kapita dengan tingkat

elastisitas: kendaraan

penumpang (1.77), kendaraan

roda dua (2.37). Untuk moda

lainnya mengikuti pertumbuhan

GDP dengan tingkat elastisitas :

Truk (1.3), Bus (2.24), Kereta

api (0.91), ASDP (0.76),

angkutan laut (0.008) dan

angkutan udara (0.97)

Khusus untuk transportasi darat :

Kendaraan penumpang, roda dua,

truk dan bus proyeksi pertumbuhan

dipengaruhi strategi Avoid ,

Shifting dan Improve sampai tahun

2025 yang dapat mengurangi

aktifitas kendaraan pribadi di area

perkotaan (60 persen) sebesar 40

persen

114

PARAMETER SKENARIO DASAR SKENARIO RPJMN

Proyeksi intensitas energi

dan efisiensi infrastruktur

Berdasarkan persentase

pertumbuhan hasil "back

casting"

Berdasarkan persentase

pertumbuhan hasil "back casting"

dikurangi roadmap konservasi dari

draft RIKEN

Skenario Dasar (Berdasarkan Data Historis)

Skenario DASAR mengacu kepada data-data sepuluh tahun terakhir, dan data

tahun 2011 dianggap sebagai data dasar. Tabel 30. memperlihatkan asumsi dasar yang

digunakan untuk memproyeksikan kebutuhan energi. Pertumbuhan GDP mengikuti

masukan dari Direktorat Perencanaan Makro Bappenas, yakni pada tahun 2012 sebesar

6,23 persen yang kemudian melambat menjadi 5,7 persen di tahun 2013. Mulai tahun

2014, pertumbuhan ekonomi berakselerasi dari 5,9 persen menjadi 7 persen di tahun

2019. Untuk pertumbuhan penduduk, proyeksi mengikuti proyeksi penduduk

BAPPENAS dan BPS (2012), di mana laju pertumbuhan akan mencapai 1,29 persen

pada kurun waktu 2012-2015, dan selanjutnya akan menurun menjadi 1,1 persen pada

tahun 2015-2020 dan menjadi 0,95 persen sampai dengan tahun 2024 dan 0,78 persen di

tahun 2015 dan seterusnya. Proporsi penduduk miskin akan menurun menjadi 8 persen

di tahun 2015 dan 6 persen di tahun 2019.

Kontribusi sektor industri pengolahan nonmigas terhadap PDB dengan harga

konstan 2000 diproyeksikan akan semakin meningkat dari 23,81 persen di tahun 2011

menjadi 24,40 persen di tahun 2015 dan 24,96 persen di tahun 2019. Sementara

kontribusi sektor komersial juga akan meningkat dengan elastisitas sebesar 0,137 (rata-

rata elastisitas tahun 2000-2011) terhadap pertumbuhan ekonomi. Pertumbuhan jumlah

sektor transportasi mengikuti pertumbuhan PDB per kapita dengan tingkat elastisitas

untuk mobil penumpang sebesar 1,77 dan sepeda motor sebesar 2,37. Sementara, untuk

moda transportasi lainnya mengikuti pertumbuhan PDB yaitu dengan tingkat elastisitas:

i) bis sebesar 2,24; ii) truk sebesar 1,3; iii) angkutan asdp sebesar 0,76; iv) kereta api

sebesar 0,91; v) angkutan laut 0,008; dan vi) angkutan udara 0,98.

Perkembangan intensitas energi di sektor end user disesuaikan dengan data

historis yang dikalibrasi dengan data dari Pusdatin ESDM. Untuk pemanfaatan BBM

Blending9 hanya dimanfaatkan pada sektor transportasi. Sementara untuk penyediaan

9 BBM yang dicampurkan dengan Bahan Bakar Nabati (BBN) seperti biodiesel atau bioethanol. Produk

akhir dari proses pencampuran ini saat ini dikenal dengan nama pasar Biosolar dan Biopremium.

115

energi proyeksi dilakukan sesuai dengan tren data historis 2000 – 2011 (Handbook

KESDM), seperti produksi minyak bumi mengalami penurunan sebesar 4,03 persen per

tahun, produksi gas bumi naik sebesar 1,06 persen per tahun sampai tahun 2019 (tahun

puncak produksi gas), produksi batubara meningkat secara logaritmik. Sementara

produksi energi listrik didasarkan pada simulasi dari kapasitas yang direncanakan dalam

RUPTL 2012-2021. Persentase losses transmisi dan distribusi akan berkurang sebesar

2,57 persen per tahun dari tahun sebelumnya. Proyeksi kelistrikan setelah tahun 2021

dilakukan dengan mengekstrapolasi berdasarkan data progres antara 2011 – 2021.

Untuk produksi kilang akan menurun sebesar 1,26 persen per tahun, hal ini disebabkan

karena berkurangnya produktivitas kilang seiring dengan semakin tuanya mesin-mesin

dan peralatan kilang minyak.

Skenario dasar ini lebih bersifat Business as Usual (BAU) yang artinya skenario

ini mendasarkan pada tren statistik tanpa melakukan langkah dan kebijakan yang

signifikan dalam sektor energi. Oleh karenanya pada penyediaan energi, skenario ini

belum memasukkan kebijakan EBTKE yang tercermin pada draft roadmap EBTKE

yang saat ini dalam tahap finalisasi dan kebijakan peningkatan produksi migas. Di level

demand, skenario ini belum memasukkan kebijakan konversi BBG dan gas rumah

tangga.

Hasil Proyeksi Kebutuhan Energi – Skenario DASAR

Pada skenario DASAR, kebutuhan energi final di tahun 2025 akan mencapai

2.442 juta SBM atau lebih dari 2 kali kebutuhan energi final pada tahun 2011. Pada

kurun RPJMN tahap III (2015 – 2019), kebutuhan energi final akan berkisar dari 1.363

sampai 1.689 juta SBM atau rata-rata meningkat dengan laju pertumbuhan sebesar 5,5

persen per tahun. Sebagai penggerak ekonomi nasional, kebutuhan energi sektor

industri diperkirakan terus meningkat dan mendominasi total kebutuhan energi final

yang kemudian diikuti oleh kebutuhan energi sektor transportasi sebagai sektor

pendukung kegiatan ekonomi.

Pada skenario DASAR, konsumsi energi sektor industri akan terus meningkat

dari 359 juta SBM pada tahun 2011 menjadi 970 juta SBM di tahun 2025. Antara tahun

2015 sampai 2019 konsumsi energi sektor ini meningkat dari 452 juta SBM di tahun

2015 menjadi 602 juta SBM di tahun 2019 dengan laju pertumbuhan rata-rata 7,44

persen per tahun. Tingginya pertumbuhan konsumsi industri ini didorong antara lain

116

oleh kebijakan dan program hilirisasi di sektor industri yang berbasis sumber daya alam

seperti industri pengolahan kelapa sawit, industri pengolahan mineral logam dan

mineral industri serta komoditas lainnya. Sementara itu, konsumsi sektor transportasi

meningkat dari 277 juta SBM di tahun 2011 menjadi 693 juta SBM di tahun 2025.

Antara tahun 2015 - 2019 konsumsi energi pada sektor transportasi akan berkisar dari

335 – 431 juta SBM dengan laju pertumbuhan rata-rata 6,49 persen per tahun. Dengan

kondisi di atas, pangsa konsumsi energi sektor industri meningkat secara signifikan dari

32,28 persen pada tahun 2011 menjadi dan 39,74 persen di tahun 2025. Pada tahun 2015

– 2019 pangsa konsumsi energi sektor industri berkisar 33,14 – 35,65 persen. Sementara

pangsa konsumsi energi sektor transportasi pada periode 2011 sampai 2025 akan terus

meningkat sampai 28 persen.

2011 2015 2019 2025

Non Energi 98,41 145,41 171,34 210,58

Energi Lainnya 24,82 23,39 26,81 36,22

Energi Komersial 32,93 44,91 60,46 95,1

Energi Transportasi 277,39 335,14 430,97 693,4

Energi Industri 359,27 451,9 602,15 970,55

Energi Rumah Tangga 320,1 362,73 397,2 436,15

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Energi Rumah Tangga Energi Industri Energi Transportasi

Energi Komersial Energi Lainnya Non Energi

28,76

32,28

24,92

2,96

8,8426,6

33,14

24,58

3,29

10,6623,52

35,65

25,52

3,58

10,14 17,86

39,74

28,39

3,89

8,62




Sampai Tahun 2025 (Skenario DASAR)

Sementara untuk sektor komersial, walaupun jumlah konsumsi energinya relatif

kecil namun terjadi peningkatan yang signifikan yang bahkan menjadi yang tertinggi

dari sektor lainnya. Di tahun 2025, jumlah konsumsi energi untuk sektor komersial

diperkirakan akan terus meningkat menjadi 95 juta SBM. Pada tahun 2015 – 2019,

konsumsi energi sektor ini berkisar 45 – 60 juta SBM dengan laju pertumbuhan rata-rata

7,71 persen per tahun. Hal sebaliknya terjadi pada sektor rumah tangga yang mengalami

pertumbuhan paling kecil yaitu 2,23 persen per tahun sampai tahun 2025. Hal ini

menyebabkan penurunan pangsa kebutuhan energi yang cukup signifikan terjadi pada

sektor rumah tangga dari 28,76 persen di tahun 2011 menjadi 17,86 persen di tahun

2025 2011

117

2025. Penurunan ini selain karena penetrasi teknologi yang lebih efisien juga

disebabkan akan berkurangnya konsumsi energi tradisional biomassa (kayu bakar)

seiring dengan peningkatan kesejahteraan masyarakat. Secara lengkap, perkembangan

konsumsi energi final dan perkembangan pangsa berdasarkan sektor pengguna energi

sampai tahun 2025 dapat dilihat pada gambar berikut.

Berdasarkan jenis energi finalnya, Bahan Bakar Minyak (BBM) masih

mendominasi pemanfaatan energi final. Sampai tahun 2025, pemanfaatannya terus

meningkat menjadi 752 juta SBM. Pada tahun 2015 – 2019, konsumsi BBM meningkat

dari 476 juta SBM menjadi 564 juta SBM dengan laju pertumbuhan rata-rata 4,33

persen per tahun. Walau demikian, pangsa BBM cenderung akan menurun dari 38,18

persen di tahun 2011 menjadi 30,82 persen di tahun 2025. Pangsa BBM di tahun 2015

sampai 2019 akan menurun dari 34,92 persen menjadi 33,40 persen.

Peningkatan yang cukup signifikan terjadi pada konsumsi energi BBM Blending,

gas dan listrik. Sampai tahun 2025, konsumsi BBM Blending akan terus meningkat

menjadi 256 juta SBM. Pada tahun 2015 – 2019, konsumsi BBM meningkat dari 76 juta

SBM menjadi 121 juta SBM dengan laju pertumbuhan rata-rata 12,15 persen per tahun.

Dengan kondisi tersebut, pangsa BBM Blending akan meningkat dari 4,19 persen di

tahun 2011 menjadi 10,48 persen di tahun 2025. Pangsa BBM Blending di tahun 2015

sampai 2019 akan meningkat dari 5,59 persen menjadi 7,15 persen.

Pada gas, konsumsinya akan meningkat menjadi 436 juta SBM di tahun 2025.

Pada tahun 2015 – 2019, konsumsi gas akan berkisar 204 – 274 juta SBM dengan laju

pertumbuhan rata-rata 7,62 persen per tahun. Pertumbuhan yang cukup pesat ini

menyebabkan peningkatan pangsa gas yang cukup signifikan dari hanya 10,89 persen di

tahun 2011 menjadi 14,96 persen di tahun 2015 dan 16,20 persen di tahun 2019.

Sementara itu, pemanfaatan listrik juga akan meningkat menjadi 314 juta SBM atau 517

ribu Gwh di tahun 2025. Pada tahun 2015 – 2019, konsumsi listrik akan berkisar 140 –

201 juta SBM atau 231 – 332 ribu Gwh dengan laju pertumbuhan rata-rata 10,11 persen

per tahun. Dengan kondisi tersebut, konsumsi energi listrik per kapita akan meningkat

dari 654 kwh/kapita di tahun 2011 menjadi masing-masing 905 kwh/kapita, 1.248

kwh/kapita dan 1.849 kwh/kapita di tahun 2015, 2019 dan 2025. Pangsa energi listrik

juga akan meningkat dari 8,71 persen di tahun 2011 menjadi 12,88 persen di tahun

2025.

118

(Dalam juta SBM) (Dalam Persen)

2011 2015 2019 2025

Listrik 96,93 140,29 201,53 314,46

Gas Bumi 121,2 204,01 273,68 436,29

EBT 279,05 277,58 275,15 276,25

BBM Blending 46,58 76,28 120,68 255,99

BBM 424,89 476,08 564,12 752,64

Batubara 144,26 189,23 253,77 406,37

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Batubara BBM BBM Blending EBT Gas Bumi Listrik

12,96

38,18

4,19

25,07

10,89

8,7113,88

34,92

5,59

20,36

14,96

10,2915,03

33,4

7,15

16,29

16,2

11,9316,64

30,82

10,48

11,31

17,87

12,88



Sampai Tahun 2025 (Skenario DASAR)

Untuk batubara, seluruh konsumsi berasal dari sektor industri yang diperkirakan

akan meningkat menjadi 406 juta SBM atau 95 juta ton di tahun 2025. Pada tahun 2015

– 2019, konsumsi batubara akan berkisar 189 – 254 juta SBM atau 44 – 59 juta ton

dengan laju pertumbuhan rata-rata 7,62 persen per tahun sehingga akan menyebabkan

peningkatan pangsa batubara dari 12,96 persen di tahun 2011 menjadi 13,88 persen di

tahun 2015 dan 16,64 persen di tahun 2019. Sementara untuk energi terbarukan yang

didominasi oleh penggunaan biomassa tradisional berupa kayu bakar akan menurun

menjadi 276 juta SBM di tahun 2025. Pada tahun 2015 sampai 2019, konsumsinya

berkisar 277 – 275 juta SBM dengan pertumbuhan rata-rata hanya -0,22 persen per

tahun. Oleh karenanya, pangsa EBT ini akan mengalami penurunan dari 25,07 persen di

tahun 2011 menjadi 20,36 persen di tahun 2015 dan 16,29 persen di tahun 2019. Secara

lengkap, perkembangan konsumsi energi final dan perkembangan pangsa berdasarkan

jenis energi sampai tahun 2025 dapat dilihat pada gambar berikut ini.

Untuk memenuhi kebutuhan energi, diperlukan sistem penyediaan energi yang

handal. Total Primary Energy Supply (TPES) atau total penyediaan energi utama

sampai tahun 2025 akan meningkat menjadi 3.183 juta SBM dengan tingkat

pertumbuhan rata-rata sebesar 6,14 persen (Tabel 31). Dengan asumsi kapasitas

infrastruktur energi yang tidak banyak berubah saat ini, jenis energi batubara, gas bumi

dan BBM (termasuk yang blending dengan BBN) akan menjadi pasokan energi yang

dibutuhkan. Kondisi ini disebabkan tingkat kebutuhan yang akan sangat tinggi ke

2011

2025

119

depannya dan kapasitas infrastruktur konversi energi saat ini yang masih sangat rendah

khususnya untuk BBM.

Sebagai konsekuensi, impor beberapa jenis energi akan meningkat diantaranya

LPG, BBM dan minyak bumi. Program konversi minyak tanah ke LPG membuat

peningkatan tajam dari permintaan LPG. Sementara pada periode yang sama impor

BBM terutama dari sektor transportasi akan terus meningkat seiring dengan

pertumbuhan ekonomi yang terus membaik dan juga tidak adanya penambahan kilang

baru. Di sisi lain, pasokan minyak bumi sebagai bahan baku kilang juga terus menurun

dari tahun ke tahun. Sedikitnya penemuan lapangan baru berakibat kurangnya

pengembangan sumur-sumur baru yang dapat meningkatkan produksi minyak bumi.

Proyeksi jumlah ekspor dan impor secara lengkap dapat dilihat pada Tabel 32 dan Tabel

33. Dengan merujuk pada hasil simulasi tersebut, diperkirakan pada tahun 2024,

Indonesia akan menjadi net importir.

120

Tabel 31 Proyeksi Total Primary Energy Supply Sampai Tahun 2025

Dalam juta

SBM 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Annual

Growth

BBM

Blending 0 7,01 14,68 21,94 29,7 38,46 48,54 60,24 74,1 89,89 107,89 128,43 151,9 178,72 209,41 0,00%

Biomassa

(Kayu) 279,17 277,72 278,05 278,6 278,43 278,27 277,86 277,12 276,05 276,74 277,27 277,59 277,7 277,6 277,28 -0,05%

Minyak

Bumi 248,7 245,97 243,27 240,59 237,95 235,33 232,74 230,18 227,65 225,14 222,67 220,22 217,8 215,4 213,03 -1,10%

Listrik 1,54 1,54 1,54 1,54 1,54 1,54 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,00%

BBM 203,73 191,74 201,55 213,71 229,78 239,28 253,92 270,37 293,56 319,07 348,29 378,5 410,9 445,68 483,04 6,36%

Panas Bumi 16,49 15,55 15,32 15,92 17,83 25,3 35,93 44,95 59,85 70,44 72,57 78,04 83,67 89,5 95,54 13,37%

Hidro 31,27 29,33 31,9 34,29 37,58 40,66 51,13 52,73 59,35 67,79 76,76 84,37 92,74 101,94 112,05 9,54%

LNG -176,93 -157,43 -150,68 -144,12 -126 -105,73 -100,75 -98,85 -90,13 -85,63 -81,29 -71,27 -67,21 -63,28 -59,49 -7,49%

LPG 23,91 33,79 41,72 48,68 54,51 59,25 63,06 66,14 68,67 70,74 72,51 74,06 75,47 76,75 77,95 8,81%

Gas Bumi 410,56 432,35 447,23 461,42 471,16 463,8 470,61 479,78 489,45 506,22 527,57 544,21 568,06 595,14 626,05 3,06%

Non BBM 54,55 48,28 50,33 52,71 55,45 58,52 61,86 65,41 69,12 72,96 76,89 80,89 84,95 89,05 93,18 3,90%

Batubara 308,85 341,89 384,64 427,06 463,26 516,61 571,27 634,61 679,07 726,45 783,84 845,28 910,81 980,75 1055,45 9,17%

Total 1401,87 1467,74 1559,54 1652,34 1751,19 1851,29 1966,17 2082,69 2206,76 2339,82 2484,96 2640,33 2806,8 2987,27 3183,51 6,03%

Catatan : Nilai positif untuk Jenis Energi Final seperti BBM, BBM Blending, LNG, LPG dan lainnya menunjukkan net impor. Nilai negatif menunjukkan net ekspor

121

Tabel 32 Proyeksi Jumlah Impor Energi Sampai Tahun 2025

Dalam juta

SBM 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Annual

Growth

BBM

Blending 0 7,01 14,68 21,94 29,7 38,46 48,54 60,24 74,1 89,89 107,89 128,43 151,9 178,72 209,41 N/A

Minyak

Bumi 96,86 96,24 105,03 113,39 121,33 128,88 136,04 142,84 149,29 155,41 161,21 166,7 171,9 176,81 181,46 4,59%

Listrik 1,54 1,54 1,54 1,54 1,54 1,54 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,00%

BBM 222,73 190,72 200,05 212,55 229,59 240,58 254,36 270,18 292,89 318,05 347 377,01 409,27 443,94 481,22 5,66%

LPG 23,91 33,79 41,72 48,68 54,51 59,25 63,06 66,14 68,67 70,74 72,51 74,06 75,47 76,75 77,95 8,81%

Gas Bumi 0 59,13 71,2 51,85 34,79 18,46 17,75 0 13,44 50,18 91,97 128,33 152,59 185,46 236,08 N/A

Non BBM 82,59 48,28 50,33 52,71 55,45 58,52 61,86 65,41 69,12 72,96 76,89 80,89 84,95 89,05 93,18 0,87%

Batubara 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,00%

Total 427,83 436,89 484,74 502,84 527,1 545,87 581,79 604,99 667,7 757,41 857,65 955,62 1046,25 1150,92 1279,49 8,14%

Tabel 33 Proyeksi Jumlah Ekspor Energi Sampai Tahun 2025

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Annual

Growth

Minyak Bumi 171,29 135,57 135,57 135,57 135,57 135,57 135,57 135,57 135,57 135,57 135,57 135,57 135,57 135,57 135,57 -1,66%

BBM 30,53 19,56 19,08 19,42 20,39 21,88 21,02 20,39 19,91 19,56 19,29 19,09 18,95 18,84 18,76 -3,42%

LNG 176,94 157,43 150,68 144,12 126 105,73 100,75 98,85 90,13 85,63 81,29 71,27 67,21 63,28 59,49 -7,49%

Gas Bumi 163,39 206,82 210,17 182,83 162,31 159,69 158,58 138,15 117,01 113,08 110,59 108,3 87,58 73,09 73,35 -5,56%

Batubara 1173,79 1180,76 1192,19 1193,7 1192,64 1167,09 1134,24 1087,89 1056,6 1019,39 969,83 914,39 853,46 787,04 715,03 -3,48%

Total 1744 1700,14 1707,69 1675,65 1636,92 1589,96 1550,17 1480,85 1419,23 1373,23 1316,57 1248,62 1162,77 1077,82 1002,2 -3,88%

122

Secara komposisi, bauran energi Indonesia10

akan berubah dari dominasi BBM

ke dominasi batubara. Gambar 18 memperlihatkan bauran energi yang

memperhitungkan biomassa tradisional (kayu). Sampai tahun 2025, terjadi pergeseran

di mana BBM akan semakin berkurang menjadi 32,8 persen di tahun 2015; 22,8 persen

di tahun 2019; dan 16,4 persen di tahun 2025. Sementara batubara terutama dengan

kecenderungan peningkatan kebutuhan terutama untuk pasokan untuk pembangkit dan

industri, akan terus meningkat menjadi 24,8 persen di tahun 2015; 32,2 persen di tahun

2019; dan 35,5 persen di tahun 2025. Porsi EBT sendiri akan semakin berkurang. Hal

ini disebabkan jenis energi utama yaitu biomassa tradisional berupa kayu bakar mulai

ditinggalkan oleh masyarakat pedesaan seiring dengan peningkatan kesejahteraan.

Kondisi serupa juga terlihat pada bauran energi tanpa menyertakan biomassa

tradisional (Gambar 19). Yang menarik dari gambar tersebut adalah peningkatan bauran

EBT non biomassa dari hanya 4,4 persen di tahun 2011 menjadi 12 persen di tahun

2025 atau lebih besar dari skenario DASAR yang hanya 7,8 persen.

Gambar 18 Proyeksi Bauran Energi (dengan Biomassa) Sampai Tahun 2025 (dalam juta

SBM) Skenario DASAR

10

Penghitungan bauran energi tidak menyertakan penghitungan listrik dan BBM blending karena energi

tersebut merupakan hasil konversi gabungan dari berbagai jenis energi. Selain itu juga untuk menghindari

‘double counting’.

123


SBM) Skenario DASAR

Pengembangan kapasitas listrik dilakukan untuk memenuhi target elektrifikasi

rasio 100 persen di tahun 2019. Selain itu pengembangan kapasitas ini dilakukan untuk

memenuhi kebutuhan sektor perekonomian dalam mendukung pertumbuhan ekonomi

yang diharapkan akan terus meningkat. Merujuk pada asumsi-asumsi pertumbuhan

ekonomi yang diambil, kebutuhan tenaga listrik selanjutnya diproyeksikan dan hasilnya

seperti yang ditampilkan pada Tabel 34. Dari tabel tersebut dapat dilihat bahwa

kebutuhan energi listrik pada tahun 2025 akan menjadi 517 TWh, atau tumbuh rata-rata

8,77 persen per tahun, sedangkan beban puncak pada tahun 2025 akan menjadi 68.970

MW atau tumbuh rata-rata 7,46 persen per tahun.

Sampai tahun 2025, total kapasitas pembangkit yang dibangun PLN akan terus

meningkat sampai 118 GW dengan pertumbuhan rata-rata sebesar 8,08 persen per

tahun. Sebagian besar dari kapasitas pembangkit berasal dari PLTU batubara. Di tahun

2011, pangsa kapasitas PLTU batubara masih 14,84 GW atau sekitar 40 persen dari

total pembangkit namun seiring dengan penyelesaian program Fast Track Program

10.000 MW tahap I yang didominasi PLTU Batubara maka akan meningkat menjadi 67

GW atau 56 persen dari total pembangkit di tahun 2025 kapasitas PLTU Batubara

dengan pertumbuhan rata-rata dari tahun 2011 sebesar 11,37 persen per tahun.

124

Selain batubara, pembangkit yang akan mengalami peningkatan cukup tinggi

adalah PLTP yang berasal dari panas bumi. Pada tahun 2011, kapasitas pembangkit ini

mencapai 1.216 MW dan diharapkan akan meningkat pada tahun 2025 menjadi 10.400

MW dengan pertumbuhan rata-rata sebesar 16,62 persen per tahun. Pembangkit ini

bersama pembangkit PLTA (termasuk pico-mini-mikro hidro) diharapkan dapat

menjadi pembangkit yang memenuhi kebutuhan listrik pada kondisi baseload.

Gambar 20 Proyeksi Perkembangan Kapasitas Listrik Sampai Tahun 2025

125


Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Pertumbuhan

Ekonomi (%) 6,49 6,23 5,70 5,90 6,10 6,30 6,50 6,70 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00

Total Kebutuhan

(Gwh) 159,53 173,53 190,70 209,75 230,89 254,29 277,85 303,56 331,68 357,27 384,81 414,44 446,33 480,64 517,55

Beban Puncak

(GW) 25,19 27,06 29,38 31,92 34,70 37,75 41,11 44,32 47,79 50,80 54,01 57,41 61,03 64,88 68,97

126

Pembangkit lainnya yang diharapkan akan meningkat adalah PLT Biomassa

yang meningkat dari 40 MW di tahun 2011 menjadi 270 MW di tahun 2025 dengan

pertumbuhan rata-rata sebesar 15 persen per tahun. Apabila disertakan dengan

pembangkit yang offgrid (non PLN), jumlah kapasitas pembangkit ini akan lebih besar

lagi dimana pada tahun 2011 saja kapasitas PLT Biomassa (offgrid) sudah mencapai

1600 MW. Pembangkit lainnya yang akan dibangun adalah PLTG dan PLTGU yang

diplot sebagai pembangkit untuk kondisi medium dan peak load. Gambar 20 dan Tabel

35 memperlihatkan proyeksi perkembangan kapasitas pembangkit dari masing-masing

pembangkit.

Berdasarkan simulasi model dari proses pembangkitan dengan memperhatikan

perkembangan jumlah kapasitas dan capacity factor dari masing-masing pembangkit

maka didapatkan jumlah listrik tersalurkan di tahun 2025 akan mencapai 553 Twh

dengan tingkat pertumbuhan rata-rata per tahun 8,21 persen. Sebagian besar produksi

listrik dipasok dari PLTU sebanyak 339 Twh atau 61 persen dari total keseluruhan.

Gambar 21 dan Tabel 35 memperlihatkan perkembangan jumlah listrik yang dihasilkan

masing-masing pembangkit.

Gambar 21 Proyeksi Produksi Listrik Sampai Tahun 2025

127

Tabel 35 Perkembangan Kapasitas Listrik Berdasarkan Jenis Pembangkit Sampai Tahun 2025

Dalam GW 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Annual

Growth

PLTU B 14,84 19,1 22,2 24,91 27,11 31,81 37,47 44,68 47,31 50,26 52,5 56,12 59,75 63,37 67,00 11,37%

PLTU G 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,00%

PLTU MFO 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,30 1,30 0,00%

PLTG 4,24 4,54 4,95 5,6 7,57 7,71 7,84 8,02 8,2 8,23 8,31 8,71 9,11 9,50 9,90 6,25%

PLTGU 8,48 9,22 9,38 9,47 10,02 10,27 10,27 10,27 10,27 10,27 10,42 10,56 10,71 10,85 11,00 1,88%

PLTD 5,47 5,48 5,48 5,48 5,49 5,5 5,5 5,5 5,51 5,52 5,52 5,54 5,56 5,58 5,60 0,17%

PLTA 3,94 4,09 4,33 4,49 4,76 5,34 7,08 7,75 8,69 9,62 10,25 10,87 11,48 12,09 12,70 8,71%

PLTP 1,21 1,32 1,32 1,39 1,57 2,34 3,55 4,78 6,42 7,66 7,77 8,43 9,09 9,74 10,40 16,62%

PLTMG 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,00%

PLT Bayu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,00 0,00 0,00%

PLTGB 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,00%

PLTS 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,00%

PLTU Biomasa 0,04 0,04 0,06 0,21 0,23 0,23 0,25 0,26 0,27 0,27 0,27 0,27 0,27 0,27 0,27 15,00%

PLT MSW 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,00%

Total 39,95 45,52 49,47 53,28 58,48 64,94 73,69 82,99 88,4 93,56 96,78 102,23 107,69 113,15 118,60 8,08%

128

Tabel 36 Perkembangan Produksi Listrik Berdasarkan Jenis Pembangkit Sampai Tahun 2025

Dalam GWh 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Annual

Growth

PLTU B 81 92,2 107,59 122,62 134,65 154,02 173,8 197,32 211,88 227,02 246,39 267,24 289,56 313,46 339,09 10,77%

PLTU G 1,16 1,02 1,03 1,04 1,05 1,03 0,98 0,94 0,95 0,96 0,99 1,01 1,03 1,05 1,07 -0,54%

PLTU MFO 6,38 5,64 5,67 5,76 5,81 5,66 5,42 5,16 5,24 5,28 5,49 5,57 5,67 5,78 5,92 -0,54%

PLTG 11,05 10,47 11,46 13,18 17,96 17,82 17,36 16,91 17,54 17,75 18,63 19,81 21,08 22,45 23,93 5,68%

PLTGU 45,21 43,45 44,39 45,53 48,61 48,56 46,53 44,29 44,92 45,3 47,74 49,11 50,67 52,42 54,36 1,33%

PLTD 16,58 14,67 14,74 14,99 15,15 14,77 14,16 13,5 13,71 13,84 14,39 14,65 14,96 15,33 15,73 -0,37%

PLTA 12,42 11,39 12,12 12,74 13,65 14,92 18,95 19,74 22,44 25,06 27,76 29,84 32,08 34,49 37,07 8,12%

PLTP 9,37 9,04 9,11 9,69 11,1 16,11 23,41 29,97 40,82 49,15 51,81 57 62,53 68,43 74,73 15,99%

PLTMG 0,05 0,13 0,13 0,13 0,14 0,13 0,13 0,12 0,12 0,12 0,13 0,13 0,13 0,13 0,14 7,82%

PLT Bayu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -0,54%

PLTGB 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 N/A

PLTS 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -0,54%

PLTU

Biomasa 0,2 0,23 0,38 1,27 1,38 1,39 1,43 1,44 1,49 1,51 1,56 1,59 1,61 1,65 1,69 16,53%

PLT MSW 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 N/A

Total 183,42 188,25 206,61 226,96 249,51 274,42 302,17 329,39 359,12 386 414,9 445,95 479,33 515,2 553,74 8,21%

129

Selain peningkatan kapasitas pembangkit, kehandalan infrastruktur kelistrikan

didorong oleh peningkatan efisiensi dari masing-masing pembangkit. Untuk menjaga

ketersediaan kelistrikan maka ditentukan planning reserve margin yang diperkirakan

pada tahun 2011 – 2025 akan berkisar antara 30 – 38 persen dari jumlah beban puncak.

Selain pembenahan dalam infrastruktur pembangkit, kondisi transmisi dan distribusi

listrik juga perlu dibenahi agar dapat mengurangi losses dari energi listrik yang

dihasilkan sampai ke tingkat konsumen. Berdasarkan data historis tahun 2002 – 2011,

tingkat losses semakin berkurang dari 16 persen menjadi hanya 9 persen di tahun 2011.

Diharapkan pada tahun 2025, tingkat losses akan menjadi hanya 6,54 persen. Kondisi

lainnya yang akan mendukung perbaikan sistem kelistrikan di Indonesia adalah

perbaikan load factor. Pada tahun 2000, load factor hanya mencapai 69,54 persen yang

artinya sebanyak kapasitas yang ada hanya digunakan secara rata-rata sebanyak 69,54

persen dari total waktu pada tahun 2000 sehingga cenderung tidak efisien. Pada tahun

2011, kondisi load factor sudah membaik menjadi 78,53 persen dan diperkirakan pada

tahun 2025 akan mencapai lebih dari 90 persen.

4.1.3.2 Skenario RPJMN 2015-2019 Kebutuhan Energi Final dan Primer

Skenario RPJMN merupakan gabungan skenario dari skenario EBTKE, Migas,

Transportasi.

Skenario RPJMN 2015-2019

Sub-skenario Pengembangan Energi Terbarukan

Sub-skenario Pengembangan Energi Terbarukan berdasarkan skenario BAU

yang sudah diintersep dengan semua roadmap pengembangan energi terbarukan dan

konservasi energi yang saat ini sedang dalam proses revisi di bawah dikoordinasi

Direktorat Jenderal Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi (EBTKE),

KESDM. Sebagai contoh, untuk pengembangan panas bumi, pada model ini

diskenariokan berdasarkan draft revisi roadmap panas bumi seperti yang tercantum pada

gambar di bawah ini. Pada tahun 2025 direncanakan kapasitas pembangkit panas bumi

mencapai 6.638 MW. Untuk tahun 2015 sampai 2019, kapasitas pembangkit berkisar

dari 1.539 MW sampai 4.951 MW (penambahan kapasitas mencapai 3.412 MW).

130

Tabel 37 Proyeksi Pengembangan Panas Bumi

Geothermal

Development

Installed

Capacity

(MW)

Development (MW)

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Added

Capacity

(MW)

1226 115 5 58 135 715 1765 425 507 935 247 130 175 40 160

Total

Installed

Capacity

1226 1341 1346 1404 1539 2254 4019 4444 4951 5886 6133 6263 6438 6478 6638

Sumber : Draft Roadmap EBTKE, 2012

Tabel 38 Roadmap Mandatori BBN sampai Tahun 2025 (Permen ESDM No 25 Tahun

2013) Biodiesel (Minimum)

Sektor September

2013 Januari

2014 Januari

2015 Januari

2016 Januari

2020 Januari

2025

Transportasi, PSO 10% 10% 10% 20% 20% 25%

Transportasi, Non PSO 3% 10% 10% 20% 20% 25%

Industri 5% 10% 10% 20% 20% 25%

Pembangkit Listrik 7.50% 20% 25% 30% 30% 30%

Bioetanol (Minimum)

Sektor September

2013 Januari

2014 Januari

2015 Januari

2016 Januari

2020 Januari

2025

Transportasi, PSO - 0,5% 1% 2% 5% 20%

Transportasi, Non PSO 3% 1% 2% 5% 10% 20%

Industri - 1% 2% 5% 10% 20%

Pembangkit Listrik - - - - - -

Minyak Nabati (Minimum)

Sektor September

2013 Januari

2014 Januari

2015 Januari

2016 Januari

2020 Januari

2025

Industri dan Transportasi (Low and Medium Speed Engine)

Industri 1% 5% 10% 20% 20% 20%

Transportasi Laut

- 5% 10% 20% 20% 20%

Transportasi Udara

- - - 2% 3% 5%

Pembangkit Listrik 1% 6% 15% 20% 20% 20%

131

Untuk pengembangan bahan bakar berbasis biofuel, diskenariokan berdasarkan

berdasarkan roadmap yang tercantum pada Peraturan Menteri ESDM No. 25 tahun 2013

tentang perubahan Perubahan Atas Permen ESDM No.32 Tahun 2008 Tentang

Penyediaan, Pemanfaatan dan Tata Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan

Bakar Lain di mana pada tahun 2014 penggunaan bioethanol secara mandatori terus

diberlakukan bertahap dari B10 di tahun 2014, B20 di tahun 2016, dan B25 di tahun

2025. Khusus untuk pembangkit listrik, mandatori akan berlaku dari B20 di tahun 2014

sampai B30 di tahun 2016. Sementara untuk bioethanol, terkecuali pembangkit listrik,

mandatori BBN akan dilakukan bertahap dari E1 di tahun 2014, E2 di tahun 2015, E5 di

tahun 2016, E10 di tahun 2020 sampai E20 di tahun 2025. Khusus untuk sektor

transportasi PSO pentahapannya berbeda dari E0,5 di tahun 2014 sampai E20 di tahun

2020. Secara lengkap berikut adalah roadmap mandatori pemanfaatan BBN sesuai

dengan Permen ESDM No. 25 tahun 2013.

132

Tabel 39 Proyeksi Pengembangan Kapasitas Produksi Bioenergi 2011 – 2025

Jenis

Bioenergi Satuan 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2010 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Biofuel Juta KL 0,36 0,90 1,93 2,31 2,69 3,16 3,63 4,28 4,92 5,80 6,67 8,61 9,91 11,75 13,51

Biodiesel Juta KL 0,359 0,9 1,78 2,05 2,35 2,71 3,11 3,58 4,12 4,73 5,45 6,26 7,20 8,28 9,52

Bioethanol Juta KL 0 0 0,06 0,16 0,20 0,30 0,36 0,60 0,68 0,80 0,92 2,00 2,30 3,00 3,45

Biooil Juta Kt. 0 0 0,1 0,12 0,13 0,15 0,17 20 0,23 0,27 0,31 0,35 0,40 0,47 0,54

Bioavtur Juta Kt. 0 0 0 0 0 0,08 0,08 0,13 0,14 0,14 0,14 0,15 0,15 0,16 0,16

Biogas Juta m3 1.606 3.533 4.593 5.971 7.762 10.091 13.119 17.054 22.170 28.821 37.488 48.708 63.321 82.317 107.012

Biomass Mwe 500 550 600 700 875 1.094 1.367 1.709 2.136 2.670 3.339 4.172 5.215 6.519 8.149

Sumber: Draft Roadmap EBTKE, 2012

133

Adapun untuk pengembangan kapasitas biofuel akan mengikuti proyeksi dari

Ditjen EBTKE di mana produksi biofuel akan meningkat seriring dengan peningkatan

kebutuhan dan persentase BBN yang diwajibkan (mandatori). Pada tahun 2015 produksi

biodiesel diproyeksikan meningkat menjadi 2,35 juta kiloliter, dan terus meningkat

menjadi 4,12 juta kiloliter di tahun 2019 dan 9,52 juta kiloliter di tahun 2025. Untuk

jenis bioethanol yang saat ini vakum, diproyeksikan akan meningkat menjadi 0,2 juta

kiloliter di tahun 2015, dan terus meningkat menjadi 0,58 juta kiloliter di tahun 2019

dan 3,45 juta kiloliter di tahun 2025. Tabel 39 menunjukkan secara lengkap rencana

pengembangan kapasitas produksi dari semua jenis bioenergi. Sementara untuk energi

lainnya diproyeksikan akan meningkat seperti tercantum pada Tabel 40 sebagai berikut.

Tabel 40 Proyeksi Pengembangan Kapasitas Pembangkit Listrik Tenaga Air dan Tenaga

Surya 2011 – 2025 Hidro

Jenis Energi Satuan 2012 2015 2020 2025

Tambahan Kapasitas MW 209,7 1.476,0 4.623,1 3.832,7

Kumulatif Kapasitas

Terpasang MW 6.866,9 8.342,9 12.966,5 16.799,2

Surya

Jenis Energi Satuan 2012 2015 2020 2025

Tambahan Kapasitas MW 39 180 380 490

Kumulatif Kapasitas

Terpasang MW 59 239 619 1.109

Sumber: Draft Roadmap EBTKE, 2012

Pada skenario ini juga dilakukan simulasi dari program konservasi yang tertuang

dalam Draft Rencana Induk Konservasi Energi Nasional status 2011 sebagaimana

tertuang pada tabel-tabel berikut ini.

134

Tabel 41 Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi Pada Sektor Pengguna

Sektor Potensi

Penghematan

Pangsa

Konsumsi

Energi

Implementasi

Target

(2010-15)

Target

(2016-120)

Target

(2021-30)

Target

Total

Industri 25% 49% 5% 7% 10% 22%

Komersial 25% 4% 5% 5% 5% 15%

Trensportasi 35% 30% 5% 10% 10% 25%

Rumah

Tangga 30% 14% 5% 10% 10% 25%

Lein-Loin 25% 3% 5% 5% 5% 15%

NASIONAL 29% 100% 5.00% 8.2% 9.7% 23%

Tabel 42 Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi Pada Proses Transformasi

Energi

Sektor

Potensi

Penghematan

Sektoral

Pangsa

Potensl

Penghematan

terhadap

Supply

Naslonal

Implementasi

Target

(2010-

16)

Target

(2016-

20)

Target

(2021-

30)

Target

Power

Generator 10% 12,5% 1,25% 0,25 0' 5% 0,5% 1,25%

Trensmission

&

Distribution

6% 12,5% 0,75% 0,2% 0,25% 0,3% 0,75%

%

Refinery 1% 50% 0,5% 0,1% 0,2% 0,2% 0,5%

NASIONAL 2,5% 0,55% 0 95% 1,0% 2,5%

135

Tabel 43 Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi Pada Proses Penyediaan

Energi

Sektor

Potensi

Penghematan

Sektoral

Potensi

Penghematan

terhadap

Supply

Nasional

Implementasi

Target

(2010-

16)

Target

(2016-

20)

Target

(2021-

30)

Target

Eksplorasi dan

Eksploitasi 0,5% 0,75% 0,2% 0,25% 0,3% 0,75%

Sub-skenario Pengembangan Minyak dan Gas Bumi

Sub skenario ini berdasarkan skenario BAU yang sudah diintersep dengan

semua roadmap atau indikasi perencanaan pengembangan migas yang dikeluarkan oleh

Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi, KESDM bersama SKK Migas.

Produksi minyak dan gas diskenariokan bertambah seiring dengan proyeksi

produksi berdasarkan rencana pengembangan lapangan migas dan neraca gas 2011 –

2025 yang dikeluarkan oleh Ditjen Migas dan SKK Migas. Dari pipeline itu

diperkirakan produksi minyak dari tahun 2012 sampai 2018 akan relatif stabil di kisaran

331 sampai 337 juta SBM per tahun. Sementara khusus untuk produksi gas 2012 - 2025,

diperkirakan akan terus meningkat dan mencapai puncaknya di tahun 2018 dengan

kapasitas produksi di 637 juta SBM per tahun.

136

Gambar 22 Rencana Pengembangan Lapangan Migas

Pengembangan infrastruktur kilang diskenariokan berdasarkan rencana

pengembangan kilang oleh Pertamina dan yang melalui APBN. Di tahun 2018

diperkirakan kapasitas kilang akan bertambah sebanyak 600 MBSD yang berasal dari

kilang Balongan II dan kilang Jawa Timur dan di tahun 2019, diperkirakan kilang

APBN sudah bisa beroperasi dan dapat menambah kapasitas sebesar 300 MBSD. Untuk

pemanfaatan gas kota dan gas untuk transportasi, proyeksi didasarkan pada Permen

ESDM No. 19 tahun 2010 tentang Pemanfaatan Gas Bumi Untuk Bahan Bakar Gas

Yang Digunakan Untuk Transportasi dan diproyeksikan secara linier sampai tahun

2025.

Sub-skenario Transportasi Masal

Sub-skenario ini berdasarkan skenario BAU yang sudah diintersep dengan

asumsi penerapan transportasi masal di daerah perkotaan. Skenario transportasi ini

mengasumsikan sejumlah 60 persen dari total kendaraan pribadi tersebut berada di

perkotaan dan penerapan transportasi masal berpengaruh pada pergerakan kendaraan

pribadi di 30 persen dari wilayah perkotaan maka intensitas penggunaan kendaraan

pribadi akan menurun yang disertai dengan peningkatan jumlah kendaraan umum bis.

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Terang

Sirasun300 MMSCFD

Peciko 7B220 MMSCFD,

4300 BOPD

Tunu 13C40 MMSCFD,

800BOPD

Sumpal40 MMSCFD

Rubi50 MMSCFD

Senoro280 MMSCFD,

9000 BOPD

Peciko 7C20 MMSCFD,

280 BOPD

Madura BD

100 MMSCFD,

750BOPD

Ande-Ande

Lumut4300 BOPD

Banyu Urip165 MBOPD

Jangkrik290 MMSCFD,

400 BOPD

IDD - Bangka50 MMSCFD

Masela355 MMSCFD,

2200 BOPD

South

Mahakam

202

MMSCFD

IDD – Gehem

Hub330 MMSCFD

IDD – Gendalo

Hub560 MMSCFD

Kepodang116 MMSCFD

: Minyak dan Gas Bumi

: Minyak Bumi

: Gas Bumi

KKKS: TOTAL

E&P (KALTIM)

KKKS: TOTAL

E&P (KALTIM)

KKKS:

KANGEAN

ENERGY

(JATIM)

KKKS: COPI

GRISSIK

(SUMSEL)

KKKS: PEARL

OIL SEBUKU

(SULBAR)

KKKS: TOTAL

E& P (KALTIM)

KKKS: MCL

(JATIM)

KKKS: GENTING OIL

NATUNA (KEPRI)

KKKS: HUSKY

MADURA (JATIM)

KKKS: PCML (JATIM)

KKKS: JOB

PERTAMINA-MEDCO

TOMORI (SULTENG)

KKKS: CHEVRON

INDONESIA CO.

(KALTIM)

KKKS: ENI MUARA

BAKAU(KALTIM)

KKKS: TOTAL

E&P (KALTIM)

KKKS: CHEVRON

INDONESIA CO.

(KALTIM)

KKKS: CHEVRON

INDONESIA CO.

(KALTIM)

KKKS: INPEX

MASELA (MALUKU)

Catatan: Slide ini pernah dipresentasikan DJM di

kantor Wapres (menjadi pegangan bersama

SKKMigas dan DJ Migas).

137

Hasil Proyeksi Kebutuhan Energi – Skenario RPJMN 2015-2019

Secara umum, pada skenario RPJMN terjadi penghematan konsumsi energi total

di tahun 2025 sebesar 22,45 persen dari skenario DASAR. Hal ini disebabkan oleh

program konservasi energi di tingkat pengguna. Kebutuhan energi final skenario

RPJMN di tahun 2025 akan mencapai 1.894 juta SBM atau hampir 2 kali kebutuhan

energi final pada tahun 2011. Pada kurun 2015 – 2019, kebutuhan energi final akan

berkisar dari 1.281 sampai 1.490 juta SBM atau rata-rata meningkat dengan laju

pertumbuhan sebesar 3,87 persen per tahun. Angka ini lebih rendah dibandingkan

skenario DASAR yang mencapai 5,5 persen per tahun. Kebutuhan energi sektor industri

masih mendominasi total kebutuhan energi final yang kemudian diikuti oleh kebutuhan

energi sektor transportasi.

Pada sektor industri, diperkirakan terjadi penghematan konsumsi energi di tahun

2025 sebesar 21,80 persen dari skenario DASAR. Konsumsi energi sektor ini akan terus

meningkat dari 359 juta SBM pada tahun 2011 menjadi 759 juta SBM di tahun 2025.

Antara tahun 2015 sampai 2019 konsumsi energi sektor ini meningkat dari 432 juta

SBM di tahun 2015 menjadi 537 juta SBM di tahun 2019 dengan laju pertumbuhan

rata-rata 5,49 persen per tahun.

Sementara itu pada sektor transportasi, penghematan konsumsi energi di tahun

2025 akan lebih besar yaitu sebesar 30,94 persen dari skenario DASAR. Sementara itu,

konsumsi sektor transportasi meningkat dari 277 juta SBM di tahun 2011 menjadi 478

juta SBM di tahun 2025. Antara tahun 2015 – 2019 konsumsi energi pada sektor

transportasi akan berkisar dari 308 – 362 juta SBM dengan laju pertumbuhan rata-rata

3,98 persen per tahun. Dengan kondisi di atas, pangsa konsumsi energi sektor industri

meningkat secara signifikan dari 32,28 persen pada tahun 2011 menjadi dan 40,08

persen di tahun 2025. Pada tahun 2015 – 2019 pangsa konsumsi energi sektor industri

berkisar 33,73 – 36,07 persen. Sementara pangsa konsumsi energi sektor transportasi

pada periode 2011 sampai 2025 akan sedikit meningkat sampai 25,29 persen.

Sementara itu pada sektor komersial, penghematan konsumsi energi di tahun

2025 mencapai 30,01 persen dari skenario DASAR. Pada tahun 2015 – 2019, konsumsi

energi sektor ini berkisar 41 – 50 juta SBM dengan laju pertumbuhan rata-rata 5,16

persen per tahun. Pada sektor rumah tangga, konsumsi energi mengalami pertumbuhan

paling kecil yaitu 1,30 persen per tahun sampai tahun 2025. Hal ini menyebabkan

penurunan pangsa kebutuhan energi yang cukup signifikan terjadi pada sektor rumah

138

tangga dari 28,76 persen di tahun 2011 menjadi 20,25 persen di tahun 2025. Penurunan

ini selain karena penetrasi teknologi yang lebih efisien juga disebabkan akan

berkurangnya konsumsi energi tradisional biomassa (kayu bakar) seiring dengan

peningkatan kesejahteraan masyarakat. Secara lengkap, perkembangan konsumsi energi

final dan perkembangan pangsa berdasarkan sektor pengguna energi sampai tahun 2025

dapat dilihat pada gambar berikut ini.


Sampai Tahun 2025 (Skenario RPJMN)

Berdasarkan jenis energi finalnya, porsi BBM murni akan berkurang secara

signifikan dan akan tergantikan dengan BBM Blending apabila penerapan kewajiban

pemanfaatan biofuel sebagaimana yang tertuang dalam Permen ESDM No. 25 tahun

2013 berhasil dilaksanakan. Namun perlu diingat bahwa BBM Blending ini merupakan

campuran dari BBM murni dengan Biofuel murni dan di tahun 2025, rasio BBM murni

dengan Biofuel Murni akan berkisar 75 sampai 80 persen berbanding 20 sampai 25

persen.

Sampai tahun 2025, pemanfaatan BBM murni akan menurun menjadi 129 juta

SBM. Pada tahun 2015 – 2019, konsumsi BBM menurun dari 360 juta SBM menjadi

287 juta SBM dengan laju penurunan rata-rata 8,15 persen per tahun. Demikian juga

dengan pangsanya yang akan menurun dari 38,18 persen di tahun 2011 menjadi hanya

6,83 persen di tahun 2025. Pangsa BBM di tahun 2015 sampai 2019 akan menurun dari

28,10 persen menjadi 19,26 persen.


2011 2015 2019 2025

Non Energi 98,41 134,51 150,29 176,55

Energi Lainnya 24,82 22,75 24,2 29,24

Energi Komersial 32,93 40,79 49,88 66,56

Energi Transportasi 277,39 307,58 361,63 478,89

Energi Industri 359,27 432 537,35 758,99

Energi Rumah Tangga 320,1 343,28 366,45 383,45

0200400600800

100012001400160018002000



28,76

32,28

24,92

2,96

8,8426,8

33,73

24,01

3,18

10,524,6

36,07

24,27

3,35

10,09 20,25

40,08

25,29

3,51

9,32



2011

2025

139

Sebagaimana telah disampaikan di atas, sampai tahun 2025 konsumsi BBM

Blending akan terus meningkat menjadi 532 juta SBM. Pada tahun 2015 – 2019,

konsumsi BBM Blending meningkat dari 135 juta SBM menjadi 264 juta SBM dengan

laju pertumbuhan rata-rata 18,99 persen per tahun. Dengan kondisi tersebut, pangsa

BBM Blending akan meningkat dari 4,19 persen di tahun 2011 menjadi 28,07 persen di

tahun 2025. Pangsa BBM Blending di tahun 2015 sampai 2019 akan meningkat dari

10,58 persen menjadi 17,70 persen.

Sementara itu, konsumsi gas akan meningkat menjadi 412 juta SBM di tahun

2025. Pada tahun 2015 – 2019, konsumsi gas akan berkisar 201 – 272 juta SBM dengan

laju pertumbuhan rata-rata 9,14 persen per tahun. Pertumbuhan yang cukup pesat ini

menyebabkan peningkatan pangsa gas yang cukup signifikan dari hanya 10,89 persen di

tahun 2011 menjadi 15,69 persen di tahun 2015 dan 18,26 persen di tahun 2019.

Sementara itu, pemanfaatan listrik juga akan meningkat menjadi 227 juta SBM atau 374

ribu Gwh di tahun 2025. Pada tahun 2015 – 2019, konsumsi listrik akan berkisar 130 –

171 juta SBM atau 213 – 281 ribu Gwh dengan laju pertumbuhan rata-rata 6,27 persen

per tahun. Dengan kondisi tersebut, konsumsi energi listrik per kapita akan meningkat

dari 654 kwh/kapita di tahun 2011 menjadi masing-masing 835 kwh/kapita, 1.057

kwh/kapita dan 1.336 kwh/kapita di tahun 2015, 2019 dan 2025. Dengan demikian,

pada skenario ini sampai tahun 2025 terjadi penghematan listrik sebesar 15 – 25 persen.

Pangsa energi listrik juga akan meningkat dari 8,71 persen di tahun 2011 menjadi 12

persen di tahun 2025.


2011 2015 2019 2025

Listrik 96,93 129,71 170,55 227,17

Gas Bumi 121,2 201,01 272 412,59

EBT 279,05 277,61 275,23 276,64

BBM Blending 46,58 135,5 263,66 531,63

BBM 424,89 359,94 286,9 129,33

Batubara 144,26 177,13 221,46 316,31

0200400600800

100012001400160018002000


12,96

38,18

4,19

25,07

10,89

8,7113,83

28,1

10,58

21,67

15,69

10,1314,87

19,26

17,7

18,47

18,26

11,4516,7

6,83

28,07

14,61

21,79

12



Sampai Tahun 2025 (Skenario RPJMN)

2011

2025

140

Untuk batubara yang seluruh konsumsinya untuk sektor industri diperkirakan

akan meningkat menjadi 316 juta SBM atau 74 juta ton di tahun 2025. Pada tahun 2015

– 2019, konsumsi batubara akan berkisar 177 – 221 juta SBM atau 41 – 52 juta ton

dengan laju pertumbuhan rata-rata 5,77 persen per tahun sehingga akan menyebabkan

peningkatan pangsa batubara dari 12,96 persen di tahun 2011 menjadi 13,83 persen di

tahun 2015 dan 14,87 persen di tahun 2019. Sementara untuk energi terbarukan yang

didominasi oleh penggunaan biomassa tradisional berupa kayu bakar akan menurun

menjadi 276 juta SBM di tahun 2025. Pada tahun 2015 sampai 2019, konsumsinya

berkisar 277 – 275 juta SBM dengan pertumbuhan rata-rata hanya -0,22 persen per

tahun. Oleh karenanya pangsa EBT ini akan mengalami penurunan dari 25,07 di tahun

2019. Secara lengkap, perkembangan konsumsi energi final dan perkembangan persen

di tahun 2011 menjadi 21,67 persen di tahun 2015 dan 18,47 persen pangsa berdasarkan

jenis energi sampai tahun 2025 dapat dilihat pada gambar berikut ini.

Untuk memenuhi kebutuhan energi, diperlukan sistem penyediaan energi yang

handal. Total Primary Energy Supply (TPES) atau total penyediaan energi utama

sampai tahun 2025 akan meningkat menjadi 2.526 juta SBM dengan tingkat

pertumbuhan rata-rata sebesar 4,17 persen (Tabel 44).

Sebagai konsekuensi dari penambahan kilang minyak dan penerapan mandatori

BBN, impor minyak bumi sebagai bahan baku kilang akan meningkat tajam. Sementara

itu impor BBM Blending akan menggantikan impor BBM. Hal ini disebabkan kapasitas

fasilitas pengolahan atau pencampuran BBM dengan BBN yang masih belum

mengimbangi kebutuhan. Impor LPG akan berkurang sekitar 20 juta SBM dari skenario

DASAR. Proyeksi jumlah ekspor dan impor secara lengkap dapat dilihat pada Tabel 45

danTabel 46. Merujuk pada hasil simulasi, diperkirakan pada tahun 2022, Indonesia akan

menjadi net importir.

141

Tabel 44 Proyeksi Total Primary Energy Supply Sampai Tahun 2025

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Ann,

Avg

(%)

BBM

Blending 0 -215,73 -125,97 -35,57 -29,93 67,55 84,76 102,92 123,69 143,95 156,77 168,85 179,07 187,41 232,97 0,00%

Biofuel 2,07 13,54 13,99 14,42 17,68 13,93 17,8 22,44 28 34,6 42,51 51,7 62,67 75,45 79,85 29,82%

Kayu

Bakar 279,17 284,65 285,17 285,51 285,68 285,84 285,73 285,47 285,64 287,49 289,77 292,11 297,14 297,76 301,24 0,54%

Minyak

Bumi 248,7 281,71 281,71 281,71 281,71 281,71 281,71 619,42 725,18 725,18 725,18 725,18 725,18 725,18 725,18 7,94%

Listrik 1,54 1,54 1,54 1,54 1,54 1,54 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,00%

BBM 201,67 341,1 257,94 174,95 173,87 87,53 77,4 -251,94 -356,45 -362,73 -367,82 -373,27 -378,35 -378,03 -397,29 0,00%

Panas

Bumi 16,49 14,28 14,02 14,89 16,02 22,44 37,79 39,68 44,64 51,72 53,88 54,31 54,55 54,75 55,42 9,04%

Hidro 31,27 42,51 42,27 43,64 50,45 53,52 52,43 52,31 55,64 66,21 72,02 75,13 75,5 80,89 81,5 7,08%

LNG -176,93 -160,34 -155,97 -151,66 -135,67 -117,41 -114,33 -114,22 -107,19 -104,28 -101,43 -92,82 -90,08 -87,39 -84,75 -5,12%

LPG 23,91 22,32 28,22 33,4 37,73 41,24 44,06 46,32 48,16 49,65 50,9 51,99 52,94 53,79 54,55 6,07%

Gas Bumi 435,55 418,71 440,34 460,6 474,4 473,75 488,46 508,43 525,2 545,43 569,41 589,03 611,78 638,73 668,09 3,10%

Non-

BBM 54,55 59,97 57,95 55,5 52,88 49,53 46,16 19,44 4,97 -2,16 -2,95 -3,71 -4,42 -5,1 -5,74 0,00%

142

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Ann,

Avg

(%)

EBT

lainnya 0 0 0 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 15,43%

Batubara 308,85 316,42 353,27 388,56 414,3 456,6 500,8 556,34 594,73 622,6 655,64 695,18 729,95 775 815,62 7,18%

Total 1.426,85 1.420,69 1.494,48 1.567,5 1.640,68 1.717,79 1.802,78 1.886,63 1.972,23 2.057,68 2.143,89 2.233,7 2.315,93 2.418,46 2.526,65 4,17%

143

Tabel 45 Proyeksi Jumlah Impor Energi Sampai Tahun 2025

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Ann,

Growth

BBM

Blending 0 0,35 1,74 0,41 0,43 69,13 86,52 105,15 126,17 146,69 159,84 172,21 182,83 191,61 237,68 N/A

Minyak

Bumi 96,86 118,31 118,31 116,59 113,4 113,4 113,4 450,38 556,14 556,14 556,14 556,14 556,14 556,14 556,14 13,30%

Listrik 1,54 1,54 1,54 1,54 1,54 1,54 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,00%

BBM 222,73 353,49 269,43 186,17 184,94 98,55 85,75 0 0 0 0 0 0 0 0 0,00%

LPG 23,91 22,32 28,22 33,4 37,73 41,24 44,06 46,32 48,16 49,65 50,9 51,99 52,94 53,79 54,55 6,07%

Gas Bumi 98,79 22 20,66 25,69 0 0 21,57 0 46,99 110,19 188,67 277,09 304,6 376,58 432,77 11,13%

Non BBM 82,59 59,97 57,95 55,5 52,88 49,53 46,16 19,44 4,97 0 0 0 0 0 0 0,00%

Batubara 0,18 0,19 0,2 0,2 0,21 0,22 0,23 0,24 0,26 0,29 0,32 0,36 0,41 0,48 0,57 8,54%

Total 526,62 582,42 502,87 424,99 398,03 379,01 403,38 627,71 790,15 872,31 968,84 1074,56 1120,84 1206,28 1306,24 6,70%

144

Tabel 46 Proyeksi Jumlah Ekspor Energi Sampai Tahun 2025

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 1999-25

BBM

Blending 0 216,08 127,71 35,97 30,36 1,58 1,76 2,23 2,48 2,74 3,07 3,36 3,76 4,21 4,72 102,83%

Minyak

Bumi 171,29 135,57 135,57 135,57 135,57 135,57 135,57 135,57 135,57 135,57 135,57 135,57 135,57 135,57 135,57 -1,66%

BBM 21,07 11,51 10,69 10,49 10,4 10,43 7,83 251,48 356,07 362,42 367,58 373,09 378,23 378,03 397,29 23,34%

LNG 176,93 160,34 155,97 151,66 135,67 117,41 114,33 114,22 107,19 104,28 101,43 92,82 90,08 87,39 84,75 -5,12%

Gas Bumi 237,2 206,82 210,17 182,83 167,02 193,34 158,58 137,36 117,01 113,08 110,59 108,3 87,58 73,09 73,35 -8,04%

Batubara 1.173,79 1.206,23 1.223,58 1.232,23 1.241,63 1.227,14 1.204,75 1.166,22 1.141,02 1.123,35 1.098,17 1.064,67 1.034,55 993,09 955,25 -1,46%

Total 1.817,79 1.946,68 1.872,77 1.758,12 1.729,96 1.699,55 1.635,86 1.819,33 1.869,93 1.853,45 1.828,4 1.794,46 1.746,11 1.689,51 1.668,8 -0,61%

145

Secara komposisi, bauran energi Indonesia11

akan berubah dari dominasi BBM

ke dominasi batubara. Gambar 25 memperlihatkan bauran energi yang

memperhitungkan biomassa tradisional (kayu). Sampai tahun 2025, terjadi pergeseran

dimana BBM akan semakin berkurang menjadi 32,8 persen di tahun 2015; 22,8 persen

di tahun 2019; dan 16,4 persen di tahun 2025. Sementara batubara terutama dengan

kecenderungan peningkatan kebutuhan terutama untuk pasokan untuk pembangkit dan

industri, akan terus meningkat menjadi 24,8 persen di tahun 2015; 32,2 persen di tahun

2019; dan 35,5 persen di tahun 2025. Porsi EBT sendiri akan semakin berkurang. Hal

ini disebabkan jenis energi utama yaitu biomassa tradisional berupa kayu bakar mulai

ditinggalkan oleh masyarakat pedesaan seiring dengan peningkatan kesejahteraan.

Gambar 25 Proyeksi Bauran Energi (Dengan Biomassa) Sampai Tahun 2025 (dalam juta

SBM) Skenario RPJMN

Kondisi serupa juga terlihat pada bauran energi tanpa menyertakan biomassa

tradisional (Gambar 26). Yang menarik pada tabel tersebut adalah peningkatan bauran

EBT non-biomassa dari hanya 4,4 persen di tahun 2011 menjadi 12 persen di tahun

2025 atau lebih besar dari skenario DASAR yang hanya 7,8 persen.

11

Penghitungan bauran energi tidak menyertakan penghitungan listrik dan BBM blending karena energi

tersebut merupakan hasil konversi gabungan dari berbagai jenis energi. Selain itu juga untuk menghindari

‘double counting’.

146


SBM) Skenario RPJMN

Pengembangan kapasitas listrik dilakukan untuk memenuhi target elektrifikasi

rasio 100 persen di tahun 2019. Secara umum, kebutuhan listrik dan beban puncak

kelistrikan pada skenario ini lebih rendah karena adanya program konservasi energi

yang secara konsisten dilaksanakan baik dari tingkat pengguna maupun di tingkat

efisiensi infrastruktur penyedia tenaga listrik. Merujuk asumsi-asumsi pertumbuhan

ekonomi yang diambil, kebutuhan tenaga listrik selanjutnya diproyeksikan dan hasilnya

seperti yang ditampilkan pada Tabel 47. Dari tabel tersebut dapat dilihat bahwa

kebutuhan energi listrik pada tahun 2025 akan menjadi 373,9 TWh, atau tumbuh rata-

rata 6,23 persen per tahun, lebih rendah dari skenario DASAR yang hanya 8,77 persen.

Beban puncak pada tahun 2025 akan menjadi 49 ribu MW, jauh lebih rendah dari beban

puncak pada skenario DASAR yang mencapai 69 ribu MW dengan pertumbuhan rata-

rata 4,99 persen per tahun.

147


Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Pertumbuhan

Ekonomi (%) 6,49 6,23 5,70 5,90 6,10 6,30 6,50 6,70 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00

Total

Kebutuhan

(ribu Gwh)

159,53 170,39 183,7 198,04 213,49 230,04 246,06 262,92 280,7 295,07 309,9 325,19 340,95 357,18 373,89

Beban Puncak

(GW) 25,19 26,57 28,29 30,11 32,06 34,11 36,41 38,39 40,45 41,96 43,49 45,05 46,62 48,22 49,82

148

Gambar 27 Proyeksi Perkembangan Kapasitas Listrik Sampai Tahun 2025

149

Tabel 48 Perkembangan Kapasitas Listrik Berdasarkan Jenis Pembangkit Sampai Tahun 2025

Dalam GW 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Annual

Growth

PLTU B 14,84 19,1 22,2 24,91 27,11 31,81 37,47 44,68 47,31 50,26 52,5 56,12 59,75 63,37 67 11,37%

PLTU G 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,00%

PLTU MFO 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 0,00%

PLTG 4,24 4,54 4,95 5,6 7,57 7,71 7,84 8,02 8,2 8,23 8,31 8,71 9,11 9,5 9,9 6,25%

PLTGU 8,48 9,22 9,38 9,47 10,02 10,27 10,27 10,27 10,27 10,27 10,42 10,56 10,71 10,85 11 1,88%

PLTD 5,47 5,48 5,48 5,48 5,49 5,5 5,5 5,5 5,51 5,52 5,52 5,54 5,56 5,58 5,6 0,17%

PLTA 3,94 6,87 6,87 7,08 8,34 9,25 9,59 10,08 10,62 12,97 14,11 14,91 15,33 16,47 16,8 10,91%

PLTP 1,21 1,34 1,32 1,4 1,54 2,25 4,02 4,44 4,95 5,89 6,13 6,26 6,44 6,48 6,64 12,94%

PLTMG 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,00%

PLT Bayu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,00%

PLTGB 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,00%

PLTS 0,01 0,06 0,1 0,22 0,33 0,38 0,43 0,48 0,53 0,62 0,63 0,68 0,73 0,78 1,11 36,66%

PLTU Biomasa 0,04 2,2 2,3 2,4 2,58 2,79 3,07 3,41 3,84 4,37 5,04 5,87 7,92 8,22 9,81 48,69%

PLT MSW 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,00%

Total 39,95 50,53 54,33 58,29 64,7 71,69 79,9 88,61 92,95 99,84 104,38 110,38 117,26 122,98 129,58 8,77%

150

Sampai tahun 2025, total kapasitas pembangkit yang dibangun PLN akan terus

meningkat hingga 130 GW dengan pertumbuhan rata-rata sebesar 8,77 persen per tahun.

Kapasitas pada skenario ini lebih besar dari skenario DASAR karena pada skenario ini

kapasitas pembangkit berbasis energi terbarukan terutama panas bumi, pembangkit

listrik tenaga air dan biomassa yang offgrid didasarkan pada draft roadmap Direktorat

Jenderal Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi, KESDM yang angkanya lebih

besar dari angka RUPTL.

Berdasarkan simulasi model dari proses pembangkitan dengan memperhatikan

perkembangan jumlah kapasitas dan capacity factor dari masing-masing pembangkit

maka didapatkan jumlah listrik tersalurkan di tahun 2025 akan mencapai 400 Twh

dengan tingkat pertumbuhan rata-rata per tahun 5,73 persen. Sebagian besar produksi

listrik dipasok dari PLTU sebanyak 226 Twh atau 56 persen dari total keseluruhan.

Gambar 28 Proyeksi Produksi Listrik Sampai Tahun 2025 dan Tabel 49

memperlihatkan perkembangan jumlah listrik yang dihasilkan masing-masing

pembangkit.

Gambar 28 Proyeksi Produksi Listrik Sampai Tahun 2025

151

Tabel 49 Perkembangan Produksi Listrik Berdasarkan Jenis Pembangkit Sampai Tahun 2025

Dalam GWh 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Annual

Growth

PLTU B 81 81,5 94,22 105,95 113,28 127,28 141,72 160,62 171,91 178,13 186,2 196,67 204,75 216,82 226,61 7,63%

PLTU G 1,16 0,9 0,9 0,9 0,89 0,85 0,8 0,76 0,77 0,75 0,75 0,74 0,73 0,73 0,72 -3,36%

PLTU MFO 6,38 4,99 4,96 4,97 4,89 4,68 4,42 4,2 4,25 4,14 4,15 4,1 4,01 4 3,95 -3,36%

PLTG 11,05 9,25 10,04 11,39 15,11 14,72 14,16 13,77 14,23 13,93 14,08 14,58 14,91 15,53 16 2,68%

PLTGU 45,21 38,41 38,88 39,34 40,89 40,12 37,94 36,06 36,45 35,55 36,08 36,14 35,83 36,26 36,33 -1,55%

PLTD 16,58 12,97 12,91 12,95 12,74 12,21 11,54 10,99 11,13 10,86 10,88 10,78 10,58 10,6 10,52 -3,20%

PLTA 12,42 16,9 16,82 17,38 20,11 21,35 20,93 20,91 22,25 26,51 28,86 30,13 30,3 32,5 32,77 7,18%

PLTP 9,37 8,12 7,98 8,48 9,13 12,8 21,59 22,69 25,55 29,62 30,89 31,16 31,33 31,47 31,88 9,14%

PLTMG 0,05 0,12 0,12 0,12 0,11 0,11 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,09 0,09 0,09 4,76%

PLT Bayu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -3,36%

PLTGB 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 N/A

PLTS 0 0 0 0,01 0,01 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,03 0,03 0,04 32,06%

PLTU Biomasa 0,2 11,63 12,09 12,65 13,33 13,85 14,37 15,18 17,27 19,19 22,14 25,49 33,6 34,84 41,12 46,40%

PLT MSW 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 N/A

Total 183,42 184,79 198,92 214,13 230,49 247,98 267,6 285,3 303,93 318,8 334,13 349,91 366,16 382,87 400,03 5,73%

152

4.1.4 Ketahanan Energi Indonesia

Dengan menggunakan definisi ketahanan energi seperti di atas, maka untuk

setiap skenario penyediaan energi berbeda, dapat dihitung ESI-nya dan membandingkan

ketahanan energi untuk setiap skenario. Sebagai simulasi, dalam studi ini dikaji kondisi

ketahanan energi di Indonesia dalam 5 tahun terakhir (data tahun 2007-2011), dengan

tahun didefinisikan sebagai skenario dan diasumsikan bahwa penilaian pakar

memposisikan seluruh indikator adalah sama pentingnya, diperoleh grafik indikator

relatif dan nilai indeks sebagai berikut.

Year:

ESI Score Alt. I Alt. II

Indonesia2007 0.520 0.708

Indonesia2008 0.481 0.598

Indonesia2009 0.397 0.564

Indonesia2010 0.318 0.406

Indonesia2011 0.540 0.671

All Years

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1e1

e2

e3

e4e5

e6

e7

Relative Value of Energy Security Indicators

Indonesia2007

Indonesia2008

Indonesia2009

Indonesia2010

Indonesia2011

Gambar 29 Skor ESI Indonesia dan Grafik Nilai Indikator Relatifnya Tahun 2007-2011

Pada gambar di atas terlihat bahwa dari tahun 2007 hingga 2011 Indonesia

memiliki tingkat ketahanan energi yang berbeda. Ditinjau dari sisi ketergantungan

terhadap impor, posisi Indonesia paling “secure” di tahun 2011. Ini disebabkan oleh

persentase impor energi yang paling kecil dibandingkan tahun-tahun lainnya, walaupun

secara fisik justru impor di tahun 2012 adalah yang tertinggi. Turunnya persentase

impor terhadap konsumsi disebabkan pertumbuhan konsumsi lebih tinggi daripada

peningkatan volume impor. Pertumbuhan konsumsi energi sendiri bisa dipicu oleh

banyak faktor seperti peningkatan akses energi dan peningkatan daya beli masyarakat

sehingga harga energi semakin “terjangkau”.

Dari sisi konsentrasi terhadap jenis energi tertentu atau tingkat diversifikasinya,

153

ketahanan Indonesia paling baik adalah di tahun 2007. Hal ini disebabkan karena pola

konsumsi energi nasional pada tahun tersebut lebih tidak terkonsentrasi pada jenis

energi tertentu dibandingkan dengan tahun lainnya. Artinya, selisih paling kecil

konsumsi energi antara satu jenis energi dengan energi lainnya terjadi pada 2007.

Di sisi biaya pasokan energi, yang datanya diwakili oleh indeks harga listrik,

Indonesia berada dalam posisi paling “aman dan tahan” di tahun 2007 karena indeks

harga listrik pada tahun inilah yang nilainya terkecil. Dalam konteks ini, semakin kecil

biaya pasokan energi dapat bermakna semakin efisiennya sistem penyediaan energi.

Semakin efisien sistem penyediaan energi maka semakin tinggi tingkat ketahanan

energinya. Di lain pihak, dari aspek besaran konsumsi energi per GDP, posisi Indonesia

paling “aman dan tahan” adalah di tahun 2009. Hal ini mengindikasikan bahwa dalam

kurun 2007 hingga 2011, kontribusi terbesar pemakaian energi terhadap GDP dicapai

pada tahun 2009.

Jumlah emisi CO2 (dari sektor energi) Indonesia terendah adalah pada tahun

2007. Ini menjadikan tahun tersebut paling “secure” bagi Indonesia ditinjau dari sisi

emisi. Sedangkan untuk elastisitas energi, tahun 2008 adalah tahun di mana Indonesia

memiliki nilai elastisitas yang paling baik (terendah), sehingga dari sisi ini dapat

dikatakan Indonesia paling “secure” pada tahun tersebut. Sementara itu, rasio

elektrifikasi tahun terakhir (2011) merupakan yang terbesar. Hal ini mengindikasikan

peningkatan akses terhadap listrik yang semakin luas dari tahun ke tahun. Berdasarkan

indikator ini, Indonesia paling “secure” pada tahun 2011.

Secara keseluruhan, dari perhitungan yang melibatkan penilaian pakar diperoleh

tingkat ketahanan energi tertinggi Indonesia pada tahun 2011 dengan skor 0,540 (ESI

Score alt. 1). Sementara dari perhitungan menggunakan metode root mean square

diperoleh tingkat ketahanan energi tertinggi Indonesia pada tahun 2007 dengan skor

0,708 (ESI Score alt. 2).

154

4.1.5 Konsep Energi Hijau

4.1.5.1 Pembangunan Berkelanjutan

Konsep dan Prinsip Pembangunan Berkelanjutan

Pembangunan (development) selalu didefinisikan dalam pengertian pertumbuhan

ekonomi (economic growth). Suatu negara dikatakan maju apabila perekonomiannya

meningkat dengan pesat dan kapasitas produktifnya berkembang dengan cepat. Dalam

konteks ini, sulit membayangkan pembangunan tanpa adanya pertumbuhan

ekonomi.Pembangunan dipercaya dapat dicapai melalui produksi massal, investasi

modal, dan tabungan (savings). Surplus ekonomi akan meningkatkan profit yang

ditabung untuk investasi berikutnya. Pada akhirnya, profit yang meningkat, diasumsikan

akan menetes ke masyarakat banyak (trickle down effect). Satu indikator pembangunan

yang paling kasar namun banyak digunakan di banyak negara adalah Produk Domestik

Bruto (PDB). Persoalannya adalah sejauh mana pertumbuhan ekonomi, yang diukur

dengan PDB, dapat dipakai sebagai alat ukur yang sesuai untuk pembangunan. Gagasan

trickle down effect jarang terealisasi di negara-negara sedang berkembang. Sejumlah

kecil penduduk memperoleh manfaat yang sangat besar dari perkembangan teknologi

dan reorganisasi ekonomi. Hal inilah yang kemudian mendorong terjadinya urbanisasi.

Beberapa kelemahan PDB dalam mengukur hasil pembangunan antara lain

disebabkan fokusnya yang lebih mengukur aktivitas produktif sektor formal di sektor

primer seperti pertanian, industri, dan jasa, dengan tidak memperhitungkan sektor

informal. Selain itu, PDB memasukkan kontribusi dari pemanfaatan sumber daya, tanpa

melihat apakah sumber daya tersebut dapat diperbarui atau tidak. PDB juga tidak dapat

membedakan antar kelompok- kelompok orang, terutama kelas-kelas sosial dalam suatu

negara.

Pembangunan yang terlalu menekankan pada pertumbuhan ekonomi dan

mengesampingkan dimensi pembangunan yang lain menimbulkan dampak sebagai

konsekuensinya. Kemiskinan dan degradasi lingkungan merupakan dua masalah utama

yang saat ini dihadapi negara-negara di dunia, termasuk Indonesia. Di tingkat global, isu

perubahan iklim menjadi pusat perhatian yang menyita perhatian dan memerlukan

strategi penanganan yang kompleks dan komprehensif. Fenomena kontradiksi antara

pertumbuhan ekonomi dan kelestarian lingkungan ini mengarahkan pada diskusi apakah

hal ini berarti bahwa lingkungan harus diselamatkan dan pembangunan ekonomi

“diturunkan”? dan apakah memang akan selalu ada pertentangan antara pertumbuhan

155

ekonomi dan perlindungan lingkungan.

Konsep pembangunan berkelanjutan muncul sebagai penawar kegagalan

pembangunan yang terlalu menekankan pada pertumbuhan ekonomi dengan juga

memperhatikan masalah lingkungan dan sosial sekaligus pertumbuhan ekonomi. Tesis

dari pendekatan pembangunan ini adalah no sound development ethic without

environmental wisdom, and vice versa. Brundtland Report (1987) mendefinisikan

Pembangunan Berkelanjutan sebagai proses pembangunan yang berprinsip untuk

“memenuhi kebutuhan sekarang tanpa mengorbankan pemenuhan kebutuhan generasi

masa depan”. Salah satu faktor yang harus dihadapi untuk mencapai pembangunan

berkelanjutan adalah bagaimana memperbaiki kehancuran lingkungan tanpa

mengorbankan kebutuhan pembangunan ekonomi dan keadilan sosial.

Konsep Pembangunan Berkelanjutan merupakan integrasi dan harmonisasi dari

ke-4 pilar ekonomi (economically viable), sosial (socially acceptable), lingkungan

(environmentally sustainable), dan tata kelola (good governance). Dalam

pelaksanaannya, konsep ini berpedoman pada prinsip:

a. Keberlanjutan sosial, ekonomi dan lingkungan.

b. Daya dukung dan daya tamping lingkungan.

c. Keadilan antar generasi (intergenerational equity).

d. Keadilan dalam satu generasi (intragenerational equity).

e. Prinsip pencegahan dini (precautionary principle).

f. Perlindungan keanekaragaman hayati.

g. Internalisasi biaya lingkungan dan mekanisme insentif.

Sebagai sebuah konsep dan prinsip, pembangunan berkelanjutan telah

menawarkan alternatif pelaksanaan pembangunan yang menjanjikan. Meskipun

demikian, pembangunan berkelanjutan juga dianggap sangat abstrak. Seiring dengan

semakin luasnya pemahaman tentang pembangunan berkelanjutan maka semakin rumit

pula institusi yang dibangun di setiap lembaga yang menanganinya di suatu negara.

Ekonomi Hijau (Green Economy)

Pada tahun 2012, UN General Assembly mengadakan pertemuan di Rio de

Janeiro dalam rangka merefleksikan 20 tahun pelaksanaan Agenda 21 hasil KTT Bumi

di Rio Janerio 1992 dan 10 tahun kesepakatan World Summit on Sustainable

Development (WSSD) tahun 2002. Pembahasan utama dalam pertemuan ini adalah

156

pengarusutamaan ekonomi hijau (green economy) sebagai salah satu alat untuk

pelaksanaan pembangunan berkelanjutan dan penangulangan kemiskinan dan

kelembagaan untuk menunjang pembangunan berkelanjutan (Institutional Framework

for Sustainable Development/IFSD). Konsep ekonomi hijau tidak dimaksudkan sebagai

pengganti pembangunan berkelanjutan; akan tetapi ada pengakuan yang berkembang

bahwa mencapai keberlanjutan hampir sepenuhnya bertumpu pada upaya mencapai

perekonomian yang tepat. Dekade pembangunan brown economy yang berbasis pada

bahan bakar fosil tidak dapat menangani masalah marjinalisasi sosial, degradasi

lingkungan, dan deplesi sumber daya alam.

Ekonomi hijau merupakan salah satu cara untuk mendorong tercapainya

pembangunan berkelanjutan. Ekonomi hijau mendorong perlindungan sumber daya

alam secara lestari, peningkatan pemanfaatan sumber daya alam yang efisien,

penyediaan lapangan kerja yang layak, dan pembangunan rendah karbon. Secara

konseptual, UNEP (2009) mendefinisikan ekonomi hijau sebagai sistem kegiatan

ekonomi yang berkaitan dengan distribusi, produksi dan konsumsi barang dan jasa yang

menghasilkan peningkatan kesejahteraan masyarakat dalam jangka panjang, sekaligus

tidak menyebabkan generasi mendatang menghadapi risiko lingkungan yang signifikan

atau kelangkaan ekologis.

Seperti halnya konsep pembangunan berkelanjutan, setiap negara memiliki

persepsi masing-masing dalam mendefinisikan konsep ekonomi hijau. Pada dokumen

submisi Indonesia untuk outcome document pertemuan UNCSD pada tahun 2012

(Rio+20)¸ pemerintah Indonesia menyatakan: “Indonesia considers the Green Economy

as a development paradigm that hinges on resources efficiency, which eventually would

lead to more sustainable consumption and production patterns. In the same spirit,

Indonesia’s development is based on a four track strategy of pro-poor, pro-job, pro-

growth and pro-environment to ensure that economic growth, as one of the pillars,

moves in concert with the other elements of sustainable development.”

Pada intinya, Indonesia memandang ekonomi hijau sebagai sebuah paradigma

pembangunan yang berdasarkan pada efisiensi pemanfaatan sumber daya sebagai salah

satu usaha untuk mengentaskan kemiskinan, menyediakan lapangan kerja yang layak,

dan memastikan pertumbuhan ekonomi yang berkelanjutan.

Menurut UNEP (2011) ada tiga prinsip utama green economy yang dapat

dijadikan pilar utama yaitu low carbon (rendah karbon), resource efficient (efisiensi

157

sumberdaya), dan socially inclusive (inklusif sosial). UNEP memfokuskan

pengembangan transisi menuju ekonomi hijau pada 11 sektor/bidang.

Gambar 30 Sebelas Sektor Fokus Pengembangan Transisi Ekonomi Hijau

Salah satu indikator yang dapat digunakan untuk mengetahui status ekonomi

hijau adalah PDB Hijau, yang mengoreksi besaran PDB dengan biaya-biaya lingkungan

yang diperlukan untuk menangani dampak pembangunan terhadap lingkungan, dan juga

nilai deplesi sumber daya alam yang terjadi. Studi Yusuf (2009) menunjukkan bahwa

PDB hijau Indonesia setidaknya hanya sekitar 87 persen dari PDB konvensional. Jika

menggunakan nilai PDB pada tahun 2010, maka biaya lingkungan pada tahun 2010

mencapai Rp 835 triliun. Biaya ini hampir setara dengan APBN di tahun yang sama

sebesar Rp 990 triliun. Dengan demikian, jika pemerintah ingin merehabilitasi

degradasi dan kerusakan lingkungan pada tahun tersebut maka hampir seluruh dana

APBN akan habis digunakan.

Green Economy

Agriculture

Buildings

Cities

Energy

Fisheries

Forests Manufacturi

ng

Tourism

Transports

Wastes

Water

158

Gambar 31 Perbandingan PDB Konvensional dan PDB Hijau Indonesia

Rencana Aksi Nasional Penurunan Emisi Gas Rumah Kaca

Sebagai negara kepulauan dengan kegiatan ekonomi masyarakat yang sebagian

besar bertumpu pada sumber daya alam, Indonesia sangat rentan terhadap dampak

perubahan iklim. Dengan demikian, diperlukan upaya mitigasi dan adaptasi terhadap

perubahan iklim sebagai salah satu target untuk mencapai tujuan pembangunan nasional

dan Millennium Development Goals (MDGs). Upaya mitigasi dan adaptasi ini juga

merupakan kebutuhan untuk merespon dampak perubahan iklim agar masyarakat siap

untuk menyesuaikan terhadap perubahan-perubahan yang terjadi akibat perubahan

iklim. Dua hal utama dalam upaya ini adalah menyusun low carbon development dan

perubahan perilaku.

Dalam rangka itu, Indonesia secara sukarela dan aktif berkontribusi dalam

penurunan gas rumah kaca (GRK) dan pelaksanaan program adaptasi. Presiden RI telah

berkomitmen dalam G20 Meeting (Pittsburg, September 2009) untuk menurunkan emisi

GRK sebesar 26 persen dengan upaya sendiri (unilateral) dan 41 persen dengan

dukungan internasional. Hal ini sejalan dan merupakan perwujudan tindaklanjut

Indonesia terkait kesepakatan UNFCCC dalam COP-13 di Bali, COP-15 di Copenhagen

dan COP-16 di Cancun.

Komitmen ini selanjutnya dituangkan dalam Perpres 61 Tahun 2011 tentang

Rencana Aksi Nasional Penurunan Emisi Gas Rumah Kaca (RAN-GRK) sebagai upaya

terintegrasi untuk menurunkan emisi GRK. Selain itu, Pemerintah juga memandang

rencana aksi ini sebagai instrumen untuk pembangunan rendah karbon menuju ekonomi

5,7% 5,5% 6,1%

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

3.000.000

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

2004 2005 2006 2007

Mily

ar R

up

iah

Pe

rtu

mb

uh

an

PDB PDN Hijau Pertumbuhan PDB Pertumbuhan PDN Hijau

159

hijau dan pembangunan berkelanjutan.

RAN-GRK merupakan pendekatan ganda untuk mengalokasikan upaya-upaya,

termasuk sumber dayanya, dalam memitigasi dampak perubahan iklim. Rencana ini

terdiri atas lima sektor, yaitu Pertanian, Kehutanan Lahan Gambut, Energi dan

Transportasi, Industri, dan Limbah dan beberapa kegiatan pendukung lainnya.

Selanjutnya, diarahkan pula pengembangan Rencana Aksi Daerah Penurunan Emisi Gas

Rumah Kaca (RAD –GRK) dengan tahap pertama di tingkat Provinsi dengan target-

target terukur yang akan dicapai. Hingga saat ini, ke-33 provinsi telah menyelesaikan

RAD-GRK-nya dan menetapkannya melalui Peraturan Daerah. Dengan demikian, hasil

dari pencapaian penurunan emisi GRK (RAN/RAD-GRK) ini diharapkan dapat menjadi

pemicu terciptanya ekonomi rendah karbon di Indonesia.

Tabel 50 Alokasi Penurunan Emisi di 5 sektor utama pada tahun 2020

Sektor

Target Penurunan (Gton

CO2e)

26% 41%

Kehutanan dan Lahan Gambut 0,672 1,039

Pertanian 0,008 0,011

Energi dan Transportasi 0,036 0,056

Industri 0,001 0,005

Limbah 0,048 0,078

Total 0,767 1,189

Di dalam RAN-GRK, kebijakan sektor energi dan transportasi diarahkan pada:

a. Peningkatan penghematan energi

b. Penggunaan bahan bakar yang lebih bersih (fuel switching).

c. Peningkatan penggunaan energi baru dan terbarukan (EBT).

d. Pemanfaatan teknologi bersih baik untuk pembangkit listrik, dan sarana

transportasi.

e. Pengembangan transportasi massal nasional yang rendah emisi, berkelanjutan,

160

dan ramah lingkungan

Sasaran kebijakan sektor energi dan transportasi dalam RAN-GRK ditetapkan

untuk:

a. Menghemat penggunaan energi final baik melalui penggunaan teknologi yang

lebih bersih dan efisien maupun pengurangan konsumsi energi tak terbarukan

(fosil).

b. Mendorong pemanfaatan energi baru terbarukan skala kecil dan menengah.

c. (Avoid) - mengurangi kebutuhan akan perjalanan terutama daerah perkotaan (trip

demand management) melalui penata-gunaan lahan mengurangi perjalanan dan

jarak perjalanan yang tidak perlu.

d. (Shift) - menggeser pola penggunaan kendaraan pribadi (sarana transportasi

dengan konsumsi energi yang tinggi) ke pola transportasi rendah karbon seperti

sarana transportasi tidak bermotor, transportasi publik, transportasi air.

e. (Improve) - meningkatkan efisiensi energi dan pengurangan pengeluaran karbon

pada kendaraan bermotor pada sarana transportasi.

161

4.1.5.2 Energi Hijau

Pemerintah melalui Peraturan Presiden No. 5 Tahun 2006 telah menetapkan

target energi baru terbarukan dalam bauran energi nasional paling sedikit 17 persen.

Target ini kemudian ditingkatkan menjadi 25 persen pada tahun 2025 dalam Kebijakan

Energi Nasional yang baru. Di luar debat mengenai realistis atau tidaknya target ini

untuk dicapai, kebijakan ini merupakan salah satu kebijakan perintis dalam

mewujudkan pengelolaan energi yang lebih ramah lingkungan di Indonesia.

“Kehijauan” Sektor Energi di Indonesia

Emisi merupakan salah satu indikator tingkat “kehijauan” pemanfaatan energi.

Apakah emisi CO2 akan selalu meningkat sejalan dengan meningkatnya konsumsi

energi? Belajar dari pengalaman negara-negara lain, dapat disimpulkan bahwa kenaikan

emisi tidaklah berbanding lurus dengan kenaikan konsumsi energi. Gambar 32

menggambarkan pola hubungan antara konsumsi energi dengan emisi CO2 dari sektor

energi untuk lima negara berkembang, yaitu Cina, Indonesia, Thailand, Turki, dan

Brazil.

(Sumber: Energy Sector Policy Brief, Bappenas dan Bank Dunia 2014)

Gambar 32 Perbandingan Pola Hubungan Konsumsi Energi dan Emisi CO2 untuk Lima

Negara Berkembang

162

Dari Gambar 33, terlihat bahwa, dengan kondisi sumber dan pemanfaatan energi

saat ini (bussiness as usual), Indonesia akan memiliki karakteristik dan menempuh pola

yang sama dengan Cina. Hal ini berarti bahwa emisi CO2 akan berbanding lurus dengan

konsumsi energi. Tingginya tingkat emisi CO2 di Cina terkait dengan dominasi

penggunaan batubara yang mencapai 70 persen sumber energi primer. Selain itu, 50

persen bahan bakar untuk pembangkit listrik juga menggunakan batubara (Gambar 33),

termasuk menjadi sepertiga sumber energi pada industri baja dan konstruksi.

Gambar 33 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Cina

Di samping pola Cina dan Indonesia, pada Gambar 33 Thailand, Turki, dan

Brazil memiliki pola yang berbeda. Meskipun konsumsi energi di ketiga negara ini

meningkat, pertumbuhan tingkat emisinya tidaklah setinggi Cina dan Indonesia. Dalam

25 tahun terakhir, Thailand telah berhasil mengubah bauran energi primernya di mana

gas meningkat dari sekitar 25 persen menjadi hampir separuh dari energi primer dan

minyak menurun dari sekitar 65 persen menjadi sekitar 33 persen, sedangkan batubara

rata-rata 15 persen.

163

Di lain pihak, dalam 30 tahun terakhir, Turki juga telah berhasil menurunkan

penggunaan minyak dalam bauran energi primernya dari sekitar 50 persen menjadi 25

persen. Di saat yang bersamaan, Turki meningkatkan pemanfaatan gas dari hampir 0

persen menjadi sekitar 30 persen, dan menurunkan penggunaan kayu bakar dari sekitar

25 persen menjadi 3 persen.

Sebagai pembanding, proporsi bauran sumber energi pembangkit listrik di

Thailand, Turki, dan Brazil adalah seperti pada Gambar 34 - Gambar 35. Di Thailand,

pemanfaatan gas bumi meningkat hampir lima kali lipat dalam 25 tahun terakhir. Saat

ini, hampir 70 persen sumber pembangkit listrik adalah gas bumi. Di lain pihak,

meskipun penggunaan batubara di Turki mengalami peningkatan selama 30 tahun

terakhir, akan tetapi penggunaan gas bumi dan tenaga air lebih mendominasi yang

mencapai lebih dari 70 persen. Brazil sebagai negara tropis, memanfaatkan kelimpahan

sumber daya air dengan baik. Lebih dari 80 persen sumber energi pembangkit listrik di

Brazil berasal dari tenaga air. Dominasi ini telah berlangsung selama lebih dari 35

tahun. Keberhasilannya mengembangkan pembangkit listrik tenaga air dengan terus

mempertahankan sumber daya air yang menjadi kekuatan pembangkit dapat menjadi

pelajaran bagi negara-negara tropis lain, termasuk Indonesia.

Gambar 34 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Thailand

164

Gambar 35 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Turki

Dengan demikian, dapat disimpulkan bahwa jika bauran energi primer suatu

negara memiliki lebih banyak tenaga air (hidro), energi terbarukan, dan gas maka

tingkat emisi dari sektor energinya akan lebih rendah. Banyak negara-negara

berkembang telah dan mulai mengubah dominasi dari penggunaan batubara dan minyak

ke penggunaan gas dan energi terbarukan dalam bauran energinya. Pilihan ini terbukti

menurunkan tingkat emisi dari sektor energi. Indonesia, dengan proyeksi kebutuhan

energi yang akan meningkat dua kali lipat dalam 15 tahun mendatang (asumsi BAU

dengan pertumbuhan ekonomi 7 persen per tahun pada 2015-2030), harus mulai

mengarah pada pilihan tersebut.

Pada tahun 2006, Pemerintah Indonesia telah menetapkan target komposisi

bauran energi primer untuk tahun 2025. Perubahan drastis terjadi untuk proporsi minyak

yang menurun dari 47 persen pada tahun 2010 menjadi 20 persen dan batubara

(termasuk liquiefied coal) yang meningkat dari 24 persen menjadi 35 persen. Selain itu,

proporsi gas dan energi baru terbarukan juga meningkat dari masing-masing 23 persen

dan 5 persen menjadi 30 persen dan 15 persen. Beberapa proyeksi yang dilakukan baik

oleh Pemerintah Indonesia (dalam Indonesia Second National Communication to

UNFCCC 2010) maupun pihak lain diantaranya Asia-Pacific Energy Research

Center/Institute for Energy Economics Japan pada tahun 2010 dan International Energy

Agency pada tahun 2013 menunjukkan bahwa secara umum hanya target bauran untuk

batubara yang dapat dicapai apabila tidak ada terobosan-terobosan penting dan besar

165

yang dilakukan saat ini.

Gambar 36 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Brazil

Jika ditelaah lebih jauh, target bauran energi 2025 tersebut diyakini lebih

berprinsip pada upaya pemenuhan kebutuhan dari sumber daya energi dalam negeri

(self-sufficiency) dari pada penurunan emisi. Hal ini dapat disimpulkan dengan

memperkirakan tingkat emisi CO2 relatif yang dilepaskan oleh masing-masing jenis

sumber energi. Penurunan emisi sebagai akibat meningkatnya penggunaan sumber

energi baru dan terbarukan dapat tereliminasi oleh peningkatan emisi akibat

meningkatnya penggunaan batubara pada pembangkit-pembangkit listrik baru.

166

Gambar 37 Target Bauran Energi 2025 dan Potensi Emisi Relatif Sumber Energi

Gambar 38 Proyeksi Emisi CO2 dari Penggunaan Bahan Bakar Fosil di Indonesia

Gambar 38 menunjukkan bahwa emisi CO2 dari penggunaan bahan bakar fosil

akan terus meningkat di ketiga hasil proyeksi. Pembangkit listrik diperkirakan akan

menjadi sumber utama emisi CO2 dari penggunaan energi. Selain itu, penggunaan bahan

bakar fosil oleh industri dan transportasi domestik juga muncul menjadi sumber kunci

emisi. Pada Gambar 39 terlihat bahwa diperkirakan bahan bakar fosil, terutama

batubara, masih akan mendominasi komposisi bauran sumber energi pembangkit listrik

hingga tahun 2025.

167

Gambar 39 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Indonesia

Indonesia memiliki peluang besar untuk menempuh jalan (path) yang lebih hijau

di sektor energi. Periode pembangunan jangka menengah yang akan datang (2015-2019)

merupakan saat yang tepat untuk mulai mengarah pada jalan tersebut. Setidaknya ada

dua hal saat ini yang harus diperhatikan sebagai kunci untuk menuju sektor energi yang

lebih hijau di Indonesia:

a. Harga grosir (wholesale prices) bahan bakar thermal (minyak, batubara, LNG)

mencerminkan harga pasar internasional bahan bakar tersebut.

b. Harga eceran (retail prices) bahan bakar transportasi (gasoline dan diesel) dan

listrik (untuk semua kategori) disubsidi sangat besar.

Insentif Harga dan Pengelolaan Permintaan

Kebijakan penetapan harga (pricing policy) merupakan salah satu kunci dalam

pengelolaan energi. Kebijakan harga sangat berpengaruh pada kuantitas dan efisiensi

penggunaan energi. Secara umum, ada dua pilihan dalam menentukan harga energi

yaitu dengan pengenaan pajak atau pemberian subsidi. Salah satu metode klasifikasi

harga eceran aktual (actual retail prices) energi adalah seperti pada Gambar 40.

168

Sumber: GTZ for 2000-2010; World Bank (2012), US EIA, and AA for 2012

Gambar 40 Klasifikasi Harga Eceran Aktual Energi dalam Interval Dua Tahun

Sumber: GTZ for 2000-2010; World Bank (2012), US EIA, and AA for 2012

Gambar 41 Perbandingan Harga Eceran Gasoline dan Diesel di Beberapa Negara Tahun

2000-2012

Dengan menggunakan klasifikasi di atas, dapat dibandingkan pilihan kebijakan

harga energi antar negara yang dalam hal ini adalah gasoline dan minyak diesel. Untuk

harga gasoline, Hongkong menetapkan pajak pendapatan yang tinggi sedangkan

Australia dan Cina menarik pajak pendapatan yang moderat. Di lain pihak, Indonesia

dan Malaysia memberikan subsidi pada harga gasoline dalam dekade terakhir ini.

Indonesia telah men-subsidi tinggi harga gasoline dan minyak diesel (Gambar 41). Jika

dibandingkan dengan negara-negara lain, harga bahan bakar di Indonesia adalah

Crude parity (Brent)

USA priceLowest price

in Europe

China

Malaysia

Hong Kong

Australia

Indonesia

0

25

50

75

100

125

150

175

200

Nov 00 Dec 02 Nov 04 Nov 06 Nov 08 Nov 10 Jul 12

Retail price of Gasoline

USc per ltr

Crude parity (Brent)

USA price

Lowest price in Europe

China

Malaysia

Hong Kong

Australia

Indonesia

0

25

50

75

100

125

150

175

200

Nov 00 Dec 02 Nov 04 Nov 06 Nov 08 Nov 10 Jul 12

Retail priceof DieselUSc per ltr

169

termasuk yang terendah di dunia, meskipun telah mengalami beberapa kali kenaikan di

saat beban fiskal akibat subsidi menjadi sangat tinggi. Subsidi bahan bakar ini sebagian

besar dinikmati tidak oleh kelompok masyarakat miskin yang menjadi sasaran subsidi.

Kebijakan penetapan harga listrik dengan subsidi ternyata memberikan

keuntungan kepada semua pelanggan, tidak terbatas pada pelanggan yang menjadi

sasaran subsidi saja. Visualisasi mengenai penetapan subsidi listrik dan keuntungan

yang diterima oleh tiap kelas pelanggan di tahun 2011 digambarkan pada Gambar 42.

Sumber: PLN

Dengan nilai tukar tahun 2011 (Rp. 8.736/US$), Sales 160 TWh, dan PSO Rp. 93

Triliun

Gambar 42 Kebijakan Harga Listrik Tahun 2011 per Kategori Tarif

Dalam penetapan harga bahan bakar, hal yang paling penting dalam menentukan

harga eceran adalah hubungan antara harga internasional bahan bakar dan harga

domestiknya. Hubungan ini dapat berupa:

c. Full pass-through.

d. Partial pass-through, baik secara discretionary maupun rule-based.

170

Indonesia telah menerapkan banyak tipe pass-through harga ini, antara lain

adalah dengan menerapkan rule-based with trigger untuk harga eceran bahan bakar dan

full pass-through untuk industri. Untuk harga eceran bahan bakar, aturan yang

dimaksud adalah klausul yang memperbolehkan kenaikan harga apabila rata-rata harga

ICP selama enam bulan terakhir meingkat 15 persen di atas asumsi APBN ($105/bbl).

Respon permintaan terhadap kenaikan harga eceran bahan bakar sangat

bergantung pada ketersediaan bahan bakar alternatif. Sebagai contoh adalah konsumsi

minyak tanah yang sejak tahun 2005 harganya dinaikkan dan menyebabkan

menurunnya permintaan akan minyak tanah. Hal ini disebabkan ketersediaan LPG dan

kayu bakar sebagai alternatif (pengganti) dari minyak tanah ini. Kebijakan substitusi

minyak tanah ke gas dengan menaikkan harga minyak tanah dan memberikan pilihan

gas LPG 3 kg merupakan contoh respon negatif permintaan terhadap kenaikan harga

bahan bakar. Respon berbeda muncul pada permintaan gasoline dan diesel. Kenaikan

harga diesel pada tahun 2005 dan 2008 menyebabkan turunnya secara drastis konsumsi

diesel bersubsidi untuk sementara akan tetapi kemudian kembali meningkat. Di lain

pihak, konsumsi gasoline terus meningkat tanpa terpengaruh adanya kenaikan harganya.

Hal ini disebabkan karena kedua bahan bakar ini tidak memiliki alternatif substitusi

yang lain sehingga konsumen tidak punya pilihan lain selain terus mengkonsumsinya.

Dengan demikian, dapat diperkirakan bahwa konsumsi gasoline akan terus meningkat.

Konsumsi gasoline memiliki kecenderungan untuk terus meningkat sebanding

dengan peningkatan PDB perkapita suatu negara. Gambar 43 memperlihatkan pola

hubungan antara konsumsi gasoline dengan PDB per kapita di beberapa negara yang

ternyata berbeda-beda. Hal ini dapat dijadikan salah satu indikator efisiensi

penggunaan energi. Dari gambar tersebut, terlihat bahwa level efisiensi Indonesia masih

rendah sehingga diperlukan upaya untuk menghindari “gaya” konsumsi yang boros dan

emisi yang tinggi ini.

171

Sumber: Data dan Hasil Perhitungan Bank Dunia

Gambar 43 Konsumsi Gasoline per Kapita pada Tingkat PDB per Kapita yang Berbeda-

beda untuk Beberapa Negara Tahun 1986-2010

Pertumbuhan ekonomi Indonesia telah meningkatkan jumlah kendaraan,

termasuk sepeda motor, dengan bahan bakar gasoline maupun diesel secara signifikan.

Belum tersedianya sistem transportasi publik yang efisien menyebabkan penduduk tidak

memiliki pilihan lain selain menggunakan kendaraan pribadinya. Tidak ada pilihan

untuk berpindah pada moda transportasi yang lebih ramah lingkungan baik secara

individu maupun komunal.

Dari sisi pengelolaan permintaan, kebijakan penetapan harga saat ini harus

diubah mengingat bahwa memperkirakan harga bahan bakar dan nilai tukar rupiah

adalah upaya kunci yang sangat sulit dikontrol. Selain itu, kontrol terhadap volume

konsumsi bahan bakar juga sangat sulit dilakukan sebagaimana telah dicoba oleh

banyak negara dan tidak berhasil. Penetapan harga dengan metode rule-based sangat

diperlukan karena penetapan harga sesuai harga pasar (market-driven pricing) sangat

membantu dalam mengurangi penggunaan energi yang boros dan juga menurunkan total

172

emisi dari penggunaan energi. Hal lain yang juga perlu dilaksanakan secara paralel

adalah membangun sistem transportasi publik yang efisien sebagai prasyarat

pemenuhan alternatif kebutuhan transportasi yang sekaligus juga mengurangi tingkat

emisi.

Trade-off dari Pilihan-pilihan Kebijakan

Gas Bumi: Untuk Transportasi (CNG) atau Pembangkit Listrik?

Dalam satu dekade terakhir, berdasarkan data dalam NGV Global and THe Gas

Vehicle Report pada bulan Februari 2014, sekitar 77 persen kendaraan berbahan bakar

gas (CNG) di dunia didominasi oleh enam negara, yaitu Iran (18 persen), Cina (15

persen), Pakistan (14 persen), Argentina (12 persen), Brazil (9 persen) dan India

(persen). Iran adalah negara dengan cadangan gas bumi terbesar di dunia dan 60 persen

dari bauran energi primernya adalah gas bumi. Pada tahun 2003, CNG mulai

dipergunakan untuk mengatasi tingginya polusi udara di kota-kota besar. Di tahun 2008,

kebijakan pengurangan subsidi BBM diberlakukan sehingga harga minyak meningkat

tajam. Meskipun demikian, kebijakan ini diawali dengan meluncurkan kembali program

penggunaan CNG sebagai alternatif. Kemudian sejak tahun 2012 diberlakukan sanksi

berat bagi para pengimpor gasoline dan diesel. Harmonisasi kebijakan dan tahapan

subtitusi secara terencana ini membuat proses transisi dan tujuan kebijakan dapat

tercapai dengan baik.

Pengalaman berbeda dapat dipelajari dari Pakistan. Pada tahun 1994-1997

insentif fiskal berupa well-head prices yang tinggi diberikan untuk menarik investasi

sehingga produksi gas bumi meningkat dua kali lipat. Di tahun 1999, CNG mulai

diperkenalkan sebagai bahan bakar alternatif untuk kendaraan dengan harga 60 persen

dari harga gasoline. Akan tetapi, pada periode 2002-2007, dengan tingkat pertumbuhan

PDB sebesar 7 persen per tahun insentif well-head prices ditetapkan konstan mengikuti

harga di tahun 2001 (rata-rata 3,5 USD/mmbtu). Hal ini menyebabkan surplus gas tidak

lagi terjadi sejak tahun 2008, seluruh produksi gas bumi dikonversi menjadi CNG

sementara pembangkit listrik didominasi oleh bahan bakar minyak. Saat ini kekurangan

pasokan gas (CNG) sangat sering terjadi, antrian panjang di stasiun pengisian CNG

menjadi pemandangan sehari-hari dan memicu kenaikan harga CNG. Kebijakan

penetapan harga yang tidak tepat (terlalu murah dan tidak menyesuaikan dengan kondisi

perekonomian) membuat tujuan kebijakan tidak tercapai secara berkelanjutan.

173

Di Indonesia, pada tahun 2012, harga gas (CNG) ditetapkan sebesar 55 persen

dari harga gasoline, akan tetapi sekitar 45 persen dari harga gasoline tersebut

merupakan subsidi (Gambar 44). Hal ini tidak memberikan insentif apapun kepada

pemilik kendaraan untuk berpindah ke CNG karena biaya yang dikeluarkan masih

setara dengan menggunakan gasoline. Untuk itu, ada dua pilihan kebijakan yang dapat

ditempuh:

e. Penetapan harga CNG yang lebih rendah (akan tetapi harus tetapi di atas biaya

pengadaannya); atau

f. Harga domestik gasoline dinaikkan secara simultan.

Keterangan: Harga gas diambil dari harga LNG impor 2012 untuk Nusantara Regas;

Harga gasoline ditetapkan ekuivalen dengan MOPS Gasoline 2012 rata-rata Rp

8.029/liter (=83 US cents/liter).

Gambar 44 Trade-off antara CNG dan Gasoline di Indonesia pada Harga Tahun 2012

Dengan melakukan simulasi penetapan harga CNG sebesar 45 persen dari harga

aktual gasoline; penambahan jumlah mobil dari tahun 2011 ke 2012 adalah sebesar

883.393 mobil; dan asumsi bahwa rata-rata konsumsi bahan bakar adalah setara dengan

Honda Civic 2011 maka dapat diketahui besarnya subsidi yang dapat dihindari apabila

semua mobil baru tersebut menggunakan CNG (Tabel 51). Jika semua mobil baru

tersebut berbahan bakar gasoline diperlukan 2,41 juta kiloliter gasoline sepanjang tahun

tersebut. Dengan harga keekonomian gasoline sebesar Rp. 8.029/liter dan harga

bersubsidi sebesar Rp. 4.500/liter maka subsidi yang dikeluarkan adalah sebesar Rp. 8,5

174

triliun. Sebaliknya, jika semua mobil baru tersebut berbahan bakar CNG maka

diperlukan 83,9 bcf CNG sepanjang tahun tersebut. Dengan harga CNG yang

ditetapkan, maka seluruh biaya CNG ditanggung oleh konsumen sehingga tidak ada

subsidi yang diperlukan. Dari perhitungan ini dapat disimpulkan bahwa dengan

mengkonversi 10 persen mobil menjadi berbahan bakar CNG maka jumlah anggaran

subsidi yang dapat dihemat adalah sebesar Rp. 8,5 triliun dan emisi CO2 yang dapat

dihindari sebesar 0,4 juta ton. Meskipun demikian, skenario ini memiliki keterbatasan

dalam penyediaan gas, terutama infrastruktur untuk distribusinya.

Tabel 51 Simulasi Trade-off antara CNG dan Gasoline

Honda Civic 2011 Gasoline CNG

Mileage 10,6 km/liter 0,3 km/cubic feet

Rata-rata konsumsi per tahun 2.725 liter 94.976 cubic feet

Rata-rata perjalanan per tahun 28.954 km 28.954 km

Jumlah mobil baru 2012 883.393 mobil 883.393 mobil

Total konsumsi bahan bakar 2,41 juta kiloliter 83,9 juta cf

Penetapan harga

Harga keekonomian Rp.

8.029/liter; Harga

bersubsidi Rp. 4.500/liter

45% dari harga aktual

gasoline

Jumlah subsidi yang

diperlukan Rp. 8,5 triliun Rp. 0

Selanjutnya, jika kebutuhan gas sebesar 83,9 bcf yang dialokasikan untuk mobil-

mobil berbahan bakar gas di atas dialihkan untuk pembangkit listrik dengan asumsi

bahwa gas tersebut adalah LNG dengan harga US$ 12/mmbtu dan tingkat efisiensi

konversi pembangkit listrik tenaga gas PLN adalah 8,89 cf/kWh maka akan diproduksi

9,4 Terawatt listrik dengan biaya Rp. 9,7 triliun. Perbandingan antara pembangkit listrik

tenaga gas dengan pembangkit listrik tenaga batubara dan diesel untuk menghasilkan

daya listrik yang sama dirangkum pada Tabel 52. Dengan subsidi yang dapat dihemat

sebesar Rp. 14 triliun, jauh lebih tinggi dari subsidi yang dapat dihemat jika gas tersebut

digunakan untuk transportasi sebesar Rp. 8,5 triliun, maka akan lebih baik jika gas

tersebut digunakan untuk pembangkit listrik menggantikan pembangkit listrik tenaga

diesel (minyak). Hasil simulasi dengan menggunakan harga gas domestik sebesar US$

175

5,74/mmbtu lebih menguatkan kesimpulan dari simulasi ini.

Tabel 52 Simulasi Perbandingan antar Pembangkit Listrik

Gas-fired Plants Coal-fired Plants Diesel-fired Plants

Efisiensi konversi

pembangkit 8,89 cf/kWh 0,5 kg/kWh 0,28 liter/kWh

Bahan bakar untuk

menghasilkan 9,4

Terawatt

83,9 bcf 4,72 juta ton 2,64 juta kiloliter

Harga untuk PLN (2012) US$ 12/mmbtu Rp. 846/kg Rp. 8.949/liter

Total biaya Rp. 9,7 triliun Rp. 3,99 triliun Rp. 23,65 triliun

Dibandingkan dengan

gas: - Lebih murah Lebih mahal

- Penghematan subsidi

jika konversi ke gas - Rp. 0 Rp. 14 triliun

- Emisi CO2 yang

dihindarkan jika

konversi ke gas

- 4,4 juta ton 2,3 juta ton

Dari pembahasan pada subbab ini dapat disimpulkan bahwa harga gasoline

sebaiknya dinaikkan (subsidi dikurangi) untuk memberikan daya tarik pada penggunaan

CNG. Selain itu, diperlukan jaringan distribusi gas yang luas untuk mendukung

penggunaan CNG untuk kendaraan penumpang. Dengan demikian, jika penghematan

subsidi (atau penurunan emisi CO2) menjadi tujuan kebijakan, maka akan lebih baik jika

tambahan alokasi gas (bahkan untuk LNG sekalipun) digunakan untuk

mengkonversi/menggantikan pembangkit listrik tenaga diesel daripada alokasi gas

tersebut digunakan untuk transportasi (CNG).

176

Tabel 53 Rangkuman Hasil Simulasi Trade-off Penggunaan Gas untuk

Transportasi dan Pembangkit Listrik

Perbandingan Pilihan Penghematan

Subsidi

Mitigasi Emisi

CO2

Gas untuk menggantikan gasoline pada mobil

penumpang CNG (juga LNG atau domestik) Rp. 8,5 T 0,3 juta ton

Gas untuk pembangkit listrik (LNG)

- Menggantikan pembangkit listrik batubara

- Menggantikan pembangkit listrik diesel

0

Rp. 14 T

4,4 juta ton

2,3 juta ton

Gas untuk pembangkit listrik (gas domestik)

- Menggantikan pembangkit listrik batubara

- Menggantikan pembangkit listrik diesel

0

Rp. 19 T

4,4 juta ton

2,3 juta ton

4.1.5.3 Energi Bersih

Konsep dan definisi ketahanan energi terus berkembang. Awalnya ketahanan

energi hanya menyangkut dimensi fisik, kemudian berkembang mencakup dimensi

ekonomi dan lingkungan. Dewasa ini, mengukur dampak negatif penyediaan dan

pemanfaatan energi terhadap lingkungan dengan hanya menggunakan indikator emisi

CO2 dinilai tidak cukup lagi. Hal ini karena penyediaan dan pemanfaataan energi dapat

menimbulkan dampak negatif yang berskala baik global, regional, maupun lokal.

Sementara itu, emisi CO2 merupakan indikator yang mewakili dampak negatif

penyediaan dan pemanfaatan energi secara global. Oleh karena itu, diperlukan sebuah

indikator yang dapat memotret dampak penyediaan dan pemanfaatan energi secara

dengan sudut pandang yang lebih luas.

Indikator Energi Bersih

Dengan metode yang sama seperti yang digunakan pada ESI, kajian ini juga

mengusulkan Composite Clean Energy Indicator (CEI) yang terdiri dari 4 indikator

elemen yaitu (1) Persentase energi fosil terhadap total pasokan energi, (2) GWP: Global

Warming Potential, (3) POCP: Photochemical Ozone Creation, dan (4) AP:

Acidification Potential. Misalkan cj,k adalah indikator relatif clean energy untuk

indikator absolut clean energy Cj,k pada skenario j dan elemen indikator k. Untuk sebuah

177

sistem yang terdiri dari a skenario dan empat elemen indikator clean energy, indikator

relatif cj,k dari Cj,k untuk elemen m (k=m) didefinisikan sebagai:

,

)(min)(max

)(max

,

,

,1,

,

,1

,,

,

,1

,

kj

mkaj

mkjkj

mkaj

mkj

kjkj

mkaj

mkj

kj

CC

CCc

cj,k merupakan nilai relatif dari Cj,k yang telah di skalakan untuk bernilai antara 0

dan 1. Selanjutnya empat indikator relatif tersebut diintegrasikan menjadi sebuah

indikator komposit. Seperti halnya ESI, dalam dokumen ini diusulkan dua alternative

CEI. Alternatif-alternatif ini dibedakan berdasarkan teknik pembobotan masing-masing

indikator relatif.

Indikator elemen dalam CEI didesain untuk mewakili beberapa dimensi yaitu

keseriusan pemerintah untuk mengurangi ketergantungan terhadap sumber-sumber

energi fosil, dan dampak negatif terhadap lingkungan yang dihasilkan oleh sistem

penyediaan energi dalam skala global, regional, maupun lokal.

Indikator persentase energi fosil terhadap total pasokan energi (C1) mewakili

keenggangan pemerintah untuk tidak tergantung kepada sumber energi fosil. Indikator

elemen pertama (k=1) dari CEI menggambarkan persentasi pasokan energi yang berasal

dari fosil terhadap total pasokan energi dan didefinisikan sebagai:

primerenergipasokantotal

fosilenergipasokanC kj 1,

dan indikator relatifnya adalah cj,k=1. Persentase energi fosil yang tinggi mencerminkan

keengganan pemerintah untuk tidak bergantung kepada sumber energi fosil. Nilai cj,k=1

mendekati nol menunjukan skenario j mempunyai ketergantungan yang tinggi terhadap

bahan bakar fosil, begitu juga sebaliknya.

Global warming merupakan fenomena terperangkapnya panas pada atmosfer

bumi akibat adanya kenaikan konsentrasi gas rumah kaca atau Green House Gases

(GHGs). Diantara sekian banyak GHGs, CO2 merupakan GHG yang terpenting karena

jumlahnya paling banyak diantara emisi GHGs yang lain. Pada tahun 2004, emisi CO2

dari hasil pembakaran bahan bakar fosil mencapai 80 persen dari total emisi CO2. Hal

ini menunjukkan besarnya sumbangan sektor penyediaan energi terhadap potensi global

warming.

Walaupun CO2 merupakan emisi GHG terbanyak diantara GHGs yang lain,

emisi GHG yang lain tidak dapat diabaikan, karena walaupun total emisinya sangat

178

kecil tetapi potensi untuk dapat menyebabkan global warming bisa beratus-kali lipat

potensi yang dimiliki oleh CO2. Indikator Global Warming Potential (GWP) ini

diadopsi menjadi indikator elemen kedua (k=2) dari CEI (Cj,k=2) dan indikator relatifnya

adalah cj,k=2. Indikator ini dihitung dengan menjumlahkan seluruh emisi yang berpotensi

menimbulkan global warming dengan kesetaraan seperti pada Tabel 54 berikut ini.

Indikator ini dinyatakan dalam satuan kg CO2 eq.

Tabel 54 Faktor Kesetaraan GWP

Subtances

Global Warming Potential

(kg CO2 eq. / kg substance)

CO2 1

CH4 23

N2O 296

CO 1,53

Source :CML (Center of Environmental Science), 2000

Untuk skenario j, semakin tinggi nilai Cj,k=2 maka semakin besar potensi

terjadinya global warming. Nilai cj,k=2 yang mendekati nol menunjukkan skenario j

mempunyai potensi global warming terbesar dibanding skenario yang lain. Hal ini

berarti skenario j mempunyai tingkat clean energy paling rendah dibanding skenario

yang lain, begitu juga sebaliknya.

Indikator photochemical ozone creation potential (C3) menggambarkan potensi

terbentuknya smog akibat bereaksinya hidrokarbon dan NOx dibawah sinar ultraviolet.

Indikator ini dadopsi menjadi indikator elemen ketiga (k=3) dari CEI (Cj,k=3) dan

indikator relatifnya adalah cj,k=3. Indikator ini dihitung dengan menjumlahkan seluruh

emisi yang berpotensi menimbulkan photochemical ozone creation dengan kesetaraan

seperti pada Tabel 55 berikut ini. Indikator ini dinyatakan dalam satuan kg C2H4 eq.

Tabel 55 Faktor Kesetaraan POCP

Substances

Photochemical Ozone Creation Potential

(kg C2H4 eq./ kg substance)

179

Substances

Photochemical Ozone Creation Potential

(kg C2H4 eq./ kg substance)

NOx 0,028

SOx 0,048

CH4 0,006

CO 0,027

Untuk skenario j, semaikin tinggi nilai Cj,k=3, maka semakin besar potensi

terjadinya smog. Nilai cj,k=3 yang mendekati nol menunjukkan skenario j mempunyai

potensi photochemical ozone creation terbesar dibanding skenario yang lain. Hal ini

bererti skenario j mempunyai tingkat clean energy paling rendah dibanding skenario

yang lain, begitu juga sebaliknya.

Indikator acidification potential (C4) menggambarkan potensi terjadinya hujan

asam (acid rain). Indikator ini dadopsi menjadi indikator elemen ketiga (k=4) dari CEI

(Cj,k=4) dan indikator relatifnya adalah cj,k=4. Indikator ini dihitung dengan

menjumlahkan seluruh emisi yang berpotensi menimbulkan hujan asam dengan

kesetaraan seperti pada Tabel 56. Indikator ini dinyatakan dalam satuan kg SO2 eq.

Tabel 56 Faktor Kesetaraan AP

Substances

Acidification Potential

(kg SO2 eq./ kg substance)

NOx 0,5

SOx 1,2

NH3 0,6

Untuk skenario j, semakin tinggi nilai Cj,k=4, maka semakin besar potensi

terjadinya hujan asam. Nilai cj,k=4 yang mendekati nol menunjukkan skenario j

mempunyai potensi hujan asam terbesar dibanding skenario yang lain. Hal ini berarti

skenario j mempunyai tingkat clean energy paling rendah dibanding skenario yang lain,

begitu juga sebaliknya.

180

Seperti halnya ESI, indikator-indikator elemen dalam CEI juga di integrasikan

dengan teknik RMS dan pembobotan dengan metode PWCM (pair-wise comparion

matrix). CEI didesain untuk bernilai antara 0 dan 1. Skor CEI suatu skenario penyediaan

energi yang mendekati 0 menunjukkan bahwa indikator skenario tersebut mempunyai

tingkat clean energy (energi bersih) yang paling rendah dibandingkan dengan skenario

yang lain. Sebaliknya, skor CEI yang tinggi menunjukkan skenario tersebut mempunyai

tingkat kebersihan energi yang tinggi.

4.1.5.4 Energi Bersih Indonesia

Year:

CEI Score Alt. I Alt. II

Indonesia2007 0.664 0.779

Indonesia2008 0.722 0.834

Indonesia2009 0.374 0.537

Indonesia2010 0.286 0.333

Indonesia2011 0.205 0.409

All Years

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1c1

c2

c3

c4

Relative Value of Clean Energy Indicators

Indonesia2007

Indonesia2008

Indonesia2009

Indonesia2010

Indonesia2011

Gambar 45 Skor CEI Indonesia dan Grafik Nilai Indikator Relatifnya Tahun 2007-2011

Gambar di atas menunjukkan indikator relatif untuk energi bersih Indonesia

pada tahun 2007 hingga 2011. Dari sisi besarnya porsi energi fosil dalam total konsumsi

energi, tahun 2008 memiliki persentase fosil terendah terhadap konsumsi. Oleh

karenanya dapat dikatakan bahwa energi Indonesia paling “bersih” adalah pada tahun

2008.

Sementara dari sisi Global Warming Potential (GWP), Indonesia paling bersih

dari ancaman tersebut di tahun 2007. Hal ini disebabkan karena emisi gas penyokong

GWP di tahun 2007 adalah yang terendah dibandingkan tahun lainnya. Sedangkan jika

181

ditinjau dari emisi pembentuk kabut asap atau Photochemical Ozone Creation Potential

(POCP), Indonesia paling bersih pada 2008.

Secara keseluruhan, baik dari perhitungan yang melibatkan penilaian pakar (alt.

1) maupun perhitungan yang menggunakan metode root mean square (alt. 2), diketahui

bahwa tingkat energi bersih tertinggi Indonesia adalah pada tahun 2008 dengan skor

0,722 (CEI Score alt. 1) dan 0,834 (CEI Score alt. 2).

4.2 Pertambangan

4.2.1 Pendahuluan

Pengelolaan sumber daya mineral dan pertambangan ditujukan untuk

meningkatkan ketersediaan hasil tambang dan mineral serta pendapatan negara.

Pengelolaan sumber daya mineral dan pertambangan dilakukan dengan: (i)

meningkatkan produksi batubara; (ii) meningkatkan produksi mineral logam dan non-

logam; (iii) meningkatkan sumber daya dan cadangan mineral logam dan non-logam;

dan (iv) meningkatkan daya dukung pertambangan.

Sektor pertambangan umum (mineral dan batubara) mencapai berbagai hasil dan

kemajuan pada tahun 2013. Penerimaan negara yang didapat dari sektor pertambangan

umum diperkirakan mencapai Rp. 145,1 triliun atau meningkat sebesar Rp. 22,9 triliun

dari realisasi pencapaian pendapatan negara dari sektor ini pada tahun 2012 sebesar Rp.

122,2 triliun. Penerimaan dari produksi batubara pada tahun 2013 mencapai realisasi

421 juta ton atau meningkat sebesar 35 juta ton dari sebesar 386 juta ton pada tahun

2012 dan sebesar 17,1 persen produksi batubara atau sebesar 72 juta ton digunakan

untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri (Domestic Market Obligation). Sebagian

besar batubara tersebut digunakan untuk pembangkit listrik, industri, dan industri

pengolahan. Jumlah sumber daya dan cadangan batubara adalah sebesar 105,2 miliar

ton dan 21,1 miliar ton. Lokasi cadangan batubara tersebut terutama tersebar di 10

(sepuluh) wilayah potensi sumber daya batubara yakni Provinsi Aceh, Provinsi Jambi,

Provinsi Sumatera Selatan, Provinsi Sumatera Barat, Provinsi Kalimantan Barat,

Provinsi Kalimantan Timur, Provinsi Kalimantan Selatan, Provinsi Maluku Utara,

Provinsi Papua dan Provinsi Papua Barat.

Di lain pihak, produksi mineral logam dan non-logam pada tahun 2013 antara

lain adalah timah sebesar 88 ribu ton, bijih nikel sebesar 60 juta ton, bauksit sebesar 56

juta mt, logam tembaga sebesar 450 ribu ton, bijih besi sebesar 19 juta mt, dan bauksit

182

sebesar 56 juta mt. Namun demikian jika dibandingkan pada tahun 2012, terdapat

beberapa mineral logam dan non-logam yang mengalami peningkatan produksi antara

lain: (i) logam tembaga dari sebesar 447,5 ribu ton menjadi 450 ribu ton; (ii) bijih nikel

dari sebesar 37,1 juta ton menjadi 60 juta ton; dan (iii) bijih besi dari sebesar 10,5 juta

mt menjadi 19 juta mt; (iv) bauksit dari sebesar 29,1 juta mt menjadi 56 juta mt. Selain

itu terdapat beberapa jenis mineral yang mengalami penurunan produksi antara lain (i)

logam timah dari sebesar 94 ribu ton menjadi 88 ribu ton; (ii) emas dari sebesar 75 ribu

kg menjadi 59 ribu kg; (iii) perak dari sebesar 436 ribu kg menjadi sekitar 200 ton.

Penurunan ini disebabkan kurangnya kepastian hukum dalam investasi sehingga

produktivitas menurun.

UU No. 4 tahun 2009 mengamanatkan dilakukannya renegosiasi kontrak

mineral dan kontrak batubara yang ditandatangani pada saat UU tersebut belum

diberlakukan. Renegosiasi mulai dilakukan pada triwulan ke empat tahun 2009 untuk

Perjanjian Karya Pengusahaan Pertambangan Batubara (PKP2B) dan mulai awal tahun

2010 untuk Kontrak Karya (KK). Hingga tahun 2011, proses renegosiasi telah

dilakukan terhadap 37 pemegang Kontrak Karya (KK) dan 76 pemegang PKP2B.

Sebanyak 9 (sembilan) perusahaan pemegang KK menyepakati semua pasal/ketentuan

yang diamandemen. Sementara 23 perusahaan KK lainnya baru menyetujui sebagian

pasal/ketentuan untuk diamandemen. Lima KK perusahaan lainnya masih belum

menyetujui semua pasal/ketentuan untuk diamandemen. Untuk pemegang PKP2B,

sebanyak 63 perusahaan sudah menyepakati pasal/ketentuan yang diamandemen.

Sebagian besar perusahaan itu merupakan pemegang kontrak/perjanjian generasi II dan

III.

Sementara itu, 13 perusahaan baru menyetujui sebagian pasal/ketentuan untuk

diamandemen. Pengaturan penyesuaian KK dan PKP2B diatur dalam pasal 169, 170,

171, dan 172 Undang-undang No. 4 Tahun 2009 yang antara lain mengatur hal-hal yang

berkaitan dengan: (i) peningkatan nilai tambah untuk mineral dan batubara dengan

memberlakukan kewajiban untuk membangun fasilitas industri hilir (pengelolaan dan

pemurnian) di dalam negeri; (ii) peningkatan penerimaan negara melalui penyesuaian

tarif iuran tetap dan iuran produksi menjadi sesuai dengan Peraturan Pemerintah No. 45

Tahun 2003; serta (iii) penggunaan usaha jasa yang memprioritaskan usaha jasa lokal

dan nasional sesuai dengan Peraturan Menteri ESDM No. 28 Tahun 2009 tentang Usaha

Jasa Pertambangan.

183

Namun demikian, meskipun UU No 4 Tahun 2009 telah mengatur tentang

peningkatan nilai tambah untuk mineral dan batubara masih belum optimal, belum

optimalnya nilai tambah sektor pertambangan dikarenakan bahan tambang masih

langsung diekspor tanpa melalui proses pengolahan dan pemurnian terlebih dahulu. Hal

itu diakibatkan karena terbatasnya ketersediaan energi untuk mendukung sektor

pertambangan yang berpengaruh terhadap kewajiban pengelola pertambangan untuk

membuat pabrik pengolahan dan pemurnian hasil penambangan didalam negeri.

4.2.2 Tantangan

Fokus dalam pengelolaan sumber daya mineral dan pertambangan

dititikberatkan pada dua hal pokok yaitu: (1) peningkatan nilai tambah potensi

keekonomian, pemanfaatan bahan galian dan mineral ikutan pada daerah dan bekas

daerah pertambangan; dan (ii) optimalisasi penerapan kaidah konservasi dalam

pengusahaan pertambangan baik pada tahap eksplorasi, eksploitasi dan pasca tambang.

Selanjutnya, pembangunan subsektor mineral dan batubara diharapkan dapat: (i)

mendorong pembangunan sarana dan prasarana pengangkutan batubara untuk keperluan

pasar dalam negeri; (ii) menjamin keamanan pasokan batubara dalam negeri melalui

Domestic Market Obligation (DMO) terutama sebagai bahan bakar pembangkit tenaga

listrik sesuai dengan Undang-Undang 30 tahun 2007; (iii) mengatur harga batubara di

dalam negeri dengan mengacu kepada indeks harga batubara ekspor; (iv) memberikan

kepastian dan transparansi di dalam kegiatan usaha pertambangan sesuai Undang-

Undang No. 4 tahun 2009 dengan sanksi pelanggaran ketentuan; (iv) melaksanakan

peningkatan pembinaan dan pengawasan; (vi) mengusahakan penambahan nilai tambah

hasil pertambangan dengan mengembangkan industri pengolahan dan pemurnian

(smelter) untuk mengubah bahan-bahan mentah mineral logam dan non-logam menjadi

bahan setengah jadi atau bahkan menjadi bahan final; dan (vii) mendorong peningkatan

penerimaan negara dan investasi.

Selain itu, tantangan lainnya adalah mengurangi dampak negatif usaha

pertambangan yang diupayakan dengan: (i) mencegah kerusakan dan pencemaran

lingkungan melalui pembinaan lindungan, keselamatan operasi, dan usaha penunjang

bidang migas; (ii) mencegah kerusakan cadangan mineral dan batubara serta

mengembangkan wilayah pencadangan tambang nasional dengan melakukan best

mining practices dan menerapkan mekanisme depletion premium; (iii) meningkatkan

184

rehabilitasi kawasan bekas tambang; dan (iv) mitigasi, pengembangan teknologi, dan

fasilitasi dalam rangka penetapan langkah-langkah penanggulangan krisis energi dan

bencana geologi.

Prioritas Peningkatan Pengelolaan Sumber Daya Mineral dan Pertambangan

diuraikan dalam 2 (dua) fokus yaitu (i) peningkatan produksi dan nilai tambah produk

pertambangan mineral dan batubara; dan (ii) pengurangan dampak negatif akibat

kegiatan pertambangan dan bencana geologi.

4.2.3 Pengkajian dan Pemikiran ke Depan

4.2.3.1 Kebijakan Peningkatan Nilai Tambah

Nilai tambah sektor mineral dan batubara (minerba) Indonesia umumnya berupa

penerimaan negara dan daya dukung untuk sektor lainnya di perekonomian nasional.

Dalam hal penerimaan negara, sektor ini diyakini memberikan kontribusi yang

besar bagi penerimaan dalam negeri APBN, baik dari sumber perpajakan maupun dari

Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP). Jenis perpajakan yang dimaksud adalah pajak

pemerintah pusat dan daerah, yaitu:

A. Pajak Pemerintah Pusat dan yang dibagihasilkan: (1) Pajak Dividen, (2) PPh

Badan, (3) PPh Perseorangan, (4) PPh 23/26/ Final, (5) Pajak Pertambahan Nilai

(PPN), (6) PPnBM, (7) PBB, (8) Bea Masuk, dan (9)Cukai.

B. Pajak Pemerintah Daerah yang terdiri (1) Pajak Mineral C dan Air/Lumpsum, (2)

Pajak atas Air, (3) PKB/BBNKB, (4) Pajak Air Bawah Tanah dan Air Permukaan

(water levy), (5) Pajak Mineral C.

C. PNBP yang terdiri dari : (1) Royalti, (2) Landrent/deadrent, (3) Provisi Sumber

Daya Hutan (PSDH), (4) Iuran Kehutanan (Dana Reboisasi).

Namun demikian perkiraan besaran yang akurat tentang kontribusi kedua jenis

penerimaan tersebut hingga kini masih belum sepenuhnya jelas dan transparan, baik

bagi Kementerian ESDM maupun Kementerian Keuangan sekalipun. Ketidakjelasan

kontribusi minerba tertama disebabkan oleh kontribusi perpajakan, di mana untuk

beberapa tahun terakhir nampaknya tidak dilakukan pemisahan yang tegas dari pajak-

pajak yang berasal dari kegiatan sektor minerba. Oleh karenanya penerimaan dari sektor

pajak minerba dicatat terlalu rendah (underestimate), sedangkan penerimaan dari PNBP

lebih akurat karena PNBP dikelola oleh kementerian yang membawahinya.

Dilihat dari sisi penerimaan negara, kegiatan ekstraksi dan eksploitasi

185

sumberdaya alam (SDA) telah memberikan peran penting dalam pembiayaan

pembangunan di Indonesia selama ini. Sebagai gambaran, realisasi penerimaan negara

dalam bentuk Pajak Dalam Negeri yang berasal dari pajak penghasilan (PPh) Migas

pada APBN 2007 adalah sebesar Rp 194,4 milyar dan mencapai Rp 298,2 milyar pada

APBN 2010 - 2012 (Nota Keuangan dan APBN, Kementerian Keuangan RI).

Di samping penerimaan dari sektor pajak, sektor SDA juga memberi kontribusi

pada penerimaan negara melalui komponen Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP),

penerimaan PNBP dari SDA pada tahun 2007 sebesar Rp132,9 milyar dan mencapai

168,8 milyar pada tahun 2010 (Nota Keuangan dan APBN, Kementerian Keuangan RI).

Sebagian besar PNBP ini berasal dari minyak bumi sedangkan penerimaan dari SDA

lainnya relatif kecil.

Di samping memberi kontribusi kepada penerimaan pemerintah pusat, kegiatan

sektor SDA juga memberi kontribusi bagi pendapatan pemerintah daerah. Sesuai

dengan kebijakan desentralisasi, setiap pemerintah daerah diberi wewenang untuk

mengatur daerahnya sendiri. Untuk membangun daerahnya masing-masing, pemerintah

daerah mengandalkan penerimaan dalam APBD dari Pendapatan Asli Daerah (PAD)

dan transfer pemerintah pusat dalam bentuk dana perimbangan.

Demi peningkatan PAD, pemerintah daerah umumnya berupaya meningkatkan

target penerimaan melalui sumber-sumber yang potensial. Untuk sektor pertambangan,

sumber PAD tersebut dapat berasal dari retribusi daerah, seperti retribusi bahan galian C

yang merupakan produk pertambangan dan penggalian. Hingga saat ini belum tersedia

informasi yang lengkap tentang besarnya pendapatan daerah yang berasal dari sektor

pertambangan. Namun demikian dapat diduga bahwa sektor pertambangan dan

penggalian memberikan kontribusi yang cukup besar bagi perekonomian daerah.

Selain memberikan kontribusi terhadap penerimaan negara, kegiatan ekonomi di

sektor SDA, khususnya minerba, juga memberikan kontribusi pada sektor riil

perekonomian. Setiap peningkatan permintaan akhir terhadap komoditas yang

dihasilkan oleh sektor minerba dalam bentuk konsumsi, investasi, pengeluaran

pemerintah dan ekspor akan meningkatkan output perekonomian secara keseluruhan

melalui mekanisme pengganda output (output multiplier). Hal ini disebabkan kegiatan

di sektor minerba memiliki keterkaitan dengan sektor hulu (backward linkage) dan

sektor hilir atau pengolahan (forward linkage). Di samping itu, setiap peningkatan

permintaan akhir dapat mengakibatkan peningkatan kesempatan kerja (employment

186

multiplier) dan pada gilirannya akan mendorong peningkatan pendapatan rumah tangga

(income multiplier).

Walaupun kontribusi sektor minerba dalam paparan di atas terlihat cukup besar,

namun sebenarnya sektor ini memiliki potensi kontribusi yang lebih tinggi lagi jika

terdapat nilai tambah yang lebih melalui proses pengolahan di dalam negeri. Yang

dimaksud dengan peningkatan nilai tambah adalah pengolahan menjadi produk yang

lebih hilir sepanjang rantai nilai. Penambahan nilai dalam pengolahan nikel berikut

dapat menjadi ilustrasi. Harga nikel mentah tingkat II (mengandung hanya 2 persen dari

volume tanah tambang) mencapai 2 USD per kilogram atau 2000 USD per ton. Setelah

melalui proses peleburan menjadi ferronickel (FeNi) nilainya melonjak menjadi lebih

dari 8 kali lipat menjadi 17.000 USD per ton di LME (London Mineral Exchange).

UU Minerba telah mengamanatkan bahwa adanya upaya pemerintah

mengendalikan ekpor bahan mentah dan mendorong peningkatan pada rantai produksi

domestik berupa kewajiban pembangunan fasilitas pengolahan dan pemurnian mineral.

Peningkatan rantai produksi domestik pada gilirannya akan memberikan dampak positif

bagi perekonomian dalam bentuk penciptaan output, nilai tambah dan kesempatan kerja

domestik, ketersediaan bahan baku industri hilir berbasis logam domestik, serta

penguasaan teknologi dalam pengolahan mineral. Artinya bahwa kebijakan

pengendalian ekspor bahan mentah minerba sangat bergantung dari penyiapan rantai

hilirnya. Tanpa penyiapan industri hilir maka akan muncul dampak negatif sebagaimana

dampak negatif yang muncul dalam jangka pendek. Akan tetapi jika industri hilir

berhasil dibangun maka kebijakan pengendalian ekspor bahan mentah minerba akan

mampu memperpanjang rantai nilai domestik sehingga berdampak positif bagi

perekonomian.

Upaya peningkatan nilai tambah juga telah diindikasikan dalam Rencana

Pembangunan Jangka Menengah Nasional (RPJMN 2010-2014). Pada bagian 10.3.3

diuraikan strategi dan kebijakan yang dicanangkan di sisi hulu adalah: (i) memberikan

insentif fiskal (fiscal regime) yang stabil dan kompetitif dalam menarik investasi

pertambangan mineral dan batubara; (ii) memperbaiki dan menyederhanakan birokrasi

perijinan (licensing regime) pengusahaan pertambangan; (iii) memperjelas pembagian

kewenangan pemerintah pusat dan pemerintah daerah terutama yang berkaitan dengan

pemberian ijin dalam pengusahaan pertambangan; (iv) mengembangkan informasi

potensi dan wilayah cadangan; (v) meningkatkan kemampuan teknis dan managerial

187

aparat pemerintah daerah dalam melakukan pengelolaan perijinan dan inventarisasi

cadangan; (vi) menciptakan keamanan usaha dan berusaha dalam pengusahaan

pertambangan mineral dan batubara; (vii) mengembangkan industri pengolahan dan

pemurnian (smelter) untuk mengubah bahan-bahan mentah mineral logan dan non

logam menjadi bahan setengah jadi atau bahkan menjadi bahan yang final.

Terkait dengan hilirisasi sektor pertambangan Pemerintah melalui Kementerian

Energi dan Sumber Daya Mineral (KESDM) Kementerian Perindustrian, dan

Kementerian Keuangan dituntut menyusun peraturan atau kebijakan komprehensif

dengan maksud untuk:

Pengendalian ekspor dan tata caranya yang lebih adaptif.

Mengidentifikasi permasalahan yang dihadapi perusahaan, tentang alasan

keberatan menjalankan hilirisasi.

Mengorganisasikan permasalahan dan pencarian solusi atau jalan keluar masalah

sesuai dengan tugas kementerian dan lembaga.

Mensinkronkan usulan solusi agar tidak bertabrakan satu dengan lainnya.

4.2.3.2 Dampak Pembatasan Ekspor Pajak

Jika peran suatu negara dalam produksi suatu komoditi di dunia kecil, maka

kebijakan hambatan ekspor oleh negara tersebut tidak akan mempengaruhi harga

komoditi tersebut di dunia sebagaimana diperlihatkan pada gambar berikut.

Sumber: Suranovic (2012)

Gambar 46 Dampak Pajak Ekspor Bagi Negara Pengekspor - Kasus Negara Kecil

Sebelum diberlakukannya pajak ekspor, harga dunia adalah Pw, di atas harga

188

ekuilibrium domestik. Jika diberlakukan perdagangan bebas dan produk domestik

diekspor, maka harga domestik akan naik mengikuti harga dunia. Konsumen domestik

harus menghadapi harga dunia. Jika dalam suatu produk peran Indonesia dapat dianggap

kecil, maka penerapan pajak ekspor tidak akan mempengaruhi harga dunia Pw. Pajak

ekspor hanya akan menekan harga domestik ke Pd sebesar pajak ekspor (p = p* - t).

Perubahan ini mengurangi surplus produsen -a-b-c-d, menambah surplus konsumen

sebesar +a, dan memberikan pemasukan pemerintah sebesar +c. Secara agregat,

keseluruhan negara menanggung kerugian sebesar -b-d.

Selain berbentuk pajak ekspor, hambatan juga dapat berbentuk kuota ekspor.

Perbedaan utama adalah hambatan ekspor dalam bentuk pembatasan jumlah ekspor.

Pembatasan ekspor ini dapat menyebabkan perbedaan harga dunia dan domestik yang

setara dengan hambatan tarif. Perbedaan kedua adalah tidak adanya lagi penerimaan

pemerintah dari tarif (sekarang menjadi rente kuota). Distribusi rente kuota tergantung

dari bagaimana pemerintah mengatur kuota. Jika pemerintah melelang hak kuota impor

dengan harga maksimal, maka pemerintah menerima kuota rente ekivalen wilayah c.

Jika pemerintah memberikan hak kuota secara cuma-cuma maka rente kuota dinikmati

pihak yang menerima hak kuota.

Jika peran suatu negara dalam produksi suatu komoditi di dunia besar, maka

kebijakan hambatan ekspor oleh negara tersebut dapat mempengaruhi harga komoditi

tersebut di dunia. Analisis grafis untuk kasus penetapan pajak ekspor negara besar

adalah sebagai berikut.

Sumber: Suranovic (2012)

189

Gambar 47 Dampak Pajak Ekspor Bagi Negara Pengekspor – Kasus Negara Besar

Sebelum diberlakukannya pajak ekspor, harga dunia adalah Pft, di atas harga

ekuilibrium domestik. Jika diberlakukan perdagangan bebas dan produk domestik

diekspor, maka harga domestik akan naik mengikuti harga dunia. Konsumen domestik

harus menghadapi harga dunia. Jika dalam suatu produk peran Indonesia dapat dianggap

besar, maka penerapan pajak ekspor akan mempengaruhi harga dunia. Pajak ekspor

akan mengurangi ekspor sehingga akan menurunkan harga domestik ke Pex. Di sisi lain

pajak ekspor akan mengurangi pasokan ke pasar dunia sehingga menaikkan harga dunia

ke Pim. Perubahan ini mengurangi surplus produsen -e-f-g-h menambah surplus

konsumen sebesar +e, dan memberikan pemasukan pemerintah sebesar +g+c. Secara

agregat, perubahan kemakmuran Negara adalah keseluruhan negara menanggung

kerugian sebesar +c-f-h.

Tabel 57 Ringkasan Dampak Pajak Ekspor Bagi Negara Pengekspor - Kasus

Exporting Country

Consumer Surplus +e

Producer Surplus -(e+f+g+h)

Govt. Revenue +(c+g)

National Welfire +c-(f+h)

Sumber: Suranovic, 2012

Karena secara nasional terdapat elemen dampak negatif dan positif, dampak

bersih dapat menjadi positif ataupun negatif. Secara umum, dampak bersih bisa terjadi

jika bagi negara besar. Tingkat tarif yang memaksimumkan +c-f-h disebut dengan

tingkat tarif optimum. Tarif ekspor optimum lebih rendah dari tingkat tarif yang

menghalangi ekspor.

Hambatan ekspor dapat pula berbentuk kuota ekspor. Analisis kemakmuran

pada kuota mirip dengan pajak ekspor. Perbedaan utama adalah hambatan dalam bentuk

pembatasan jumlah ekspor. Pembatasan ekspor ini dapat menyebabkan perbedaan harga

dunia dan domestik yang setara dengan hambatan tarif. Perbedaan kedua adalah tidak

adanya lagi penerimaan pemerintah dari tarif (sekarang menjadi rente kuota). Distribusi

rente kuota tergantung dari bagaimana pemerintah mengatur kuota. Jika pemerintah

190

melelang hak kuota impor dengan harga maksimal, maka pemerintah menerima kuota

rente ekivalen wilayah c. Jika pemerintah memberikan hak kuota secara cuma-cuma

maka rente kuota dinikmati pihak yang menerima hak kuota. Menggunakan analisis

komparatif-statis secara umum dapat disimpulkan bahwa hambatan ekspor akan

merugikan bagi negara kecil. Kerugian dari hambatan kuota lebih besar dibandingkan

hambatan tarif ekivalen. Meskipun demikian, untuk negara besar hambatan ekspor dapat

memberikan keuntungan jika diterapkan tingkat tarif yang optimum atau kuota ekivalen.

4.2.3.3 Komoditas Unggulan Indonesia

Tembaga

Di Indonesia, satu-satunya smelter tembaga adalah PT Smelting Gresik yang

berlokasi di Gresik. PT Smelting menjual asam sulfat sebanyak 700.000 ton/tahun ke

PT.Petrokimia Gresik. Terak tembaga dan gypsum yang berguna untuk bahan baku

semen dijual ke PT.Semen Gresik masing masing sebesar 530.000 ton/tahun dan 20.000

ton /tahun. Lumpur anoda yang mengandung logam logam mulia seperti emas, perak,

dan logam-logam yang termasuk dalam PGM (Platinum Group Metal) seperti platinum,

palladium, rodium, iridium, osmium, dan ruthenium.

Salah satu industri berbasis tembaga yang lebih hilir adalah industri yang

memproduksi kabel. Permintaan kabel menunjukkan kecenderungan yang makin tinggi,

seiring dengan perkembangan ekonomi Indonesia. Tabel 58 menunjukkan lima

perusahaan kabel dengan kenaikan produksi selama periode 2009-2011. Kenaikan

permintaan kabel domestik yang mendorong kenaikan produksi di antaranya berasal

dari program pemerintah dalam proyek percepatan pembangunan penambahan daya

listrik tahap II dengan pembangunan power plant sebesar 10.000 megawat yang akan

dimulai tahun 2012 dan berkembangnya perumahan dan kantor.

Tabel 58 Produksi Tahunan Perusahaan Kabel yang Telah Go Public

No. Nama Perusahaan Produksi dalam Beberapa Tahun

2009 2010 2011

1 PT SUCACO Tbk 1.510.071 2.198.396 3.363.728

2 PT VOKSEL ELEKTRIK Tbk 1.729.113 1.309.570 2.014.604

3 PT KMI WIRE & CABLE Tbk 822.273 1.228.092 1.841.939

4 PT JEMBO CABLE INDONESIA Tbk 301.331 542.618 864.754

5 PT KABELINDO MURNI Tbk 762.976 830.723 1.267.418

191

Sumber: Presentasi APKABEL (Asosiasi Pengusaha Kabel) pada seri FGD Minerba, 14 Agustus 2012

(Sumber: Kementerian ESDM, 2012)

Gambar 48 Sumber daya, Cadangan, Produksi, Smelter, dan Rencana Pembangunan

Smelter Tembaga di Indonesia

Menurut APKABEL, faktor penyebab tingginya permintaan kabel yaitu

kebutuhan energi listrik memerlukan media transmisi kabel; proyek pemerintah

membangun power plant 10.000 MW (I & II); rasio elektrifikasi Indonesia masih 73

persen; peningkatan produksi dan penjualan pabrikan kabel; dan peningkatan jumlah

pabrik kabel baru. Pembangunan infrastruktur, baik dari pemerintah dan swasta melalui

MP3EI, diyakini dapat mendorong permintaan kabel dalam negeri. Pembangunan

MP3EI dan proyek 10.000 MW akan mendorong pertumbuhan permintaan kabel dalam

jangka panjang.

Menurut Kementerian ESDM, jumlah sumber daya tembaga Indonesia mencapai

4,9 milyar ton, sedangkan cadangannya mencapai 4,1 milyar ton. Produksi konsentrat

tembaga Indonesia pada tahun 2010 mencapai 3,4 juta ton. Saat ini satu-satunya

perusahaan smelter tembaga di Indonesia adalah PT. Smelting Gresik dengan kapasitas

konsentrat tembaga yang diolah sebesar satu juta ton. Konsentrat tembaga tersebut akan

diolah menjadi tembaga katoda dengan produksi per tahun berkisar antara 270 ribu ton

sampai 300 ribu ton. Konsentrat tembaga yang diolah di PT. Smelting Gresik tersebut

sebagian besar berasal dari PT.Freeport Indonesia dan sebagian kecil berasal dari

PT.Newmont Nusa Tenggara. Dari hasil pengolahan konsentrat tembaga menjadi

tembaga katoda, sekitar 60 persen dijual di dalam negeri, sedangkan 40 persen sisanya

diekspor ke pasar Asia Tenggara.

192

Sesuai dengan amanat UU No.4 tahun 2009 untuk mengolah bijih tembaga

menjadi tembaga katoda, maka dalam beberapa tahun ke depan akan ada rencana

pembangunan smelter yaitu Nusantara Smelting pada tahun 2014 dengan kapasitas

pengolahan konsentrat tembaga sebesar 800 ribu ton, Global Investindo pada tahun 2015

dengan kapasitas pengolahan konsentrat tembaga sebesar 1,2 juta ton, dan Indosmelt

tahun 2014 dengan rencana kapasitas pengolahan sebesar 400 ribu ton.

Berkaitan dengan rencana hilirisasi mineral di Indonesia yang diatur dalam UU

No. 4 Tahun 2009 tentang Mineral dan Batubara (Minerba) serta Permen ESDM No. 11

Tahun 2012 mendapatkan berbagai tantangan yang harus dapat dipecahkan. Sebagian

pihak menilai pemberlakuan Permen ESDM ini merupakan jalan bagi industrialisasi dan

hilirisasi, namun tidak sedikit yang menentang regulasi ini. Beberapa pendapat yang

menolak mengatakan bahwa saat ini Indonesia belum layak untuk melaksanakan

pembangunan smelter. Alasan yang mendukung pendapat tersebut antara lain; pemerintah

harus melihat pasar dan permintaan atas semua jenis mineral, baik di dalam maupun luar

negeri. Selain itu, persoalan teknis seperti tersedianya pasokan listrik dan kondisi sosial

ekonomi di daerah menjadi persoalan tersendiri dalam pembangunan smelter di Indonesia

contohnya permasalahan CSR serta tuntutan pemerintah lokal yang berlebihan.

Infrastruktur yang kurang memadai di daerah juga mengakibatkan kendala transportasi.

Sebagai contoh yang terjadi di beberapa daerah, jalan yang biasanya digunakan untuk

mengangkut aktivitas pertambangan banyak yang rusak dan tidak bisa dilewati oleh

kendaraan pengangkut pertambangan. Selain itu juga pembangunan pabrik peleburan dan

pemurnian tembaga dikatakan tidak layak di Indonesia mengingat pasar konsentrat

tembaga internasional sangat sulit untuk pabrik peleburan tembaga.

Selain itu, permintaan katoda tembaga di dalam negeri lebih sedikit dari kapasitas

produksi. Pembangunan smelter tembaga juga memerlukan investasi yang tinggi dan

return on investment yang tinggi sehingga dinilai tidak layak secara finansial. Tantangan

lainnya dalam penerapan hilirisasi mineral adalah minimnya inovasi dan teknologi di

dalam negeri. Peranan teknologi dipakai untuk menurunkan biaya produksi dan teknologi

dapat meningkatkan nilai atas cadangan mineral yang dimiliki perusahaan. Pemerintah

dapat memberi ruang dalam pengembangan teknologi di dalam APBN untuk memajukan

teknologi pertambangan di Indonesia. Kalangan pengusaha pertambangan tembaga

berpendapat bahwa tantangan untuk mengembangkan smelter tembaga di Indonesia

dipengaruhi oleh biaya, kandungan asam sulfat residu proses, dan TC/RC (Treatment

193

Cost/Refining Cost). Selain working capital yang besar, biaya operasi dan biaya modal

untuk smelter tembaga terus mengalami kenaikan sedangkan capital cost juga sangat

tinggi. Kandungan asam sulfat juga menyebabkan penambahan biaya karena diperlukan

proses untuk membuangnya, di lain pihak, pasar masih belum pasti. Berdasarkan

informasi yang diperoleh dari para produsen smelting tembaga diketahui bahwa TC/RC

smelter tembaga yang rendah dan sangat kompetitif mengakibatkan tidak menariknya

investasi di bidang ini, terutama secara finansial.

Dengan demikian, dapat disimpulkan bahwa kondisi saat ini menunjukkan bahwa

pembangunan smelter tembaga tidak menguntungkan dalam jangka panjang dan akan

membutuhkan subsidi yang besar. Pemerintah perlu memberikan kemudahan izin dalam

pembangunan smelter dan memperbaiki upah tenaga kerja sektor industri ini. Selain itu,

seiring dengan kemajuan pembangunan smelter, upaya peningkatan kualitas lingkungan

juga perlu didorong contohnya melalui menutup beberapa smelter yang sudah berusia tua

dan menggantinya dengan smelter baru yang lebih efisien. Ekspor konsentrat tembaga

Indonesia (SITC2831) berfluktuasi, dimana pada tahun 2008 mencapai 1,6 juta ton,

kemudian naik secara signifikan pada tahun 2009 dan 2010 menjadi 2,3 juta ton dan 2,6

juta ton, namun turun menjadi 1,4 juta ton pada tahun 2011. Detail mengenai fluktuasi

ekspor konsentrat dapat dilihat pada Tabel 59.

Tabel 59 Volume Ekspor Produk Tembaga

Tahun Ekspor Tembaga dengan Kode SITC (Ton)

2831 2832 6821 6823 6824 6825 6826 6827

2000 2.580.180 16.449 340.612 11.605 2.509 508 51 3.668

2001 2.510.981 818 269.691 6.239 17.585 990 247 2.653

2002 5.751.392 773 298.613 15.908 36.751 1.445 903 9.167

2003 2.381.436 294 213.677 14.677 94.481 480 414 2.399

2004 1.807.678 219 90.391 24.845 103.465 841 2.677 2.664

2005 2.382.851 21 283.766 32.483 105.202 1.241 1.081 1.935

2006 2.330.741 5 113.635 23.390 94.211 4.040 254 1.366

2007 1.726.595 97 175.592 5.613 90.441 853 433 911

2008 1.626.957 7 144.721 5.615 86.346 626 647 763

2009 2.330.261 - 205.025 6.976 74.693 1.279 211 512

2010 2.642.087 - 162.482 7.005 99.190 1.670 389 529

2011 1.471.420 - 131.987 11.545 96.504 1.419 368 750

Sumber: Statistik Perdagangan Luar Negeri, BPS, 2000-2011, diolah.

194

Besarnya nilai ekspor produk tembaga tentunya juga dipengaruhi oleh harga

tembaga. Besarnya nilai ekspor konsentrat tembaga pada tahun 2008 sebesar 3,3 milyar

USD, kemudian naik menjadi 5,1 milyar USD dan 6,8 milyar USD pada tahun 2009 dan

2010, kemudian turun menjadi 4,7 milyar USD pada tahun 2011. Nilai ekspor dari

tembaga katoda mengalami kenaikan secara konsisten sejak tahun 2008 sebesar 1,2 juta

USD, kemudian pada tahun 2011 menjadi 2,5 juta USD. Demikian juga dengan produk

kabel tembaga yang terus mengalami kenaikan. Total ekspor produk tembaga tahun

2009 sebesar 7,3 milyar USD, kemudian naik menjadi 9,9 milyar USD pada tahun 2010,

dan kemudian turun menjadi 8,2 milyar USD pada tahun 2011. Detail mengenai

fluktuasi nilai ekspor produk tembaga dan turunannya dapat dilihat padaTabel 60.

Tabel 60 Nilai Ekspor Produk Tembaga

Tahun Kode Sesuai Ekspor SITC (Ribu USD)

2831 2832 6821 6823 6824 6825 6826 16827 Total

2000 1.620.980 631 329.229 12.676 5.316 1,79 139 19,866 1.980.627

2001 1.704.280 1.307 347.727 10.642 31.329 2.674 364 7.264 2.105.586

2002 3.510.970 4.053 792.57 25.447 64,52 3.975 1.478 18.034 4.421.047

2003 1.854.722 8.069 423.176 24.447 173.587 3.115 902 5.542 2.493.559

2004 1.802.388 1,28 376.66 58,71 302,6 2.091 5.558 8.819 2.558.106

2005 3.310.967 29 676.312 96.876 397.197 2.946 2.506 7.631 4.494.466

2006 4.646.069 8 93.8605 141.034 634.443 8,85 1.379 7.837 6.378.225

2007 4.212.653 288 1.769.224 38.487 679.044 2.248 36.549 5.79 6.744.283

2008 3.344.574 79 1.259.073 39.768 664.136 2.928 65,97 7.098 5.583.626

2009 5.101.280 - 1.779.877 34,87 415.728 4.493 21,26 4.149 7.361.657

2010 6.882.171 - 2.263.377 49.139 754.796 5.011 27,12 5.493 9.987.106

2011 4.700.354 - 2.544.364 95.631 889.559 6.317 43.223 7.509 8.286.957


Impor produk tembaga katoda, produk tembaga dalam bentuk batang, produk

kabel tembaga, produk tembaga dalam bentuk foil mengalami kenaikan yang signifikan.

Hal itu menunjukkan makin berkembangnya sektor hilir dengan kebutuhan akan produk

tembaga yang makin naik. Hal itu juga memberikan tanda bahwa sektor hilir tembaga

sudah mulai membaik. Penyerapan dan perkembangan industri kabel, otomotif, dan

beberapa industri lain terhadap produk tembaga dan turunannya sangat

menggembirakan. Oleh karena itu dukungan akan UU No 4 Tahun 2009 tentang

195

pengolahan mineral menjadi penting untuk dilakukan, terutama untuk menjamin

pasokan pengolahan di sektor hilir. Apabila kebutuhan impor tersebut dapat dipenuhi

melalui pembangunan smelter tembaga di Indonesia, maka akan makin memperkuat

industri logam dasar Indonesia, sehingga maksud dari UU No 4 Tahun 2009 dapat

tercapai.

Tabel 61 Volume Impor Produk Tembaga

Tahun I m p o r T e m b a g a S e s u a i K o d e S I T C ( T o n )

2831 2831 6821 6823 6824 6825 6826 6827

2000 193,4 151,4 35,728,6 2.686,4 9.587,5 4.817 3.770,3 3.741,7

2001 10.209,2 65,3 60.229,8 2.367,4 7.306,1 4.656,5 2.598,6 4.018,2

2002 321,4 583,2 106.084,8 6.825,1 16.017,0 8.198,8 6.827,3 8 .240,0

2003 42,2 431,8 18.624,5 3.208,5 9.351,5 5 . 0 0 5 , 4 3.693,5 5.522,6

2004 0,4 11,6 17.386,2 4.139,8 9.726,3 6.212,5 3.605,2 5.713,3

2005 47.805,2 10,5 22.530,6 5.380,3 11.788,7 10.153,4 8.302,6 5.504,5

2006 25.001,5, 47,7 19.184,8 4.573,5 6.204,8 4.828,0 3.197,6 5.201,3

2007 29,8 2,2 9.937,6 6.999,5 10.559,4 6.950,4 2.362,3 5.994,8

2008 79,1 120,9 91.091,7 7.343,2 19.590,9 14.425,1 13.297,2 10.552,6

2009 10.042,2 156,4 107.442,7 6.842,4 13.812,6 9.017,1 7.870,1 7.434,7

2010 164,9 23,5 104.216,8 6.759,5 15.747,5 18.991,3 9.490,5 9.824,8

2011 32.953,7 281,1 75.903,5 9.259,4 13.513,3 32.293,0 9.844,8 12.527,9


Perbandingan nilai ekspor dan impor produk tembaga dan turunannya pada

Gambar 49 menunjukkan bahwa Indonesia adalah net eksportir produk tembaga dan

turunannya. Dalam kurun waktu 2001-2011, nilai ekspor jauh lebih tinggi dibandingkan

nilai impor memberikan surplus neraca perdagangan produk tembaga dan turunannya.

196

Gambar 49 Nilai Total Ekspor dan Impor Produk Tembaga dan Turunannya (Ribu USD)

(Sumber: Statistik Perdagangan Luar Negeri, BPS, 2000-2011, diolah)

Tabel 62 Nilai Neraca Perdagangan Produk Tembaga Indonesia

Tahun Neraca Perdagangan Tembaga Sesuai Kode SITC (Juta USD)

2831 2832 6821 6823 6824 6825 6826 16827 Total

2000 1.620,980 0,5 263,2 7,3 (14,0) (9,1) (14,9) (1,3) 1.852,5

2001 1.704,280 1,2 273,3 6,5 17,7 (7,7) (9,4) (6,0) 1.972,0

2002 3.510,970 2,9 690,4 13,5 35,3 (17,0) (18,2) (6,1) 4.211,7

2003 1.854,722 7,1 394,5 19,6 158,0 (9,4) (8,3) (8,7) 2.407,4

2004 1.802,388 1,3 338,2 50,1 282,1 (18,5) (5,3) (11,3) 2.439,0

2005 3.310,967 (0,0) 619,9 85,8 371,2 (20,9) (7,7) (12,1) 4.301,1

2006 4.646,069 (0,0) 820,9 120,0 604,0 (18,9) (18,7) (16,9) 6.105,2

2007 4.212,653 0,3 1.700,7 (0,3) 617,9 (31,1) 20,3 (25,9) 6.494,5

2008 3.344,574 (1,0) 732,7 (2,7) 529,0 (95,5) (3,5) (55,6) 4.447,9

2009 5.101,280 (3,3) 1.504,6 2,0 353,6 (31,1) (7,5) (35,7) 6.839,1

2010 6.882,171 (0,2) 1.671,2 10,6 649,0 (132,0) (29,1) (64,4) 8.986,6

2011 4.700,354 (3,3) 1.857,8 38,8 788,3 (151,1) (32,6) (85,6) 7.008,6


Jepang merupakan negara tujuan utama ekspor tembaga dan produk turunannya

serta negara asal impor tembaga dan produk turunannya. Selain Jepang, Cina termasuk

dalam lima besar negara tujuan ekspor dan asal impor tembaga dan produk turunannya.

197

Tabel 62 menunjukkan bahwa defisit nilai perdagangan produk tembaga secara

berkesinambungan, terjadi sejak tahun 2001 sampai tahun 2011 pada SITC 682.5, SITC

682.6, dan SITC 682.7. Defisit nilai neraca perdagangan produk tembaga di hulu yaitu

SITC 283.2 terjadi mulai tahun 2005 hingga tahun 2011. Terkait dengan hilirisasi

pertambangan, maka pengembangan industrinya dapat diarahkan ke pengembangan

industri tembaga hulu untuk SITC 283.2 dan pengembangan industri tembaga hilir

untuk SITC 682.5, SITC 682.6 dan SITC 682.7. Tabel 63 secara konsisten

menunjukkan volume neraca perdagangan defisit dimana volume impor lebih tinggi

daripada ekspor untuk tiga produk hilir dan satu produk hulu tersebut.

Tabel 63 Volume Neraca Perdagangan Produk Tembaga Indonesia

Tahun Ekspor Tembaga dengan Kode SITC (Ton)

2831 2832 6821 6823 6824 6825 6826 6827

2000 2.580.180 16.3 304.9 8.9 (7.1) (4.3) (3.7) (0.1)

2001 2.510.981 0.8 209.5 3.9 10.3 (3.7) (2.4) (1.4)

2002 5.751.392 0.2 192.5 9.1 20.7 (6.8) (5.9) 0.9

2003 2.381.436 (0.1) 195.1 11.5 85.1 (4.5) (3.3) (3.1)

2004 1.807.678 0.2 73.0 20.7 93.7 (5.4) (0.9) (3.0)

2005 2.382.851 0.0 261.2 27.1 93.4 (8.9) (7.2) (3.6)

2006 2.330.741 (0.0) 94.5 18.8 88.0 (0.8) (2.9) (3.8)

2007 1.726.595 0.1 165.7 (1.4) 79.9 (6.1) (1.9) (5.1)

2008 1.626.957 (0.1) 53.2 (1.7) 66.8 (13.8) (12.7) (9.8)

2009 2.330.261 (0.2) 97.6 0.1 60.9 (7.7) (7.7) (6.9)

2010 2.642.087 (0.0) 58.3 0.2 83.4 (17.3) (9.1) (9.3)

2011 1.471.420 (0.3) 56.1 2.3 88.0 (30.9) (9.5) (11.8)


Nikel

Menurut Kementerian ESDM, sumber daya bijih nikel Indonesia mencapai 2,6

milyar ton sedangkan cadangan bijih nikel mencapai 576 juta ton. Cara menghitung

antara data yang dikeluarkan oleh USGS dan yang dirilis Kementerian ESDM tentunya

berbeda, karena data USGS menghitung cadangan kandungan nikel (sudah dalam

bentuk produk akhir nikel) sedangkan Kementerian ESDM menghitung cadangan bijih

nikel nya (bijih nikel yang masih mentah, dan belum diolah dalam smelter). Proses

pengolahan bijih nikel menjadi produk akhir nikel menghasilkan rasio berkisar antara 1

198

sampai 4 persen, tergantung dari kualitas bijih nikelnya.

Jumlah bijih nikel Indonesia dari hasil penambangan pada tahun 2010 mencapai

26,3 juta ton. Saat ini terdapat dua perusahaan yang beroperasi yaitu FeNi PT Antam

dengan kapasitas pengolahan bijih nikel sebesar 2,95 juta ton, dan Ni in Matte PT INCO

dengan kapasitas pengolahan bijih nikel sebesar 6,08 juta ton bijih. Dalam beberapa

tahun ke depan akan ada rencana pembangunan smelter yaitu Weda Bay Nickel pada

tahun 2016 dengan total kapasitas pengolahan bijih nikel 6.000.000 ton, NPI PT Antam

pada tahun 2014 dengan kapasitas pengolahan bijih nikel 1,2 juta ton, dan PT. FeNI

Haltim (Group Antam) tahun 2014 dengan rencana pengolahan bijih nikel sebesar 2,95

juta ton. Detail mengenai jumlah sumber daya, besar cadangan, kapasitas pengolahan

yang sudah ada, dan rencana investasi pengolahan bijih nikel dapat dilihat pada Gambar

berikut.

(Sumber: Kementerian ESDM, 2012)

Gambar 50 Sumber Daya, Cadangan, Smelter dan Rencana Pengembangan Nikel

Indonesia

Tambang nikel tersebar di beberapa pulau di Indonesia antara lain Pulau

Sulawesi dan Pulau Halmahera. Cadangan nikel di Sulawesi ada di Sorowako,

Kabupaten Luwu Timur, Sulawesi Selatan; Kabupaten Morowali, Sulawesi Tengah;

Pomalaa, Kabupaten Kolaka, Sulawesi Tenggara; dan Kabupaten Konawe, Sulawesi

Tenggara. Di Pulau Halmahera, nikel terdapat di Weda, Kab. Halmahera Tengah,

Maluku Utara dan di Buli, Kab. Halmahera Timur, Maluku Utara. Di pulau-pulau

199

tersebut terdapat beberapa aktivitas pertambangan, terutama aktivitas tambang

tradisional yang langsung menjual bijih nikel untuk di ekspor ke Jepang, Cina,

maupun Korea. Perusahaan peleburan nikel di Indonesia saat ini adalah PT. Vale

Indonesia dan PT.Antam. Kedua perusahaan tersebut mengolah jenis nikel yang

berbeda dimana PT.Antam mengolah bijih nikel menjadi ferronickel sedangkan PT.

Vale Indonesia (dulunya PT. INCO) mengolah nikel menjadi nickel matte. PT.

Antam beroperasi dengan 3 unit smelter di Pomalaa sedangkan PT. Vale beroperasi

dengan 3 unit smelter di Kabupaten Luwu Timur, Soroako.

Saat ini di Indonesia, nikel dimanfaatkan sebagai bahan baku produksi

domestik maupun ekspor. Ekspor dilakukan baik dalam bentuk ore laterite maupun

nickel matte dan ferro nickel. Produksi ore latterite dan nickel matte Indonesia pada

2006-2009 ditunjukkan pada Gambar 51 Produksi laterite ore tumbuh rata-rata 13

persen per tahun sedangkan rata-rata pertumbuhan produksi nickel matte yaitu -3

persen per tahun.

Catatan: **) Merupakan hasil produksi smelter Soroako yang diekspor ke Jepang

dan mengandung 78 persen nikel.

(Sumber: Mineral Year Book, 2009)

Gambar 51 Produksi Ore Laterite dan Nickel Matte Indonesia, 2006-2009

Pada saat ini, pembangunan industri smelter nikel diharapkan akan

menambah kapasitas industri pengolahan nikel melalui pembangunan pengolahan

nikel. Pengolahan nikel yang menghasilkan ferro nickel pada saat ini di antaranya

yaitu oleh PT. Feni Haltim, PT. Weda Bay Nickel dan PT. Solway di Pulau

Halmahera.

200

Pembangunan smelter nikel masih terhambat oleh beberapa masalah

mencakup ketersediaan infrastruktur, perizinan, biaya investasi yang tinggi, fluktuasi

harga nikel dan insentif pajak dan tax holiday. Hingga saat ini,ketersediaan energi

dan fasilitas pendukung infrastruktur seperti port, jetty, access road (for green field

project) masih kurang sedangkan biaya investasi tinggi. Kurangnya kepastian hukum

dan masalah perizinan di daerah seperti, izin kehutanan, izin lingkungan, izin B3 dan

persetujuan AMDAL, tumpang tindih IUP, maupun pembebasan lahan, juga

menyebabkan disinsentif pembangunan smelter nikel di Indonesia. Hambatan

lainnya mengenai pembangunan smelter adalah kesiapan pasokan listrik untuk

smelter yang biasa nya tidak tersedia di lokasi di dekat ketersediaan raw material,

sehingga smelter tersebut harus membangun pembangkit listrik sendiri yang

tentunya akan menambah biaya investasi.

(Sumber: Statistik Perdagangan Luar Negeri, BPS, 2000-2011, diolah.)

Gambar 52 Volume Ekspor Total Bijih Nikel (Ton)

Indonesia merupakan eksportir bijih nikel yang besar dengan kenaikan per tahun

yang tinggi. Ekspor bijih nikel (kode SITC 2841) pada Gambar 52 menunjukkan

kenaikan yang sangat signifikan dimana pada tahun 2009 mencapai 10,4 juta ton,

kemudian pada tahun 2010 mengalami kenaikan menjadi 17,5 juta ton, dan pada tahun

2011 mengalami lonjakan yang fantastis menjadi sebesar 40,7 juta ton. Lonjakan

tersebut diduga terkait dengan UU No. 4 Tahun 2009 yang akan diterapkan untuk

mengendalikan/melarang ekspor mineral dalam bentuk mentah. Eskalasi kenaikan

ekspor bijih nikel yang semakin tinggi mendorong diterbitkannya Permen ESDM No.

201

11 Tahun 2012 sebagai aturan untuk membatasi ekspor mineral dalam bentuk mentah.

Indonesia juga mengekspor nikel dalam bentuk olahan yang berasal dari smelter

(kode SITC 2842) yang besarnya berfluktuasi seperti yang ditampilkan dalam Tabel 64.

Apabila membandingkan produk ekspor dan impor Indonesia, maka terlihat bahwa

impor produk nikel masih relatif kecil dibandingkan dengan produk yang diekspor. Hal

itu menunjukkan masih rendahnya penyerapan di sektor hilir.

Tabel 64 Volume Ekspor dan Impor Nikel Berdasarkan Kode SITC, 2001-2011

Tahun Ekspor SITC (Ton) Impor Kode SITC (Ton)

2841 2842 6831 6832 2841 2842 6831 6832

2000 1.444.435,8 47.986,8 14,1 96,5 3,3 130,5 491,8 398,1

2001 2.244.911,8 33.093,7 9,3 2.987,5 16,3 154,0 397,3 749,5

2002 5.280.410,2 309,0 33,7 468,5 2,1 524,7 730,5 2.538,0

2003 2.525.651,7 31.373,8 115,2 378,4 10,1 96,7 408,7 707,0

2004 3.259.007,7 104.012,8 73,9 290,4 6,6 0,6 472,2 1.491,0

2005 3.703.514,7 103.881,9 36,3 394,8 0,3 0,9 835,1 1.533,2

2006 4.394.124,7 92.266,5 40,0 5.978,7 4,0 0,1 450,1 911,3

2007 9.026.849,7 117.828,7 123,7 611,7 0,0 0,0 568,3 577,5

2008 10.437.100,0 97.335,6 12,8 7.309,0 25,2 493,7 877,3 1.281,6

2009 10.437.100,0 68.485,3 - 324,6 0,4 2,9 511,0 929,9

2010 17.566.000,0 111.553,9 0,5 113,1 0,1 1,0 546,6 888,6

2011 40.792.200,0 82.216,9 0,1 95,4 1,8 - 562,8 1.221,3


Ditinjau dari nilainya, ekspor nikel mengalami kenaikan yang tinggi baik dalam

bentuk bijih nikel maupun produk olahan smelter. Apabila membandingkan produk

ekspor dan impor Indonesia, maka terlihat bahwa neraca perdagangan nikel surplus dan

terus mengalami kenaikan. Surplus tersebut tentunya akan terus bertambah apabila

Indonesia berhasil dalam melakukan hilirisasi dengan menambah dan membangun

smelter nikel.

Tabel 65 Nilai Ekspor dan Impor Nikel, 2000-2011

Tahun Ekspor Kode SITC (Ribu USD) Impor Kode SITC (Ribu USD)

2841 2842 6831 6832 2841 2842 6831 6832

2000 42.191,2 265.964,3 103,7 115,7 13,0 550,8 3.824,1 2.922,4

202

Tahun Ekspor Kode SITC (Ribu USD) Impor Kode SITC (Ribu USD)

2841 2842 6831 6832 2841 2842 6831 6832

2001 55.467,0 156.235,1 186,5 3.135,1 80,4 395,9 1.729,9 3.554,2

2002 101.529,2 325,5 95,5 3.019,2 39,7 155,6 2.565,8 15.169,9

2003 59.515,6 190.048,0 149,9 704,8 21,9 155,2 2.489,4 3.356,0

2004 108.441,1 722.922,4 386,6 1.204,6 37,8 7,3 4.928,8 5.897,6

2005 139.975,0 925.452,5 4,9 795,4 17,9 2,7 6.904,9 8.560,0

2006 217.431,4 1.224.747,6 80,6 39.841,2 4,3 2,1 4.686,2 9.069,8

2007 608.403,9 2.346.862,3 316,4 6.404,5 0,1 0,1 12.362,4 8.074,4

2008 524.259,5 1.380.069,3 15,5 48.565,7 41,2 1.538,4 9.806,7 15.491,3

2009 277.569,2 580.912,9 - 317,5 1,3 9,2 5.336,8 13.033,6

2010 532.446,1 1.429.629,0 1,9 290,5 2,0 45,4 8.016,3 14.655,8

2011 1.428.040,1 1.209.936,8 3,4 73,8 14,2 - 10.095,2 23.733,8


Apabila kita ingin melihat neraca perdagangan dengan data yang lebih rinci,

dengan data dari UNComtrade maka akan terlihat surplus ataupun defisitnya dari tiap-

tiap produk yang ada di HS. Kelompok produk nikel dan turunannya dimana nilai

neraca perdagangannya tidak selalu surplus atau defisit dalam 2001-2011. Di antara

delapan kelompok produk, nickel waste and scrap HS7503 yang hanya terdiri dari satu

produk, hanya defisit pada tahun 2001 menunjukkan surplus pada tahun-tahun

berikutnya dengan nilai surplus cenderung naik. Kelompok produk lainnya dengan

neraca perdagangan yang defisit menunjukkan bahwa defisit terjadi pada awal atau

akhir tahun 2000-an.

Tabel 66 Neraca Perdagangan Kelompok Produk Nikel (Juta USD)

Kode Produk 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

HS 7503 Nickel waste and

scrap (0,1) 0,1 0,1 0,2 0,3 1,1 1,2 0,2 2,5 5,8 5,6

HS 7504 Nickel powders and

flakes (0,1) (0,2) (0,0) (0,4) (0,5) (1,1) (1,3) (1,7) (0,6) (0,8) (0,7)

HS 7505 Nickel bars, rods,

profiles and wire 1,1 (5,7) (1,5) (3,2) (3,1) 35,1 (4,2) (7,1) (4,2) (5,2) (9,0)

HS 7506 Nickel plates, sheets,

strip and foil (0,6) (1,2) (1,0) (1,7) (1,9) (0,5) 0,5 42,8 (6,0) (6,9) (10,6)

HS 7507 Nickel tubes, pipes (0,8) 1,1 (0,2) 0,6 (2,2) (2,8) 3,3 (0,8) (1,9) (1,5) 3,4)

203

Kode Produk 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

and tube or pipe

fiftings

HS 7508 Articles of nickel nes (3,6) (2,8) 0,3 (4,0) (3,4) (2,4) (4,5) (4,3) (6,2) (7,3) (8,9)

Sumber : UNComtrade, diolah, 2011

Pada kelompok produk nikel dengan nilai neraca perdagangan yang lebih sering

defisit dibandingkan surplus, nilai defisit tersebut relatif berfluktuasi. Contohnya adalah

nickel powders and flakes HS7504 dimana defisit naik atau turun pada rentang satu juta

USD.

Sejak tahun 2007, Indonesia mengekspor nickel mattes (HS750110) hanya ke

Jepang. Pada tahun 2007, Indonesia pernah mengekspor produk ini ke Republik Korea,

Taiwan, Belanda, dan Swiss dengan jumlah ekspor 21 persen dari total volume ekspor

(117.829 ton). Volume ekspor total Indonesia ke Jepang pada tahun berikutnya naik

menjadi 97.336 ton namun turun menjadi 82.217 ton pada tahun 2011. Pada kurun

waktu 2007-2011, rata-rata volume ekspor nickel mattes adalah sebesar 90.365,4 ton

dengan rata-rata pertumbuhan ekspor sebesar 2 persen setiap tahun. Sebaliknya,

Indonesia mengimpor cukup banyak produk turunan nikel di mana kelompok produk

turunan nikel dengan defisit neraca perdagangan terbesar adalah dari HS7502 dan

HS7506 pada tahun 2011 seperti pada tabel berikut.

Tabel 67 Neraca Asal Impor Beberapa Kelompok Produk Nikel

Tujuan

Ekspor

Rerata

2001-

2005

Rerata

2006-

2010

2011 Asal Impor

Rerata

2001-

2005

Rerata

2006-

2010

2011

Jepang 81% 81% 200% Kanada 20% 12% 48%

Finlandia 41% 42% 17%

Korea Selatan 6% 5% 10%

Singapura 2% 1% 7%

Hongkong 3% 3% 7%

Perancis 0% 0% 3%

Negara

yang

lainnya

19% 19% 0% Negara yang

lainnya 28% 37% 8%

Sumber: UNComtrade, diolah, 2011

204

4.2.3.4 Rencana Pengembangan Industri Manufaktur

Pada RPJMN 2010-2014 ditemui masalah bahwa dalam perencanaan terkait

dengan pengembangan industri logam belum dirumuskan strategi dan kebijakan yang

konkrit untuk pengembangan industri hilir setelah peleburan dan pemurnian nikel dan

tembaga. Pada pembahasan dalam bagian industri, rencana pengembangan industri

berbasis logam dasar secara umum masih belum terarah. Di tingkat perencanaan yang

lebih operasional, Peraturan Presiden No. 28 Tahun 2008 tentang tentang Kebijakan

Industri Nasional bahkan belum melihat pengembangan industri berbasis nikel dan

tembaga sebagai prioritas. Pada klaster Basis Industri Manufaktur, kelompok industri

logam dasar yang menjadi prioritas pengembangan adalah besi dan baja. Pada Perpres

ini memang terdapat rencana pengembangan industri hilir prioritas yang sangat

mungkin menggunakan bahan baku nikel dan tembaga, seperti industri permesinan,

kelompok industri alat angkut dan kelompok industri elektronika dan telematika.

Meskipun demikian, tanpa kaitan yang kuat dengan pengembangan nikel dan tembaga,

pemacuan industri-industri hilir ini mungkin akan mengandalkan pada impor logam

dasar selain besi dan baja yang telah menjadi prioritas. Uraian berikut tentang rencana

pengembangan industri manufaktur.

Industri Baja

Berdasarkan Klasifikasi Baku Lapangan Usaha Indonesia (KBLI) Industri Logam.

Dasar Besi dan Baja termasuk dalam kode 2710 yang terdiri dari:

27101 : Industri besi dan baja dasar (iron and steel making)

27102 : Industri penggilingan baja (steel rolling)

27103 : Industri pipa dan sambungan pipa dari baja dan besi

Berdasarkan aliran proses dan hubungan antara bahan baku dan produk, maka

struktur industri baja dapat ditunjukkan sebagai pohon industri baja seperti pada gambar

berikut.

205

(Sumber: Peraturan Presiden No.28 Tahun 2008)

Gambar 53 Pohon Industri Baja

Selanjutnya, struktur industri baja nasional tersebut dapat pula dibagi dalam

pengelompokan sebagaimana ditunjukkan dalam Tabel 68 berikut. Pengelompokan

tersebut diusulkan sebagai bentuk penyederhanaan dalam identifikasi kondisi masing-

masing tahapan proses.

Tabel 68 Pengelompokan Industri Baja Nasional

Industri Hulu Industri Antara 1 Industri Antara 2

Pertambangan Penyediaan Bahan Baku Pembuatan Baja Kasar Pembuatan Semi Finished Product

Bijih

Besi

Pemo

Nickel

Besi

Spons

Pig

Iron Scrap Ingot Slab Billet Bloom

HRC/P

/5

CRC/P/

5 Pelat Baja Wire Rod

Industri Hilir

Pembuatan Finished Flat Product Pembuatan Finished Long Product

BJLD Tin Plate Gaiva

Rizing

Profil

Las

Shearing/Si

tting

Baja

Batangan Profil Paku

Wire

Mesh

Besi

Beton

Kawat

Beton

Kawan

Khusus

Baja

Kawat

Mutu

Las

Baut PC

Wire

Sumber: Peraturan Presiden No. 28 Tahun 2008

206

1. Kelompok Industri Hulu

a. Pertambangan

Meskipun secara proses bukan dianggap sebagai bagian dari industri besi baja dan

merupakan industri pemasok dalam supply chain industri baja, namun keberadaannya

sangat strategis dalam menentukan daya saing industri baja suatu negara. Termasuk ke

dalam kelompok ini adalah pertambangan bijih besi, pasir besi, ferro nikel, batu bara

baik untuk bahan energi maupun bahan baku kokas, gas alam, mineral penunjang

seperti batu kapur dan dolomit.

b. Penyedia Bahan Baku

Kelompok ini juga sangat strategis dalam menentukan daya saing industri baja

suatu negara. Kelompok ini terdiri dua jalur proses pembuatan besi (iron making) serta

satu industri penyediaan scrap yang merupakan material besi bekas. Sebagaimana

dipahami secara umum dalam dunia perbajaan, bahwa terdapat dua jalur utama dalam

industri pembuatan besi.

Jalur pertama, yang mendominasi sebesar 70 persen dari produksi besi dunia,

adalah melalui teknologi blast furnace. Melalui proses ini bijih besi direduksi dengan

kokas batu bara dalam sebuah tanur tiup yang tinggi. Produk dari proses ini adalah besi

cair yang kemudian dapat diproses lebih lanjut dalam tahap steel making atau dapat

langsung dicetak sebagaimana dikenal sebagai pig iron.

Jalur lain yang merupakan alternatif industri pembuatan besi adalah jalur

pembuatan besi spons. Melalui jalur ini bijih besi dalam bentuk bulk atau pellet

direduksi dengan gas pereduksi (yang berasal dari gas alam atau batu bara).Produk dari

proses ini dapat berupa besi spons atau hot briquette iron (HBI), sebagai bahan baku

proses steel making selanjutnya. Jalur ini menguasai sekitar 25 dari produksi besi dunia.

Di samping dua jalur utama diatas terdapat pula beberapa teknologi penyedia bahan

baku industri baja yang jumlahnya relatif kecil seperti teknologi direct smelting, rotary

kiln, dan open heart.

2. Kelompok Industri Antara 1: Pembuatan Baja Kasar (Crude Steel)

Kelompok ini sering dijadikan ukuran produksi industri baja suatu negara. Melalui

proses yang tahap akhirnya mengubah baja cair menjadi baja padat ini dihasilkan bloom

dan billet sebagai bahan baku industri baja pengolahan long product, slab sebagai bahan

baku industri pengolahan flat product dan ingot sebagai bahan baku industri

207

pembentukan baja lainnya. Konsumsi per kapita industri baja suatu negara di-hitung

dari jumlah produksi baja kasar ini dibagi dengan jumlah penduduk negara tersebut

pada saat itu.

3. Kelompok Industri Antara 2: Pembuatan Baja Semi Finished Product

Kelompok ketiga ini adalah tahap yang memproses baja kasar menjadi produk semi

finished. Billet dan bloom merupakan bahan baku untuk pembuatan produk semi

finished wire rod dan green pipe. Selanjutnya wire rod akan menjadi bahan baku

berbagai industri pengolahan long finished product seperti paku, baut, mur, kawat las,

PC wire sedangkan green pipe akan menjadi bahan baku industri seamless pipe (OCTG

dan Line Pipe) bagi industri migas. Sementara, semi finished product di jalur flat

product adalah hot rolled coil (HRC), hot rolled plate (HRP) dan cold rolled coil

(CRC). HRC selain merupakan bahan baku terbesar dari industri pengolahan flat

product seperti untuk konstruksi, pipa las spiral dan otomotif. Sementara CRC

digunakan sebagai bahan baku industri peralatan rumah tangga, otomotif, dan pelapisan

seng. Pelat baja merupakan semi finished product yang digunakan sebagai bahan baku

industri pipa las longitudinal, profil dan perkapalan.

4. Kelompok Industri Hilir

a. Pembuatan baja finished flat product

Kelompok ini merupakan konsumen terbesar industri baja dunia. Berbagai industri

pemakai diantaranya industri konstruksi, otomotif, pipa, profil dan pelapisan. Sebagai

media antara bahan baku HRC dan CRC dengan kebutuhan industri pembuatan finished

product, maka dimasukkan pula dalam kelompok ini industri jasa pemotongan dan

pembentukan baja lembaran (shearing/slitting lines).

b. Pembuatan baja finished long product

Kelompok ini merupakan konsumen paling bervariasi dari industri baja. Berbagai

industri pemakai diantaranya industri pembuatan baja batangan, profil, baja konstruksi,

kawat, paku, mur/baut.

Berkenaan dengan sasaran pengembangan jangka menengah antara lain

mengembangkan industri pengolahan bahan baku besi baja berbasis sumber daya lokal,

mengoptimalkan kapasitas terpasang industri baja kasar (7,4 juta ton) dan

berkembangnya produk baja lembaran dan baja batangan untuk kebutuhan industri

208

perkapalan, pipa migas, konstruksi, otomotif, kemasan dan peralatan rumah tangga.

Adapun sasaran yang ingin dicapai dalam jangka panjang adalah tumbuhnya

industri peleburan baja terintegrasi yang menghasilkan baja khusus berbasis sumber

daya lokal. Sedangkan dalam kaitannya dengan strategi dan kebijakan, bahwa Visi dan

Arah Pengembangan Industri Baja Nasional adalah memiliki industri baja modern dan

efisien yang berstandar dunia yang memenuhi kebutuhan seluruh produk baja domestik

dengan pencapaian konsumsi per kapita dunia. Arah pengembangannya memiliki

industri baja yang mencapai daya saing global dalam aspek biaya, mutu, dan

kemampuan sumber daya manusia dan level teknologi. Setelah merumuskan gambaran

masa depan dan arah pengembangan industri baja nasional, maka langkah selanjutnya

adalah pembuatan peta arsitektur strategis sebagai cetak biru rumusan strategi berikut

skenarionya untuk mendukung tercapainya visi industri dalam waktu yang telah

ditentukan, yaitu 15 tahun. Gambar 54 menunjukkan hasil penyusunan peta arsitektur

strategis yang dibuat secara skematik sederhana. Simplifikasi peta arsitektur strategis

dipilih dan ditetapkan untuk memberi kemudahan dalam mendapatkan pengertian dan

ide-ide skenario yang diusulkan.

(Sumber: Pengembangan Klaster Industri Prioritas Basis Industri Manufaktur Tahun 2010 - 2014)

Gambar 54 Road Map Industri Baja

209

Peta arsitektur tersebut disusun sebagai berikut:

a. Bahwa sebagai hasil gambaran masa depan, dicita-citakan terciptanya industri baja

nasional pada tahun 2020 yang memiliki daya saing tinggi.

b. Indikasi daya saing tersebut dijabarkan dalam empat indikator pencapaian yaitu:

Kapasitas produksi

Teknologi, research & development, dan sumber daya manusia

Supporting

Pendanaan

c. Untuk mengusahakan jalur pencapaian dilakukan dengan 3 tahap implementasi

yang berjangka masing-masing lima tahun.

d. Dalam setiap tahap implementasi kemudian diusulkan berbagai action plan yang

menunjang dan mensukseskan setiap jalur pencapaian.

Tabel 69 Rencana Aksi Pengembangan Industri Baja Nasional

Tahap 1 (2006-2010) Tahap 2 (2011-2015) Tahap 3 (2016-2020)

Tahap Implementasi Integritas Industri Hulu dan Peningkatan

Kinerja Industri

Peningkatan Kegiatan dan

Pengembangan Produk Baru

Peningkatan Daya Saing Produksi

dan Pertumbuhan Berkelanjutan

Indeks Konsumsi 43 kg/kapita/tahun 56 kg/kapita/tahun 70 kg/kapita/tahun

Indikator

Kapasitan Produksi Menyeimbangkan Industri

Memperbaiki Kinerja Industri

Mengembangkan Industri penyedia

bahan baku berbasis sumber daya local

Inventarisasi produksi sector-sektor

yang belum ada

Meningkatkan factor kapasitas

Mengembangkan kapasitas

produksi yang baru melalui

penerapan teknologi terkini

Mengembangkan produk-produk

baru

Implementasinya dilakukan

dengan pemenuhan kapasitas

dan mutu produksi pada level

global

Teknologi RSD dan

SDM

Memperbaiki teknologi yang ada

Meningkatkan kemampuan sumber daya

manusia untuk mengimbangi

pengembangan industri

Melakukan pembinaan manajemen

untuk pengelolaan khususnya untuk

industri BUMN

Manajemen yang didukung dengan

ketersediaan tenaga ahli yang

terlatih

Penerapan manajemen dan

pendekatan teknologi yang

ramah lingkungan


Suporting Memperjelas kemampuan pasar

baik pasar domestik maupun pasar

impor/ekspor

Menghilangkan bentuk-bentuk

penyimpangan dalam bentuk pajak

Menciptakan pasar konsumsi yang

kondusif dan pembangunan yang

mengkonsumsi baja secara iteratif

Penciptaan kondisi yang

kondusif untuk

mengakomodasi

kecenderungan global juga

perlu diusahakan diantaranya

210


Meningkatkan kebijakan

perdagangan serta promosi

kecenderungan integrasi

dengan industri-industri

konsumen di hilir

Pendanaan Membuat kebijakan dalam

penyediaan dana investasi

Mengusahakan dana investasi yang

kompetitif

Mendukung negosiasi denga

sumber-sumber FDI sebagai

alternative

Industri BUMN untuk

mendatangkan modal investasi dari

pasar domestik

Kecenderungan restrukturisasi

yang berakibat domestik

maupun lintas negara

Sumber: Pengembangan Klaster Industri Prioritas Basis Industri Manufaktur Tahun 2010 - 2014

Industri Semen

Semen merupakan komoditi strategis yang memanfaatkan potensi sumber daya

alam bahan galian nonlogam berupa batu kapur, tanah liat, pasir besi dan gipsum

(diimpor) melalui proses pembakaran temperatur tinggi (di atas 1.000 °C). Industri

semen mempunyai karakteristik:

Padat modal (capital intensive);

Padat energi berupa batubara dalam proses pembakaran dan energi listrik;

Bersifat padat (bulky) dalam volume besar sehingga biaya transportasi tinggi.

Produsen semen nasional telah mampu memproduksi 11 jenis semen menurut

kegunaannya, namun yang paling banyak digunakan adalah semen Portland (tipe I - V),

semen komposit/campur dan semen putih. Hasil produksi diutamakan untuk memenuhi

kebutuhan nasional untuk mendukung pembangunan infrastruktur dan perumahan,

sedangkan kelebihan produksi diekspor agar proses produksi berkesinambungan dan

silo-silo tidak penuh. Industri semen nasional mempunyai daya saing yang tinggi dan

termasuk kelompok komoditi yang diperdagangkan tanpa hambatan tarif (BM=0

persen) sesuai dengan kesepakatan perdagangan bebas hambatan (FTA).

Pengelompokan industri semen:

1. Produsen semen mampu memproduksi berbagai jenis (saat ini ada 11) semen

menurut kegunaannya;

2. Tarif Bea Masuk semen sejak tahun 1995 adalah 0 persen dan mulai tahun 2010

akan menjadi 5 persen;

211

3. Standar Nasional Indonesia (SNI) untuk semen telah direvisi dan akan

dinotifikasikan ke Sekretariat WTO bidang standardisasi untuk diberlakukan

secara wajib.

Tabel 70 Tarif Bea Masuk Produk Semen Berdasarkan HS Tahun 2008

HS Deskripsi BM PPN (%) SNI

2523.21.00.00 Portlan Putih 0 10 15-0129-2004

2523.29.90.00 Portlan Pazoland 0 10 15-0302-2004

2523.29.10.00 Portlan Type I-V 0 10 15-2049-2004

2523.29.29.00 Portlan Campur 0 10 15-3500-2004

2523.90.00.00 Masonry 0 10 15-3758-2004

2523.29.29.00 Semen Portland komposit 0 10 15-7064-2004

2523.90.00.00 Oil Well Cement (OWC) 0 10 15-3044-2004

Sumber: Buku Tarif Bea Masuk Indonesia Tahun 2008

Adapun sasaran jangka panjangnya (2010-2025) pengembangan industri semen

adalah:

a. Terpenuhinya kebutuhan semen nasional di seluruh pelosok tanah air dengan harga

jual yang tidak jauh berbeda di masing-masing daerah;

b. Terjaminnya pasokan energi khususnya batubara untuk periode jangka panjang;

c. Tersedianya tenaga kerja operator pabrik yang kompeten;

d. Makin menguatnya daya saing industri semen;

e. Terwujudnya kemampuan rekayasa dan fabrikasi pembangunan pabrik semen.

Terkait dengan strategi dan kebijakan, visi industri semen ditetapkan untuk

menjadikan industri semen nasional berdaya saing tinggi dan mampu memenuhi

kebutuhan dalam negeri. Dalam rangka itu, pengembangan industri semen diarahkan

untuk meningkatkan daya saing melalui efisiensi penggunaan energi dan diversifikasi

produk semen.

Untuk mencapai visi dan melaksanakan arah kebijakan tersebut di atas, strategi

kebijakan pengembangan industri semen yang ditetapkan adalah:

a. Memenuhi kebutuhan nasional;

b. Melakukan persebaran pembangunan pabrik semen ke arah luar Pulau Jawa;

c. Meningkatkan daya saing industri semen melalui efisiensi penggunaan energi;

d. Meningkatkan kemampuan kompetensi sumber daya dalam desain dan

212

perekayasaan pengembangan industri semen.

Monitoring dan evaluasi pengembangan industri semen dilakukan dengan

indikator-indikator pencapaian, antara lain:

a. Terpenuhinya kebutuhan nasional pada tingkat harga yang kompetitif;

b. Makin efisiennya penggunaan batubara, listrik dan energi lainnya;

c. Makin mandirinya dalam pembangunan pabrik baru.

Implementasi pengembangan industri semen dilakukan dengan beberapa

tahapan/langkah.

1 Langkah-langkah yang telah dilakukan

a. Membuat estimasi kebutuhan semen dalam jangka pendek (2010 - 2014)

maupun jangka panjang (2010 - 2025);

b. Meningkatkan daya saing industri semen melalui upaya efisiensi penggunaan

energi;

c. Melakukan program Diklat Standar Kompetensi SDM yang dikoordinir oleh

ISBI;

d. Menerbitkan Peraturan Menteri Perindustrian Nomor 35/M-IND/PER/4/ 2007

tentang Penerapan SNI Semen secara Wajib.

2 Langkah-langkah yang sedang dan akan dilakukan

a. Membuat estimasi pemenuhan kebutuhan semen dalam jangka pendek (2010-

2014) maupun jangka panjang (2010-2025), melalui pembangunan pabrik baru;

b. Terus melakukan upaya peningkatan daya saing terutama pada penggunaan

energi dan diversifikasi produk semen;

c. Terus melakukan program Diklat Standar Kompetensi SDM bekerjasama

dengan ISBI dan instansi terkait;

d. Menerapkan dan melakukan pengawasan serta pembinaan dalam rangka

pelaksanaan Peraturan

Selanjutnya, program/rencana aksi untuk mengembangkan industri semen dalam

jangka panjang (2010-2025) ditetapkan untuk:

1. Mengembangkan industri semen di luar Pulau Jawa khususnya Kawasan Timur

Indonesia melalui pembangunan unit pengepakan, cement mill sampai pabrik semen

secara utuh;

2. Meningkatkan kemampuan sumber daya manusia dalam rekayasa dan pabrikasi

melalui kerjasama dengan Institut Semen Beton Indonesia (ISBI) dalam program

213

diklat dari tingkat operator hingga D3;

3. Meningkatkan kepedulian terhadap lingkungan dalam penggunaan bahan baku,

emisi debu dan efisiensi energi, melalui program CDM secara berkesinambungan;

4. Meningkatkan kerja sama kemitraan antara produsen batubara dan semen;

5. Mendorong pengembangan teknologi yang lebih efisien melalui peningkatan

kerjasama dengan NEDO maupun perusahaan permesinan dunia.

6.

Tabel 71 Kerangka Pengembangan Industri Semen

Industri Inti

Industri Semen

Industri Pendukung

Mesin dan Peralatan, Batubara,

Kertas Kraft, Gypsum, Transportasi

Industri Terkait

Bahan Bangunan

Sasaran Jangka Menengah (2010-2015)

1. Terpenuhinya kebutuhan semen nasional

2. Tercapainya tingkat utilisasi rata-rata diatas 90

persen

3. Diterapkannya Permenperin 25/2007 tentang SNI

secara wajib semen

4. Peningkatan efisiensi penggunaan energi

Sasaran Jangka Panjang (2015-2025)

1. Menguatnya struktur industri semen

2. Tingginya daya saing industri semen nasional di

pasar domestik dan ekspor

3. Makin efisiennya penggunaan energi

Strategi :

Sektor : Mendukung upaya pemenuhan pasokan semen diseluruh tanah air pada tingkat harga yang wajar dan

terjangkau

Teknologi : Pengembangan teknologi proses produksi yang efisien

Pokok Pokok Rencana Akan Jangka Menengaj

(2010-2015)

1. Menjamin pemenuhan kebutuhan nasional

2. Menerapkan secara konsisten Permenperin no

25/2007 tentang SNI Wajib Semen

3. Melakukan kerjasama dengan NGO dalam

pembangunan Waste Meet Recovery Power

Generation di PT. Semen Padang

4. Melakukan koordinasi dengan Pemerintah Daerah

dan produsen semen dalam rangka pengembangan

industri inti di daerah

5. Mempromosikan investasi industri semen di luar

jawa khususnya di Papua Barat

Pokok-Pokok Rencana Akan Jangka Panjang (2015-

2025)

1. Melanjutkan program efisiensi dan diversifikasi

energi

2. Menerapkan dan penggunaan SNI sesuai dengan

Permenperin no 25/2007 tentang SNI Wajib Semen

3. Mengembangkan kompetensi sumber daya manusia

bagi industri semen

4. Mengembangkan industri semen yang berdaya saing

tinggi

5. Mengembangkan bidang desain, rekayasa dan

fabrikasi pabrik semen yang hemat energi

Unsur Penunjang

Pembinaan :

a. Periode 2004 – 2009 : Pengamanan kebutuhan semen

nasional

b. Periode 2010 – 2015 : Pengembangan teknologi yang

makin modern dan efisien

SDM :

a. Meningkatkan kemampuan kompetensi SDM

dibidang rekayasa dan pabrikasi melalui pendidikan

dan pelatihan

b. Melaksanakan pelatihan system menajemen mutu

214

c. Periode 2016 – 2025 : Pengembangan kemampuan

rekayasa dan permesinan

Power :

a. Membangun daya saing guna menghadapi produk

impor terutama semen dari China

b. Meningkatkan akses dan penetrasi di pasar terutama

di Kawasan Timur Indonesia

pada industri semen

Infrastruktur :

a. Peningkatan peran litbang dan perguruan tinggi

b. Pengembangan kemampuan Balai Besar Semen yang

mampu melakukan desai dan rekayasa peralatan

semen

Sumber: Roadmap Industri Semen Tahun 2009

Industri Keramik

Keramik adalah berbagai produk industri kimia yang dihasilkan dari pengolahan

tambang seperti clay, feldspar, pasir silika dan kaolin melalui tahapan pembakaran

dengan suhu tinggi (sekitar 1.300 oC). Industri keramik yaang terdiri dari ubin (tile),

saniter, perangkat rumah tangga (tableware), dan genteng telah memberikan kontribusi

signifikan dalam mendukung pembangunan nasional melalui penyediaan kebutuhan

domestik, perolehan devisa dan penyerapan tenaga kerja. Dengan memanfaatkan

potensi sumber daya alam seperti lempung, feldspar dan pasir silika yang tersebar di

berbagai daerah, industri keramik terus tumbuh baik dalam kapasitas maupun tipe dan

desain produk yang semakin berdaya saing tinggi. Kondisi ini dapat terlihat

pertumbuhan rata - rata sekitar 6 persen dan perolehan devisa yang mencapai US$ 220

juta pada tahun 2008 atau meningkat dibandingkan dengan tahun 2007 sebesar US$ 212

juta serta penyerapan tenaga kerja lebih dari 200 ribu orang. Saat ini kapasitas kapasitas

industri keramik tile mencapai 327 juta m2, keramik saniter 4,6 juta pcs dan keramik

tableware 268 juta pcs, sehingga untuk keramik telah menempatkan Indonesia sebagai

produsen keramik terbesar dunia setelah Cina, Italia, Spanyol, Turki dan Brazil. Industri

keramik meliputi industri bahan baku, industri bahan penolong dan industri bahan

setengah jadi serta produk keramik seperti tile, saniter dan tableware dan alat

laboratorium meliputi KBLI 26201 s/d 26209 atau HS 6901 s.d. 6914.

Industri keramik memiliki karakteristik sebagai berikut:

a. Padat energi

b. Padat karya

c. Penggunaan bahan baku tambang yang tidak dapat diperbaharui.

Industri keramik dapat dikelompokkan ke dalam tiga kelompok yaitu kelompok

industri hulu, kelompok industri antara, dan kelompok industri hilir.

215

1. Kelompok Industri Hulu

Kelompok industri hulu meliputi industri bahan baku keramik seperti tanah liat,

kaolin, feldspar, pasir kuarsa, zircon. Bahan baku dan penolong yang masih di impor

sebagian besar dari Cina seperti feldspar, glazur/fritz, China Stone dan zat pewarna

(pigmen). Padahal, sumber deposit bahan baku tersebut banyak terdapat di Indonesia

tetapi belum diolah seperti tabel berikut.

Tabel 72 Sumber Deposit Bahan Baku

Jenis Bahan Lokasi Cadangan

Feldspar Pengaribuan, Sumut 400 ribu ton

Lampung 12.5 juta m3

Banjar Negara, Jabar 642 ribu ton

Tulung Agung 40 ribu ton

Clay Lampung 10 juta ton

Monterado, Kalbar 250 ribu ton

Kaolin Bangka 7 juta ton

Belitung 6 juta ton

Toseki Pacitan, Jatim 5 juta m3

Sumber: Roadmap Industri Keramik Tahun 2009

2. Kelompok Industri Antara

Kelompok industri antara meliputi industri pembuatan bahan baku body keramik,

bahan pewarna, frits dan glasir.

3. Kelompok Industri Hilir

Kelompok industri hilir meliputi industri barang jadi keramik seperti

perlengkapan rumah tangga dari porselin, bahan bangunan dari porselin, alat

laboratorium dan alat listrik/teknik dari porselin, barang untuk keperluan laboratorium

kimia dan kesehatan dari porselin serta barang-barang lainnya dari porselin.

Tabel 73 Pengelompokan Produk Keramik

No Uraian

1 Keramik ubin/tile :

Ubin lantai, ubin perapian atau ubin dinding

2 Keramik Saniter :

Bak cuci, westafel, alas baskom cuci, bak mandi, bidet, bejana kloset, tangki air

216

pembilasan, tempat kencing dan perlengkapan saniter semacam itu dari keramik,

dari porselen atau tanah lempung China

3 Keramik table ware :

Perangkat makan, perangkat daput, perlengkapan rumah tangga lainnya


Keramik termasuk dalam katagori thermoset yaitu suatu benda yang setelah

mengalami pemanasan dan pendinginan kembali tidak dapat berubah lagi kebentuk

asalnya. Berdasarkan fungsi dan strukturnya produk keramik dapat dikelompokkan

menjadi 2 (dua) jenis yaitu keramik konvensional dan keramik maju.

Keramik konvensional menggunakan bahan-bahan alam fas amorf (dengan atau

tanpa diolah). Keramik konvensional dapat dibagi dalam 2 (dua) golongan masing-

masing:

Industri keramik berat terdiri dari refraktori, mortar, abrasive dan industri semen

Industri keramik halus yang terdiri dari industri gerabah/keramik hias, porselen

lantai dan dinding (tile), saniter, tableware dan isolator listrik.

Keramik maju dikenal juga advanced ceramics menggunakan bahan baku

artifikal murni yang mempunyai fasa kristalin. Beberapa jenis industri keramik maju

antara lain:

Zirkonia dan silikon, seperti untuk kebutuhan otomotif (blok mesin, gear, mata

pisau dan gunting;

Barium titanat untuk industri elektronika (kapasitor dan gunting);

Keramik nitrid oksida (zirkon nitride, magnesium nitride, cilikon karbida)

digunakan untuk high technology, cutting tools, komponen mesin, alat ekstraksi dan

pengolahan logam;

Fiber optic di industri telekomunikasi, penerangan, gedung pencakar langit dan

tenaga surya.

Program jangka panjang (2010-2025) pengembangan industri keramik adalah:

1. Menguatnya struktur industri keramik mulai dari penyediaan bahan baku hingga

produk jadi;

2. Tingginya daya saing industri keramik nasional di pasar domestik dan ekspor;

217

3. Tersedianya industri bahan baku keramik yang sesuai dengan kebutuhan.

Sementara visi industri keramik adalah membangun industri keramik nasional

yang mempunyai daya saing internasional dan mempunyai nilai tambah yang tinggi

pada tahun 2025, dengan arah pengembangan untuk peningkatan nilai tambah. Adanya

klaster industri keramik diharapkan dapat memperkuat keterkaitan pada semua

tingkatan rantai nilai (value chain) dari industri hulunya, mampu meningkatkan nilai

tambah sepanjang rantai nilai dengan membangun visi dan misi yang selaras, sehingga

mampu meningkatkan produktivitas, efisiensi dan jenis sumber daya yang digunakan

dalam industri, serta memfokuskan keterkaitan yang kuat antara sektor hulu sampai

dengan hilir.

Lebih lanjut, indikator pencapaian dalam pengembangan industri keramik yang

telah ditetapkan adalah:

1. Terintegrasinya industri pengolahan keramik.

2. Peningkatan utilisasi dan kapasitas industri keramik, yang ditandai dengan:

Kebutuhan bahan baku keramik dapat dipenuhi dari dalam negeri

Meningkatnya investasi baru dan perluasan usaha industri keramik.

Terpenuhinya kebutuhan dalam negeri akan produk-produk keramik

Meningkatnya kapasitas industri keramik.

Terkait dengan tahapan implementasinya, ada beberapa langkah yang telah

dilakukan dalam rangka pengembangan klaster industri keramik.

a. Tahap diagnostik yaitu mengidentifikasikan kekuatan dan kelemahan klaster serta

menyusun strategi pengembangan industri keramik.

b. Sosialisasi dan mobilisasi pembentukan klaster keramik kepada pemerintah dan

pelaku usaha di daerah yang telah ditetapkan untuk dikembangkan menjadi lokasi

pengembangan klaster industri keramik khususnya untuk daerah-daerah yang

memiliki potensi sumber daya alam.

c. Kerja sama penelitian dan pengembangan antara dunia usaha dengan lembaga

penelitian /perguruan tinggi.

d. Pembuatan pilot plant pengembangan pengolahan bahan baku keramik.

Untuk mencapai visi dan misi pengembangan industri keramik, ditetapkan

program/rencana aksi, yaitu:

A. Rencana Aksi Jangka Pendek (2010 - 2015)

218

1. Koordinasi pengamanan pasokan gas untuk industri keramik;

2. Promosi investasi bahan baku keramik;

3. Peningkatan produksi bahan baku keramik untuk substitusi impor;

4. Peningkatan efisiensi energi melalui penerapan konservasi energi;

5. Pengembangan desain produk industri keramik;

6. Meningkatkan kualitas produk keramik melalui SNI.

B. Rencana Aksi Jangka Menengah ke-1 (2014-2019)

1. Memenuhi pasokan gas sesuai kebutuhan industri keramik nasional;

2. Melakukan koordinasi dengan Pemerintah Daerah dan produsen keramik dalam

rangka pengembangan industri inti di daerah, khususnya penggunaan bahan

baku yang tersedia di dalam negeri;

3. Mempromosikan investasi industri bahan baku keramik;

4. Melakukan revitalisasi Unit Pelayanan Teknis (UPT) Industri Kecil dan

Menengah Keramik.

C. Rencana Aksi Jangka Menengah ke-2 (2020-2025)

1. Meningkatkan efisiensi dan konservasi energi;

2. Menerapkan dan pengawasan SNI;

3. Mengembangkan kompetensi sumber daya manusia bagi industri keramik;

4. Mengembangkan industri pemurnian dan penyiapan bahan baku;

5. Mengembangkan industri keramik bernilai tambah tinggi (advanced ceramic);

6. Mengembangkan bidang desain, rekayasa dan fabrikasi pabrik keramik yang

hemat energi.

D. Rencana Aksi Jangka Panjang (2010-2025)

1. Memenuhi pasokan gas sesuai kebutuhan industri keramik nasional;

2. Melakukan koordinasi dengan Pemerintah Daerah dan produsen keramik dalam

rangka pengembangan industri inti di daerah, khususnya penggunaan bahan-

bahan baku yang tersedia di dalam negeri;

3. Mempromosikan investasi industri bahan baku keramik;

4. Melakukan Revitalisasi Unit Pelayanan Teknis (UPT) Industri Kecil dan

Menengah Keramik.

219

Kerangka pengembangan industri keramik perlu ditunjang oleh infrastruktur

ekonomi yang memadai seperti teknologi, sumber daya manusia, infrastruktur dan

pasar. Pada tabel berikut disampaikan Kerangka Pengembangan Industri Keramik.

Tabel 74 Kerangka Pengembangan Industri Keramik

Industri Inti

Industri Keramik

Industri Pendukung

Mesin dan Pendukung Bahan Kimia,

Gas Bumi, Pemurnian Bahan Baku

(Tanah Liat, Pasir Silika, Baru

kapur)

Industri Terkait

Bahan Bangunan


1. Terpenuhinya kebutuhan bahan bakar gas sebanyak

120 mmcfd (2009)

2. Tercapainya tingkat utilisasi rata-rata diatas 90

persen

3. Meningkatnya nilai ekspor dari USD 222 juta (2006)

menjadi USD 250 juta (2009)

4. Tersusunnya dan diterapkannya Standar Nasional

(SNI) secara wajib untuk keramik ubin dan guster

5. Pengembangan pemanfaatan bahan baku keramik di

Kalimantan Barat


1. Terpenuhinya kebutuhan bahan bakar gas sebanyak

120 mmcfd

2. Tercapainya tingka utilitas rata-rata diatas 90%

3. Meningkatnya nilai ekspor dari USD 220 juta

menjadi USD 250 juta


1. Menguatnya struktur industri keramik mulai dari

penyediaan bahan baku hingga produk jadi

2. Tingginya daya saing industri keramik nasional di

pasar domestik dan ekspor

3. Tersedianya industri bahan baku keramik yang sesuai

dengan kebutuhan

Strategi :

Sektor : Mendukung pasokan pengadaan bahan baku dan energi, pengembangan industri bahan, mengoptimalkan

pasar dalam negeri

Teknologi : Pengembangan dan diversifikasi teknologi tradisional ke penggunaan otomatis

Pokok Pokok Rencana Akan Jangka Menengah

(2010-2015)

1. Memenuhi pasokan gas sesuai kebutuhan industri

keramik nasional

2. Meningkatkan kualitas produk keramik melalui SNI


dan produsen keramik dalam rangka pengembangan

industri di daerah khususnya penggunaan bahan-

bahan baku yang tersedia didalam negeri

4. Mempromosikan investasi bahan baku keramik

5. Melakukan revtalisasi Unit Pelayanan Teknis

Industri Kecil dan Menengah Keramik

Pokok Pokok Rencana Akan Jangka Menengah

(2010-2015)

1. Memenuhi pasokan gas sesuai kebutuhan industri

keramik nasional

2. Meningkatkan kualitas produk keramik melalui SNI


dan produsen keramik dalam rangka pengembangan

industri di daerah khususnya penggunaan bahan-

bahan baku yang tersedia didalam negeri

4. Mempromosikan investasi bahan baku keramik

5. Melakukan revitalisasi Unit Pelayanan Teknis

Industri Kecil dan Menengah Keramik

Pokok-Pokok Rencana Akan Jangka Panjang (2015-

220

2025)

1. Meningkatkan efisiensi dan konversi energy

2. Menerapkan dan pengawasan SNI

3. Mengembangkan kometensi sumber daya manusia

bagi industri keramik

4. Mengembangkan industri pemenuhan bahan bakar

5. Mengembangkan industri keramik bernilai tambah

tinggi

6. Mengembangkan bidang desain, rekayasa dan

fabrikasi keramik yang hemat energi

Unsur Penunjang

Teknologi :

a. Periode 2004 – 2009 : Mendorong penggantian

teknologi tradisional ke teknologi modern

b. Periode 2010 – 2015 : Pengembangan teknologi

pembakaran yang efisien

c. Matang 2016 – 2025 : Pengembangan kemampuan

rekayasa dan permesinan

Pasar :

a. Membangun daya saing terhadap keramik China

b. Meningkatkan akses dan penetrasi di pasar

internasional

c. Membangun dan mempromosikan merek local di

pasar internasional

d. Meningkatka konsumsi produk keramik dalam negeri

SDM :

a. Meningkatkan kemampuan kompetensi SDM melalui

pendidikan dan pelatihan

b. Pelatihan system manajemen mutu industri dan bahan

baku keramik

Infrastruktur :

c. Peningkatan peran litbang dan perguruan tinggi

d. Pengembangan kemampuan Balai Besar Keramik

yang mampu melakukan rekayasa dan permesinan

yang modern


4.2.3.5 Kontribusi Sektor Energi dan Pertambangan terhadap PDB

Mengingat pentingnya peran energi dalam kehidupan masyarakat maka

pemerintah melakukan campur tangan dalam penentuan harga dan sekaligus menjamin

ketersediaannya di pasar domestik. Nilai Produk Domestik Bruto (PDB) Indonesia atas

dasar harga konstan 2000 pada tahun 2012 mencapai Rp2.618,1 triliun, naik Rp153,4

triliun dibandingkan tahun 2011 (Rp2.464,7 triliun). Bila dilihat berdasarkan harga

berlaku, PDB tahun 2012 naik sebesar Rp819,1 triliun, yaitu dari Rp7.422,8 triliun pada

tahun 2011 menjadi Rp8.241,9 triliun pada tahun 2012 (Tabel 75).

Perekonomian Indonesia pada tahun 2012 tumbuh sebesar 6,23 persen dibanding

tahun 2011, di mana semua sektor ekonomi mengalami pertumbuhan. Pertumbuhan

tertinggi terjadi pada Sektor Pengangkutan dan Komunikasi yang mencapai 9,98 persen,

diikuti oleh Sektor Perdagangan, Hotel, dan Restoran 8,11 persen, Sektor Konstruksi

221

7,50 persen, Sektor Keuangan, Real Estat dan Jasa Perusahaan 7,15 persen, Sektor

Listrik, Gas, dan Air Bersih 6,40 persen, Sektor Industri Pengolahan 5,73 persen, Sektor

Jasa-Jasa 5,24 persen, Sektor Pertanian 3,97 persen, dan Sektor Pertambangan dan

Penggalian 1,49 persen. Pertumbuhan PDB tanpa migas pada tahun 2012 mencapai 6,81

persen yang berarti lebih tinggi dari pertumbuhan PDB (Februari, 2013).

Tabel 75 Nilai PDB Menurut Lapangan Usaha Tahun 2010-2012, Laju Pertumbuhan dan

Sumber Pertumbuhan Tahun 2012

No Lapangan Usaha

Atas Dasar

Harga Berlaku

(tritiun rupiah)

Atas Dasar

Harga Konstan 2000

(triliun rupiah)

Laju

Pertumbuhan

Penduduk

Pechanbuhan

2012

Sumber

Pertumbuhan

2012

2010 2011 2012 2010 2011 2012 (Persen) (Persen)

(1) (2) (0) (4) (5) (6) (7) (0) (9)

1

Pertanian, Peternakan,

Kehutanan, dan

Perikanan

945,5 1.091,4 1.190,4 3.048 315,0 327,6 3,97 0,51

2 Pertambangan dan

Penggalian 7.197 879,5 970,6 187,2 189,8 192,6 1,49 0,11

3 Industri Pengolahan 15.991 1.806,1 1.972,9 597,1 633,8 670,1 5,73 1,47

4 Listrik, Gas, dan Air

Bersih 491 56,8 65,1 18,1 18,9 20,1 6,40 0,05

5 Konstruksi 6.609 756,5 861,0 150,0 160,0 172,0 7,50 0,49

6 Perdagangan, Hotel, dan

Restoran 882,5 1.024,0 1.145,6 400,5 437,2 472,6 8,11 1,44

7 Pengangkutan dan

Komunikasi 4.232 491,3 549,1 2.180 241,3 265,4 9,98 0,98

8 Keuangan, Real Estat,

dan Jasa Perusahaan 466,5 5.352 598,5 22,1 236,2 25,3 7,15 0,69

9 Jasa-jasa 660,4 784,0 888,7 217,8 232,5 244,7 5,24 0,49

Produk Domestik Bruto

(PDB) 6.446,9 7.422,8 8.241,9 2.314,5 2.464,7 2.618,1 6,23 6,23

PDB Tanpa Migas 5.942,0 6.797,9 7.604,8 2.171,1 2.322,8 2.481,0 6,81

Sumber: BPS, 2013.

222

Bulan Mei, 2013 BPS merilis kembali PDB Indonesia, yaitu triwulan I-2013

dibandingkan triwulan I-2012 mengalami pertumbuhan sebesar 6,02 persen. Dari sisi

produksi, pertumbuhan ini didukung oleh hampir semua sektor kecuali Sektor

Pertambangan dan Penggalian yang mengalami penurunan sebesar 0,43 persen.

Sementara pertumbuhan tertinggi dicapai oleh Sektor Pengangkutan dan Komunikasi

sebesar 9,98 persen. Dilihat berdasarkan sektor, penggunaan energi oleh Industri di

Indonesia sektor industri masih mendominasi dalam konsumsi energi, dengan

pemakaian sebesar 329,7 juta SBM (setara barrel minyak) atau 49,86 persen dari total

konsumsi energi nasional. Di tempat kedua, sektor transportasi menyumbang konsumsi

sebesar 226,6 juta SBM (32,26 persen). Sementara rumah tangga dan bangunan

komersial masing masing menggunakan 81,5 juta SBM (10,31 persen) dan 29,1 juta

SBM (3,62 persen).

Melihat pentingnya peranan energi dan pertambangan bagi ekonomi, menarik

untuk dicermati bahwa pada triwulan I-2013, dibandingkan triwulan I-2012,

perekonomian mengalami pertumbuhan sebesar 6,02 persen. Di mana pertumbuhan ini

didukung oleh semua sektor kecuali Sektor Pertambangan dan Penggalian yang justru

mengalami penurunan sebesar 0,43 persen (BPS, 2013). Muncul pertanyaan apakah

sektor ini tidak memberikan kontribusi bagi pertumbuhan ekonomi?

(Sumber: Handbook of Energy & Economic Statistics of Indonesia 2011)

Gambar 55 Konsumsi Energi Final Berdasarkan Sektor Tahun 2006-2010 (BOE)

223

Untuk menganalisis proyeksi kontribusi sektor energi dan pertambangan di

dalam perekonomian Indonesia, dan melihat hubungan dan keterkaitan antar sektor

energi dan pertambangan dengan sektor lainya umumnya digunakan model Input-

Output (IO). Meskipun demikian, yang menjadi masalah dengan penggunaan IO adalah

data yang tersedia hanya pada tahun tertentu berdasarkan tabel input-output yang

dipublikasikan, sehingga analisisnya bersifat statis dan sulit melakukan proyeksi pada

masa yang akan datang. Untuk mengatasi masalah tersebut, IO diintegrasi dengan

model ekonometrika yang sifatnya dinamis, tetapi model ini juga mempunyai banyak

keterbatasan. Model ekonometrika biasanya hanya membahas ekonomi makro secara

agregat, sehingga kedua model tersebut perlu diintegrasi ke dalam satu sistem terkait

dan terpadu untuk saling memecahkan kelemahan masing-masing model.

Untuk mengetahui apakah model cukup valid untuk membuat suatu simulasi

alternatif kebijakan atau non kebijakan dan peramalan, maka perlu dilakukan suatu uji

validasi model, dengan tujuan untuk manganalisis sejauhmana model tersebut dapat

mewakili fenomena keterkaitan regional. Dalam kajian ini, kriteria statistik untuk

validasi nilai pendugaan model ekonometrika yang digunakan adalah Root Means

Percent Square Error (RMSPE) yang digunakan untuk mengukur seberapa jauh nilai-

nilai peubah endogen hasil pendugaan menyimpang dari alur nilai-nilai aktualnya dalam

ukuran relatif (persen), atau seberapa dekat nilai dugaan itu mengikuti perkembangan

nilai aktualnya, sedangkan Theils Inequality Coefficient (U), yang bermanfaat untuk

mengetahui kemampuan model untuk melakukan simulasi dan analisis kebijakan. Pada

dasarnya makin kecil nilai RMSPE dan U-Theil, maka pendugaan model semakin baik

(Pindyck and Rubinfield, 1991).

Hasil validasi model menunjukkan bahwa nilai RMSPE hampir seluruh

persamaan perilaku nilai RMSPE di bawah 5 persen, yang munujukkan bahwa

persamaan perilaku yang hanya menyimpang 5 persen dari nilai aktualnya. Dengan kata

lain bahwa model ini dapat dijadikan sebagai model peramalan (model proyeksi

kontribusi sektor energi dan pertambangan), sedangkan dilihat dari nilai Theils

Inequality Coefficient (U), model ini juga dapat dijadikan sebagai sebuah model untuk

alternatif simulasi kebijakan, karena nilai U-Theil seluruhnya berada di bahwa 0,2.

Dengan kata lain, secara keseluruhan model ini dapat digunakan untuk melakukan

peramalan perilaku dan simulasi alternatif kebijakan.

Model yang telah dibangun sebanyak 9 blok atau persamaan sebelumnya seperti

224

blok makro (konsumsi swasta, pengeluaran pemerintah, ekspor, impor), blok output,

tenaga kerja, dan pendapatan, akan digunakan sebagai benchmark untuk melakukan

simulasi dan proyeksi. Dalam melakukan proyeksi dan simulasi, beberapa variabel

eksogen nilai tetapkan lebih awal dari periode 2013-2019 (data pengamatan adalah

tahun 1980-2012), sehingga untuk melakukan proyeksi, maka nilai variabel yang

sifatnya eksogen harus ditetapkan lebih awal dari periode 2013-2014. Umum nilai

eksogen tersebut dapat ditetapkan berdasarkan dokumen atau rencana pemerintah yang

ada, dapat juga dilakukan dengan menetapkan nilai secara abitratry, atau dapat juga

dengan menentukan nilainya dengan menggunakan metode tertetntu. Dalam kajian ini,

nilai variabel eksogen yang ditetapkan lebih awal ditentukan dengan metode pendugaan

Autoregresive, yang dipelopori oleh G.E.P. Box dan G. M. Jenkins dikenal dengan

dengan AutoRegressive Integrated Moving Average, (ARIMA).

Hasil prediksi model ARIMA memperkirakan bahwa pertumbuhan dunia

berikisar 3,5 persen pertahun dan harga minyak mentah dunia cenderung meningkat dari

tahun ketahun dengan mengasumsikan harga BBM Rp 7500/liter pada tahun 2014-2016

dan pada tahun 2017-2019 diperkirakan menjadi Rp 8000/liter. Pada Tahun 2013

diperkirakan bahwa harga minyak mentah dunia sebesar US$ 107,17 per barel dan

diperkirakan mengalami kecenderungan yang meningkat setiap tahun hingga mencapai

sebesar US$ 120,18 per barel pada tahun 2019.

PDB atas dasar harga berlaku pada tahun 2015 diperkiran sebesar Rp 8,646.5

triliun, sebagian besar digunakan untuk Komponen Pengeluaran Konsumsi Rumah

Tangga sebesar Rp 5,419.7 triliun. PDB atas harga berlaku (baik konstan maupun

nominal) diperkiran mengalami peningkatan setiap tahun, kecuali untuk pengeluaran

pengeluaran konsumsi pemerintah relatif mengalami kecenderungan yang menurun.

Pertumbuhan ekonomi Indonesia rata-rata tahun 2015-2019 diperkirakan

mencapai 6,83 persen per tahun. Pertumbuhan ini didukung oleh 4 (empat) komponen,

yaitu Komponen Pengeluaran Konsumsi Rumah Tangga tumbuh sebesar 5,93 persen,

Komponen Pengeluaran Konsumsi Pemerintah turun sebesar 1,49 persen, Komponen

Pembentukan Modal Tetap Bruto sebesar 4,30 persen, dan Komponen Ekspor tumbuh

sebesar 5,46 persen.

Dalam perhitungan ini, sektor pertambangan dan penggalian di bagi ke dalam

tiga sektor yaitu sektor Minyak dan Gas Bumi, sektor Pertambangan Bukan Migas dan

sektor Penggalian Lainnya. Dari ketiga disagregasi sektor tersebut, terlihat bahwa sektor

225

pertambangan non-migas memiliki pertumbuhan yang lebih besar dari pertumbuhan

sektor minyak dan gas bumi serta sektor penggalian lainnya, namun demikian sektor

pertambangan non-migas terlihat memiliki kecenderungan yang relatif menurun dari

tahun ke tahun, pada tahun 2015 diperkirakan pertumbuhan sektor pertambangan non-

migas mencapai 6,72 persen dan pada tahun 2019 tumbuh pada kisaran 6,26 persen. Hal

yang sama juga di sektor penggalian lainnya yang relatif mengalami penurunan dari

tahun ke tahun, hingga pada tahun 2019 sektor penggalian lainnya diperkirakan tumbuh

sebesar 1,87 persen.

Industri pengolahan yang selama ini memiliki kontribusi terbesar terhadap

pertumbuhan ekonomi hanya tumbuh rata-rata 6 persen pertahun, dan sektor Industri

Pengilangan Minyak hanya tumbuh rata-rata sebesar 4 persen pertahun. Sementara

sektor Jasa-Jasa rata-rata tumbuh sebesar 5 persen pertahun.

Nilai Produk Domestik Bruto (PDB) Indonesia atas dasar harga konstan tahun

2000 pada tahun 2015 diperkirakan mencapai Rp 2.802,3 triliun dan diprediksi memiliki

kecenderungan meningkat hingga pada tahun 2019 mencapai sebesar Rp 3.257,8

triliun.

Dari rata-rata pertumbuhan ekonomi Indonesia sebesar 6,87 persen, sektor

Industri Pengolahan memberikan kontribusi terbesar terhadap total pertumbuhan PDB,

dengan sumber pertumbuhan sebesar 2,19 persen sementara industri pengilangan

minyak hanya menyumbang sebesar 0,12 persen. Sektor terbesar kedua menyumbang

terhadap pertumbuhan PDB adalah Sektor Perdagangan, Hotel dan Restoran, dan Sektor

Konstruksi, dan Pengangkutan dan Komunikasi yang memberikan sumber pertumbuhan

masing-masing 1,34 persen, 0,93 persen dan 0,82 persen pada tahun 2019, dan hal ini

cenderung meningkat dari tahun ke tahun.

Kontribusi sektor energi dan pertambangan terhadap pertumbuhan ekonomi

pada tahun 2015 diperkirakan mencapai 0,34 persen, dan relatif konstan setiap tahun

dan pada tahun 2019 diperkirakan menyumbang sebesar 0,35 persen terhadap

pertumbuhan ekonomi Indonesia.

Laju pertumbuhan Produk Domestik Bruto (PDB) di sektor pertambangan dan

penggalian mengalami penurunan pada kuartal II-2013 menjadi 1,19 persen dibanding

periode yang sama di tahun 2012. Sementara di semester I, kontribusi PDB dari usaha

tersebut tercatat minus 0,70 persen (BPS, 2013). Badan Pusat Statistik (BPS)

menjelaskan bahwa sumber pertumbuhan ekonomi sepanjang tiga bulan pertama tahun

226

2013 adalah sebesar minus 0,09 persen. Penurunan kontribusi sektor pertambangan dan

penggalian di bulan April-Juni 2013 disebabkan karena sumur atau sumber tambang

migas dan non-migas di Indonesia banyak yang sudah tua. Kondisi ini belum diimbangi

dengan penemuan sumur baru (BPS, 2013), hal ini juga dipersulit oleh penutupan 14

sumur sehingga dapat menganggu produksi atau lifting minyak. Harga jual beberapa

komoditas di pertambangan non migas juga masih bergejolak. Akhirnya melemahkan

ekspor Indonesia dari sisi nilai dan menurunkan kontribusi sektor ini terhadap PDB.

Namun demikian, pada tahun 2015 sektor energi dan pertambangan diperkirakan

akan memberikan kontribusi terhadap pertumbuhan ekonomi sebesar 0,34. Hal ini

memungkinkan dan sangat tergantung pada pembangunan smelter pengolahan barang-

barang mineral untuk mengisi kekosongan pembangunan kilang minyak mentah yang

sampai saat ini belum terealisasi. Hal ini juga dapat didukung oleh Peraturan Menteri

ESDM No. 11 Tahun 2012 tentang Perubahan atas Permen ESDM No. 7 Tahun 2012

tentang Peningkatan Nilai Tambah Mineral melalui Pengolahan dan Pemurnian Mineral

telah keluar pada 16 Mei 2012, yang diharapkan kebijakan ini akan efektif pada tahun

Januari 2014.

227

BAB 5

ARAH KEBIJAKAN SEKTOR ENERGI, MINERAL DAN PERTAMBANGAN

Dengan melihat kebutuhan energi yang semakin meningkat, diperlukan

penyempurnaan kebijakan terutama yang berkaitan dengan kebijakan harga energi,

infrastruktur energi dan ekspor/impor. Kebijakan harga energi ditujukan guna

memfasilitas pengguaan beberapa jenis energi yang jumlahnya cukup banyak tersedia di

dalam negeri, seperti gas alam dan batubara, serta pemanfaatan energi baru dan

terbarukan.

5.1 Kebijakan Harga Energi

5.1.1 Harga BBM

Sampai saat ini, pemerintah masih mengalokasikan anggaran untuk subsidi

BBM. Subsidi di satu sisi bertujuan untuk membantu daya beli masyarakat yang kurang

mampu. Di sisi lainnya, subsidi dapat memberikan tekanan fiskal seiring dengan

meningkatnya volume BBM bersubsidi dan selisih harga BBM bersubsidi dengan nilai

keekonomiannya. Keseimbangan antara daya beli masyarakat yang kurang mampu

dengan beban fiskal yang dapat ditanggung oleh pemerintah menjadi pembahasan setiap

tahunnya dalam penetapan besaran subsidi. Selain itu, pola penerapan subsidi BBM

yang tepat sasaran dan besaran nilainya belum ditemukan mekanisme bakunya.

Harga BBM punya pengaruh yang signifikan pada perekonomian dan kebijakan

fiskal mengingat pemenuhan BBM tersebut masih sangat tergantung kepada impor dan

harga di pasaran dunia berfluktuasi. Harga BBM bersubsidi terutama dipengaruhi oleh

Indonesia Crude Price (ICP). Tabel di bawah ini memperlihatkan bahwa harga BBM

bersubsidi berfluktuasi yang dipengaruhi fluktuasi ICP. Pemerintah telah melakukan

penyesuaian harga BBM bersubsidi sebanyak lima kali dalam kurun waktu enam tahun

terakhir baik harganya dinaikan maupun diturunkan. Terakhir pada akhir Juni 2013,

pemerintah menaikan harga BBM bersubsidi yaitu premium dari Rp 4.500,- per liter

menjadi Rp 6.500,- dan solar dari Rp 4.500,- menjadi Rp 5.500,-.

228

Tabel 76 Perubahan Harga BBM Bersubsidi Sejak Tahun 2006

No Uraian 1 Jan 2006 -

23 Mei 2008

23 Mei - 30

Nov 2008

1 Des 2008 -

14 Des 2008

15 Des 2008 -

14 Jan 2009

15 Jan 2009 -

21 Juni 2013

22 Juni 2013

- Sekarang

1 Premium 4.500 6.000 5.000 5.500 4.500 6.500

2 Solar 4.300 5.500 5.500 4.800 4.500 5.500

3 Minyak

Tanah 2.000 2.500 2.500 2.500 2.500 2.500

Selain dipengaruhi ICP, penentuan harga keekonomian BBM sebagai bahan

perhitungan subsidi ditentukan oleh harga indeks pasar bahan bakar minyak (HIP-

BBM) yang telah ditetapkan oleh Pemerintah melalui Kepmen ESDM N0

0219K/K/12/MEM/2010 tentang Harga Indeks Pasar Bahan Bakar Minyak dan Harga

Indeks Pasar Bahan Bakar Nabati (Biofuel) yang dicampurkan ke dalam jenis bahan

bakar minyak tertentu.

Berdasarkan Kepmen tersebut, untuk jenis premium didasarkan pada harga

Mean of Platts Singapore (MOPS) jenis Mogas 92 rata-rata pada periode satu bulan

sebelumnya dengan formula 98.42 persen MOPS Mogas 92. Sementara untuk jenis

minyak solar didasarkan pada harga publikasi MOPS jenis Gasoil rata-rata pada periode

satu bulan sebelumnya. Untuk jenis minyak tanah, harga didasarkan pada harga

publikasi MOPS jenis Jet Kerosene rata-rata pada periode satu bulan sebelumnya.

Beban subsidi BBM yang semakin meningkat akan mengganggu keberlanjutan

fiskal dan pengurangan anggaran pemerintah untuk program lainnya seperti

pembangunan infrastruktur. Grafik di bawah ini memperlihatkan volume BBM

bersubsidi setiap tahunnya mengalami peningkatan dan berimplikasi pada peningkatan

besaran nilai subsidi BBM yang disalurkan. Pertumbuhan kendaraan bermotor sangat

berpengaruh pada peningkatan volume BBM bersubsidi.

229

Gambar 56 Volume BBM Bersubsidi (2008-2013)

Pada tahun 2012 volume BBM bersubsidi mencapai 43,3 juta kilo liter,

meningkat 13,4 persen dibandingkan tahun 2008. Pada tahun yang sama besaran subsidi

sudah mencapai lebih dari Rp200 Triliun atau naik sekitar 4 kali lipat dibandingkan

tahun 2009.

Gambar 57 Besaran Subsidi BBM dan Listrik (2008-2013)

230

Di samping pengendalian BBM bersubsidi yang tepat sasaran maupun

memperluas penggunaan bahan bakar alternatif seperti gas (BBG) sebagai pengganti

BBM, perlu diterapkan mekanisme baku kebijakan harga BBM untuk mengurangi

ketidakpastian beban subsidi BBM. Saat ini, kebijakan harga BBM yang diterapkan

masih bersifat ad-hoc. Ke depan kiranya perlu dikaji kebijakan harga BBM dengan

menerapkan kebijakan harga BBM yang secara otomatis/ berkala disesuaikan pada nilai

keekonomiannya berdasarkan formula baku. Pilihan lainnya adalah harga BBM

mengikuti mekanisme pasar yang dapat naik atau turun tergantung dari ICP. Namun hal

ini perlu dikaji secara mendalam terkait dengan ketentuan Pasal 33 Undang-undang

Dasar 1945. Kalau ini pilihannya, maka peluang percepatan pemanfaatan BBG sebagai

pengganti BBM dapat terwujud dan energi alternatif seperti bahan bakar nabati dapat

dikembangkan secara lebih baik.

5.1.2 Harga Gas

Harga gas didalam negeri saat ini relatif rendah dibandingkan dengan harga gas

ekspor. Penetapan harga saat ini dilakukan agar supaya gas dapat dikonsumsi oleh pasar

domestik, seperti pembangkit listrik, industri, komersial, dan rumah tangga. Walaupun

harga gas saat ini ditetapkan berdasarkan tingkat affordability, bahan bakar gas tidak

mungkin dapat berkompetisi dengan bahan bakar minyak, yang saat ini masih disubsidi.

Harga gas dikelompokkan menjadi tiga kelompok: i) harga gas dalam negeri

(domestic gas sale price) yakni harga gas yang diperjual belikan antara produsen gas

(Kontraktor Kontrak Kerja Sama atau KKKS) dengan pembeli gas; ii) harga gas

konsumen akhir (consumer gas prices) yakni harga gas yang dibayarkan oleh pengguna

akhir gas (end-user); dan iii) harga gas nilai pasar atau harga gas keekonomian (market

value of gas) yaitu harga gas yang yang mencerminkan keinginan pembeli (willingness

to pay) atas sejumlah gas dan biasanya harga jenis energi lainnya yang menjadi

kompetitor dari gas.

Saat ini, berdasarkan UU minyak dan gas, harga gas konsumen akhir ditetapkan

oleh pemerintah hanya untuk gas yang dikonsumsi oleh rumah tangga dan pengguna

skala kecil, serta sektor transportasi. Namun demikian, pada kenyataannya harga gas

untuk konsumen lain juga secara tidak langsung ditetapkan pemerintah. Hal ini

disebabkan harga gas dalam negeri tetap ditetapkan oleh pemerintah melalui mekanisme

Domestic Market Obligation (DMO), walaupun penetapannya didasarkan atas negosiasi

231

antara produsen dan pembeli gas. Hanya perusahaan besar saja yang mampu membeli

gas secara langsung dari produsen gas. Sedangkan kebanyakan dari pengguna gas

membeli gas dari Perusahaan Gas Negara (PGN) sehingga penetapan harga gas

domestik jual-beli antara PGN dengan produsen gas, secara tidak langsug menetapkan

harga harga gas konsumen akhir untuk konsumen gas secara keseluruhan, selain rumah

tangga dan pengguna skala kecil.

Harga gas konsumen yang dijual oleh PGN relatif rendah dibandingkan dengan

jenis energi kompetitornya. Gambar 58 Harga Jual Gas Konsumen dari PGN dan Harga

Energi Lainnya yang Merupakan Kompetitor Gas (2013) menunjukkan harga jual gas

PGN yang relatif lebih rendah dibandingkan dengan harga solar (HSD) dan jenis energi

lainnya. Harga rata-rata gas konsumen akhir, yang dijual PGN, adalah USD 8,54 per

MMBTU, lebih rendah dibandingkan dengan harga rata-rata solar (HSD) sebesar USD

29,26 per MMBTU.

Gambar 58 Harga Jual Gas Konsumen dari PGN dan Harga Energi Lainnya yang

Merupakan Kompetitor Gas (2013)

232

Gambar 59 Harga Rata-rata Gas Domestik dan Ekspor (2012)

Walaupun dalam tahun tahun terakhir harga gas dalam negeri dinaikkan, dan

berdampak kepada kenaikkan harga gas konsumer akhir, harga gas dalam negeri masih

relatif jauh lebih rendah dibandingkan harga gas ekspor. Hal ini memberikan

kecenderungan bagi produsen gas untuk tetap memprioritaskan penjualan gas ke luar

negeri (ekspor). Gambar diatas menunjukkan harga gas dalam negeri dengan harga gas

ekspor untuk tahun 2012. Pada bulan Februari 2013, harga gas domestik untuk sektor

listrik ditetapkan sebesar USD 11 per MMBTU, untuk industri sebesar USD 9 per

MMBTU, dan untuk industri pupuk sebesar USD 8 per MMBTU, pada saat harga gas

ekspor sebesar USD 16 per MMBTU.

Gambar 60 Komponen Harga Gas untuk Sektor Transportasi

Harga Jual BBG

Pajak

Margin SPBG

Investasi & O/M

Toll Fee

HCTP

Harga di titikpenyerahan, bisa diwell head maupun

plan gate pipa hulu

Tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa yang ditetapkan oleh

Badan pengatur;

Biaya untuk pembangunan, pengo

erasian, dan pemeliharaan SPBG

dan infrastruktur pendukungnya

Keuntungan pengoperasian

Stasiun Pengisian Bahan Bakar Gas

(SPBG)

Pajak Pertambahan Nilai dan Pajak bahan

bakar untuk kendaraan bermotor

1.854

750

561

310

521

1.055

750

561

310

401

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

HCTP Toll Fee Investasi & O/M Margin SPBG Pajak

Dengan harga BBG Rp. 3.100/LSP ($9,7/mmbtu), pengusaha SPBG tidak dapat membeli gas dari titik penyerahan yang harganya sekitar Rp. 1.854/LSP ($5-6/mmbtu).

Agar supaya pengusaha SPBG dapat memperoleh gas, maka harga BBG sekurang-kurangnya Rp. 4,000/LSP ($12-13/mmbtu)

233

Untuk meningkatkan pasokan gas di dalam negeri diperlukan penyempurnaan

harga gas, baik harga gas domestik dan harga gas konsumen akhir. Ada tiga opsi untuk

menyempurnakan harga gas: i) hilangkan semua regulasi dalam penetapan harga dan

harga gas ditentukan berdasarkan berdasarkan negosisasi antara produsen gas dengan

pembeli. Hal ini akan mendongkrak harga gas dalam negeri mendekati harga gas

ekspor; ii) menerapkan harga gas patokan atau ‘benchmark’ baik untuk harga gas jual

beli yang digunakan dalam kontrak antara produsen gas dengan pembeli gas ataupun

harga yang akan dijadikan patokan didalam negosiasi antara produsen gas dengan

pembelinya. Hal ini akan meningkatkan kepastian (certainty and predictability) dari

harga gas serta mengurangi ‘missmatch’ antara harga gas dalam negei dengan harga gas

ekspor; iii) memperkenalkan aturan tentang penentuan harga gas, namun bukan

penetapan harga gas nya itu sendiri. Hal ini akan meningkatkan tingkat transparansi

dalam penentuan harga gas dan sekaligus meningkatkan kepastian harga gas, walapun

masih dibawah kepastian dengan harga ‘benchmark.’

Membiarkan harga gas ditentukan oleh pasar cenderung tidak sejalan dengan

kebijakan alokasi gas yang saat ini berlaku. Jika sektor yang menjadi prioritas

mempunyai kemampuan membayar (ability to pay) rendah, maka sektor tersebut

beresiko ter-eliminasi dari dari pasar gas. Sebaliknya jika sektor dengan prioritas rendah

mempunya kemampuan bayar yang tinggi, maka ada kemungkinan gas akan mengalir

ke sektor ini. Dengan kata lain, membiarkan harga gas ditentukan oleh pasar beresiko

adanya inkonsistensi dengan kebijakan alokasi gas ke sektor-sektor tertentu di dalam

negeri. Namun demikian jika kebijakan ini kemudian tidak diterapkan lagi, dan

demikian juga DMO, maka industri gas akan lebih efisien jika ditentukan melalui pasar,

yakni negosiasi antara produsen gas dan pembeli gas, tanpa adanya persetujuan harga

dari pemerintah.

Harga gas patokan (benchmark) ditentukan berdasarkan harga-harga jenis energi

lainnya yang merupakan substitusi dari gas. Beberapa negara telah menerapkan sistem

harga gas patokan ini. Cina, misalnya, harga yang menjadi patokan adalah harga bahan

bakar yang menjadi substitusi dari gas dengan faktor pengurang (discount), sehingga

harga gas akan mengikuti pergerakan harga bahan bakar lainnya namun akan selalu

lebih rendah. Demikian juga India yang menerapkan harga patokan yang sedikit lebih

‘complicated’ dibandingkan dengan harga patokan di Cina.

Dalam tahun-tahun kedepan, harga gas dalam negeri perlu mengacu kepada

234

harga patokan atau ‘benchmark.’ Namun demikian, fleksibilitas perlu juga diterapkan,

misalnya harga gas dapat dinegosiasi dalam kisaran 10 persen dari harga gas patokan.

Harga patokan mengacu kepada harga dari jenis energi yang menjadi substitusi dari gas,

yakni harga solar di sektor industri, harga batubara di sektor listrik, dan harga impor

pupuk, dengan rumusan sebagai berikut, dimana Pb adalah harga patokan, Pf harga solar,

Pc harga batubara, dan Mu harga impor urea/pupuk. Sedangkan Si adalah ‘share’

penggunaan gas di sektor listrik, Sp di sektor listrik, dan Sfdi sektor pupuk (Si+ Sp+ Sf

=1).

pb = sip f( )+ sppc( )+ s f Mu /Qgéë ùû( )

Dengan menggunakan persamaan di atas, maka dapat dihitung harga patokan

gas domestik. Harga solar setara gas untuk pembangkit listrik, misalnya, saat ini adalah

USD 17,1 per MMBTU, harga batubara setara gas USD 3,3 per MMBTU, dan harga

pupuk/urea impor setara gas adalah USD 13,9 per MMBTU. Saat ini share dari

konsumsi gas untuk industri adalah 42,5 persen, dan share dari konsumsi gas untuk

pembangkit listrik adakah 34,0 persen, dan untuk pupuk adalah 23,5 persen. Dengan

angka-angka harga energi yang menjadi kompetitor gas dan konsumsi gas tersebut,

maka harga patokan gas dalam negeri adalah USD (42,5%) (17,1) + (34%) (3,3) +

(23,5%) (13,9) per MMBTU = USD 11,6 per MMBTU.

235

Gambar 61 Harga Patokan Gas Dalam Negeri (2000-2013)

Gambar diatas menunjukkan bagaimana pergerakan harga patokan gas dalam

negeri akan bergerak sejak tahun 2000 dibandingkan dengan harga LNG. Harga patokan

gas dalam negeri umumnya dibawah harga LNG, yakni pada saat-saat harga solar

menanjak naik. Harga patokan gas dalam negeri juga selalu berada dibawah harga solar

namun diatas harga batubara.

Harga patokan gas dalam negeri yang dihitung di atas dapat merupakan atau

dianggap sebagai harga gas pasar yang maksimum, secara rata-rata, yang diterima oleh

produsen gas, yakni jika harga gas domestik ditentukan hanya oleh negosiasi antara

produsen gas dan pembeli tanpa persetujuan atau penetapan dari pemerintah. Namun

demikian, guna mendorong dan memperepat penggunaan gas didalam negeri, serta guna

menghindari adanya ’price schock’ terhadapa konsumen gas yang ada sekarang ini,

maka perlu diterapkan, terhadap harga gas patokan dalam negeri tersebut, satu faktor

pengurang atau ‘discount’ sebesar 10-15 persen. Dengan faktor pengurang tersebut,

236

maka harga patokan gas dalam negeri menjadi (10-15%)(11,6) = USD 10-10,5 per

MMBTU. Faktor ini dapat saja jauh lebih besar dari 15 persen, misalnya 40 persen,

pada saat pertama kali harga patokan gas ini diperkenalkan ke produsen dan konsumen

gas. Faktor ini juga dapat dikurangi/diperbesar atau bahkan ‘premium’ dapat diterapkan

untuk lapangan-lapangan gas yang sifatnya ‘marginal’ guna memberikan insentif dalam

pengembangannya

5.1.3 Harga Panas Bumi

Harga listrik yang bersumber dari panas bumi saat ini ditetapkan dengan

memperhatikan ongkos produksi uap dan listrik. Ongkos produksi uap umumnya sangat

‘site-spesifik’ dan tergantung dari kedalaman sumur panas bumi.

Harga listrik panas bumi terus mengalami penyempurnaan dari tahun ke tahun.

Pada tahun 2008, harga panas listrik panas bumi ditentukan berdasarkan harga patokan,

mengacu kepada biaya pokok produksi (BPP), serta tergantung terhadap skala

pembangkit listrik. Untuk pembangkit listrik tenaga panas bumi skala menengah (10-

55MW), harga patokan ditetapkan sebesar 85 persen BPP di sisi tegangan tinggi atau 85

persen BPP di sisi tegangan menengah kapasitas 10 MW - 55 MW. Untuk PLTP skala

besar (diatas 55MW), harga patokan ditetapkan sebesar 80 persen BPP di sisi tegangan

tinggi kapasitas >55 MW. Pada tahun 2009, harga listrik panas bumi ditentukan dengan

mengacu kepada HPS, serta ditambahkan acuan biaya eksplorasi dan pengembangan,

namun kemudian diubah menjadi sebesar maximum 9,7 sen US$/kWh. Tahun 2011,

kembali harga listrik panas bumi disempurnakan, dan kali ini harga patokan ditentukan

berdasarkan harga hasil lelang WKP panas bumi.

Pada tahun 2012, harga panas bumi ditetapkan berdasarkan wilayah (Feed in

Tariff). Untuk pembangkit listrik panas bumi di wilayah Sumatra, maka harga listrik

ditentukan sebesar 10-11,5 USD cents/Kwh, di wilayah Jawa, Madura, dan Bali sebesar

USD 11-12,5cents/Kwh, NTT sebesar USD 15-16,5 cents/Kwh, Gorontalo, Sulawesi

Utara, dan Tengah sebesar USD 13-14,5 cents/Kwh, Sulawesi Barat, Selatan dan

tenggara sebesar USD 11-13,5 cents/Kwh, dan Maluku sebesar USD 17-18,5

cents/Kwh.

237

Gambar 62 Harga Listrik Panas Bumi dengan Skema Feed-In Tariff

Gambar diatas memperlihatkan harga listrik panas bumi untuk beberapa (19)

lapangan panas bumi yang saat sedang dikembangkan, yakni harga listrik panas bumi

hasil lelang dan sedang dalam proses penyelesaian Power Purchase Agreement (PPA)

dengan pihak pembeli (Off-taker), yakni PLN. Terlihat bahwa harga listrik panas bumi

sangat bervariasi di kisaran diantara USD 5,62 per KWh (Jawa) dan USD 18,18 per

KWh (NTT/Maluku). Terlihat harga listrik ini juga tergantung dari skala pembangkit.

Untuk pembangkit dengan skala kecil/menengah (<50MW), harga cenderung tinggi,

dan kemudiang harga cenderung menurun dengan meningkatknya skala pembangkit

238

listrik. Perlu juga dicatat bahwa lelang dari kebanyakan lapangan-lapangan panas bumi

ini dilakukan pada saat pemerintah menerapkan harga maksimum USD 9,75 per KWh.

Dengan demikian, dapat dimengerti harga listrik hasil lelang WKP memperlihatkan

kecenderungan harga listrik yang berkisar di angka harga maksimum.

Gambar 63 Harga Listrik Panas Bumi untuk Beberapa Lapangan Panas Bumi yang Saat

Ini Sedang Dikembangkan: Sumatra, Jawa, dan NTT/Maluku

Di samping itu, harga listrik panas bumi juga tergantung dari kualitas reservoir

panas bumi. Untuk reservoir dengan temperatur yang tinggi (high) (>220 oCelcius), ada

kecenderungan bahwa harga listriknya lebih rendah dibandingkan dengan harga listrik

dengan reservoir temperatur menengah (moderate) (150-180 oCelcius). Hal ini dapat

dimengerti mengingat nilai investasi ‘Steam Gathering’ untuk reservoir dengan suhu

menengah/rendah relatif lebih besar karena diperlukan lebih banyak sumur reinjeksi dan

sistem perpipaan uap, dengan harus diterapkannya teknologi ‘binary plants’ dalam

pembangkitan listrik.

Dengan demikian harga listrik panas bumi hendaknya ditentukan dengan

memperhatikan kualitas reservoir, karena nilai investasi sangat tergantung dari

kandungan uap dan suhu reservoir. Untuk reservoir dengan suhu tinggi dan volume

uapnya yang besar, maka nilai investasi ‘Steam Gathering’ akan relatif rendah sehingga

tarif listriknya menjadi lebih rendah dibandingkan dengan harga listrik dari reservoir

239

panas bumi dengan suhu menengah. Kandngan air dari reservoir suhu rendah relatif

cukup banyak sehingga dibutuhkan fasilitas yang lebih ‘lengkap’ untuk membuat uap

panas. Dengan demikian, penentuan harga listrik panas bumi sangat ditentukan oleh

informasi mengenai kualitas reservoir. Dalam gambar diatas secara konsep dapat

ditentukan dua trayektori harga listrik panas bumi, masing-masing untuk lapangan

panas bumi dengan suhu tinggi (>220 oC) dan untuk lapangan dengan suhu menengah

(150-180 oC). Dengan kata lain harga listrik panas bumi ditentukan berdasarkan

klasifikasi lapangan panas bumi, dimana klasifikasi ini didasarkan atas kualitas atau

suhu reservoir.Implikasi dari pada hal ini adalah bahwa penentuan harga listrik dengan

pembeli (off-taker) baru dapat ditentukan sesudah informasi mengenai klasifikasi

reservoir dapat ditentukan.

Harga listrik panas bumi umumnya di atas harga rata-rata listrik yang

dibangkitkan melalui pembakaran batubara. PLN sebagai satu-satunya off-taker listrik

selalu mendasarkan pembelian listriknya kepada ‘least-cost’ konsep, dan tidak

memasukkan biaya atau manfaat ekonomi/eksternalitas dari energi primer. Artinya,

PLN akan membeli terlebih dahulu listrik-listrik yang dibangkitkan dengan biaya

roduksi yang paling murah, dalam hal ini listrik batu-bara, tanpa menghiraukan dampak

emisi yang akan dikeluarkan oleh pembangkit listrik batu-bara. Tanpa memperhatikan

manfaat ekonomi (rendah emisi), listrik yang dibangkitkan dari panas bumi tidak akan

mendapat di dalam protofolio PLN. Oleh sebab itu, intervensi perlu dilakukan guna

menjadikan harga listrik panas bumi cukup kompetitif dibandingkan dengan lsitrik batu-

bara. Salah satu cara adalah dengan memberikan penugasan kepada PLN untuk membeli

listirk batu-bara dengan harga tertentu (feed-in tariff), diatas harga listrik batu-bara,

dimana selisih antara harga listrik panas bumi dengan harga lsitrik batu-bara akan

ditutup oleh subsidi listrik.

Namun skim penugasan, feed-in tariff, dan subsidi listrik panas bumi ini ini

memerlukan beberapa hal yang menjadi pre-requisite dari keberhasilannya. Pertama

adalah adanya ketersediaan dana APBN yang akan menjadi sumber pendanaan subsidi

lsitrik. Kedua adalah justifikasi dari tariff listrik panas bumi. Jika tariff ini hanya

didasarkan atas informasi reservoir yang tidak cukup/komplit – informasi dari survei

permukaan tanpa adanya informasi hasil pengeboran eksplorasi – maka pemberian

subsidi akan menjadi instrumen fiskal yang memasukkan resiko eksplorasi kedalam

portofolio APBN. Hal ini tentu tdak didinginkan. Dengan perkataan lain, penerapan

240

feed-tariff dan subsidi listrik panas bumi mensyaratkan adanya informasi yang cukup

untuk menjadi basis penentuan feed-in tarif dan subsidi.

5.1.4 Harga Listrik

Listrik merupakan salah satu komoditi strategis dalam perekonomian

Indonesia karena selain digunakan secara luas oleh masyarakat terutama untuk

keperluan penerangan, listrik juga merupakan salah satu sumber energi utama bagi

sektor industri. Oleh karena itu, Pemerintah menaruh perhatian yang cukup besar

terhadap harga penjualan listrik kepada konsumen, mengingat perubahan harga

listrik akan mempunyai dampak yang cukup siginifikan terhadap kenaikan harga-

harga umum, yang pada gilirannya akan berpengaruh juga terhadap perekonomian

secara makro. Salah satu faktor yang menentukan tingkat harga penjualan listrik adalah

biaya penyediaan tenaga listrik. Harga jual listrik ditetapkan dengan memperhatikan

‘affordability’ masyarakat, yakni Tarif Dasar Listrik (TDL).

Pada tanggal 1 April 2001 pemerintah mengeluarkan kebijakan kenaikan harga

BBM dunia industri sekitar 50 sampai 100 persen. Pada tanggal 17 Mei 2001 kembali

menaikkan harga semua jenis BBM sebesar 30 persen dan mulai 15 Juni 2001, tarif dasar

listrik (TDL) naik sebesar 20 persen. Selain itu, pada Juli 2001 pemerintah juga

menaikkan PPN (pajak pertambahan nilai) dari 10 persen menjadi 12,5 persen.

Kenaikan tarif dasar listrik pada tahun 2003 tertuang dalam Kepres No

89/2002 dimana kenaikan TDL per tiga bulan 6 persen, mulai Januari 2003 dan hanya

berlaku pada tahun 2003. Kenaikan abonemen (biaya beban) untuk golongan

rumahtangga R-1, misalnya, untuk 900 VA naik dari Rp16.200 menjadi Rp18.100. Biaya

beban golongan industri I-2 di atas 2200 VA sampai 200 KVA naik dari Rp28.700

menjadi Rp30.400. Alasan kenaikan TDL pada tahun 2003 tersebut untuk

mengantisipasi terjadinya krisis listrik di Jawa dan Bali 2004-2005.

Sejak tahun 2009, sesuai dengan UU No. 30 tahun 2009 tentang Kelistrikan Pasal 4,

penetapan tarif dasar listrik dilakukan oleh Pemerintah Pusat atau Pemerintah Daerah

seseuai dengan kewenangannya dengan persetujuan DPR atau DPRD. Besaran tarif

tersebut harus memperhatikan keseimbagan kepentingan nasional, daerah, konsumen dan

pelaku usaha penyedia listrik dan dapat berbeda di setiap daerah dalam suatu wilayah

usaha. Pada implementasinya, kebijakan penetapan tarif dasar listrik lebih banyak

241

dilakukan oleh Pemerintah pusat yang biasanya diatur dalam Perpres atau Kepres.

Struktur pasar yang terdiri dari berbagai kelompok konsumen memungkinkan

penerapan kebijakan harga jual yang berbeda untuk setiap konsumen. Harga listrik

untuk kelompok konsumen yang membutuhkan jumlah daya besar secara massal seperti

industri relatif lebih rendah karena memenuhi skala keekonomian dan pemasangan

jaringan yang lebih sederhana. Sebaliknya harga listrik relatif lebih mahal bagi

kelompok konsumen yang tersebar dengan kebutuhan yang kecil dikarenakan tidak

memenuhi skala keekonomian dan jaringan yang tidak sederhana. Dengan

memperhatikan perbedaan kemampuan daya beli kelompok konsumen, pemerintah

menerapkan subsidi silang terbalik untuk rumah tangga.

Pada tanggal 30 Juni 2010, Pemerintah menerbitkan Peraturan Menteri ESDM

No. 07 tahun 2010 tentang Tarif Tenaga Listrik yang disediakan oleh PT. PLN

(Persero). Berdasarkan Permen itu kenaikan TDL rata-rata sebesar 10 persen dan

kenaikan rata-ratanya bagi masing-masing pelanggan: Sosial (10 persen), Rumah

Tangga (18 persen), Bisnis (16 persen), Industri (6 – 12 persen), Pemerintah (15 – 18

persen) dan Traksi/Curah/Layanan Khusus (9 – 20 persen).

Berdasarkan UU No. 30 tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan pasal 34 dan

diterangkan lebih lanjut dalam Pasal 1 angka 15 disebutkan bahwa yang dimaksud

dengan Pemerintah Pusat yang selanjutnya disebut Pemerintah adalah Presiden RI

sebagaimana dimaksud UUD RI 1945. Oleh karena itu, kebijakan penetapan tarif tenaga

listrik tahun 2010 melalui Permen ESDM No. 7 tahun 2010 dianggap tidak sesuai

dengan ketentuan UU No. 30 tahun 2009. Oleh karena itu, berdasarkan hasil rapat

antara komisi VII DPR RI Pemerintah diminta untuk mengganti Permen ESDM No. 7

tahun 2010 menjadi Perpres. Pemerintah kemudian menerbitkan Perpres No. 8 tahun

2011 sebagai pengganti Permen ESDM No. 7 tahun 2010 tanggal 7 Februari 2011.

Tabel 77 Kebijakan Kenaikan Tarif Dasar Listrik di Indonesia Tahun 2001-2013

Tahun Peraturan Rata-rata harga jual

(Rp/kwh) Keterangan

3 Desember 2003

Keppres No.

104 Tahun

2003

123-430 S1-S3 (Pelayanan Sosial)

169-621 R1-R3 (Rumah Tangga)

254-545 B1-B3 (Bisnis)

242


(Rp/kwh) Keterangan

160-460 I1-I4 (Industri)

575-635 P1-P3 (Kantor Pemerintah,

PJU)

360 T (Traksi)

390 C (Curah)

1380 M (Multiguna)

30 Juni 2010

Permen

ESDM No.7

Tahun 2010

325-755 S2 (Pelayanan Sosial), S1 dan

S3 tidak naik


535-1100 B1-B2 (Bisnis), B3 tidak naik

485-915 Hanya I1 (Industri) naik

820-1200

P1 dan P3 (Kantor

Pemerintah, PJU), P2 tidak

naik

390-665 T (Traksi)

445-595 C (Curah)

1450 L (Layanan Khusus)

7 Januari 2011

Perpres No. 8

Tahun 2011

325 - 755 S1-S3 (Pelayanan Sosial)


535-1100 B1-B3 (Bisnis)

415-915 I1 (Industri), Pengecualian

kepada pelanggan I2-I4


PJU)

665 T (Traksi)

595 C (Curah)

1450 L (Layanan Khusus)

1 Januari - 1

Oktober 2013

Permen No.

30 Tahun

325-900 Hanya pelanggan S2


243


(Rp/kwh) Keterangan

(Naik bertahap

per tiga bulan

dari Januari -

Oktober)

2012

535-1352 B1-B2 (Bisnis)

485-1112 I1 (Industri), Pengecualian

kepada pelanggan I2-I4


PJU)

411-808 T (Traksi)

611-707 C (Curah)

1500-1650 L (Layanan Khusus)

Pada awal tahun 2011 tagihan listrik beberapa sektor industri mengalami

kenaikan, hal ini terjadi karena PLN mencabut capping TDL untuk sektor industri yang

sebesar maksimum 18 persen. Komisi VII DPR meminta pemerintah untuk tetap

memberlakukan capping TDL untuk sektor industri, namun anggaran subsidi listrik tetap

berpedoman kepada UU NO. 10 tahun 2010 tentang APBN 2011 yaitu sebesar Rp 40,7

Triliun. PLN tetap mencabut capping tersebut karena subsidi listrik tidak mampu

menutupi biaya operasional PLN, selain itu juga karena industri yang menikmati

insentif capping hanya sekitar 9.000-an perusahaan dari total 48.000 pelanggan industri.

Kalau capping tidak dicabut, maka sejumlah industri akan mendapat tarif lebih murah

dari umumnya industri sejenis. Kebijakan tersebut melanggar UU persaingan usaha

yang dikontrol oleh KPPU (Komisi Pengawas Persaingan Usaha) sehingga mulai tahun

2011 seluruh pelanggan industri pada setiap kelompok mengalami kenaikan TDL yang

sama yaitu 20-30 persen.

Penetapan TDL ini akan berimplikasi pada besaran subsidi listrik yang diakibatkan

tingginya biaya produksi sementara di sisi lain harga jual listrik PLN dibatasi dengan TDL.

Subsidi listrik pertama kali dilakukan pada tahun 1998 /1999 sebagai dampak krisis moneter.

Jumlah subsidi listrik dari tahun ke tahun berfluktuasi tergantung pada berbagai indikator

makro seperti harga minyak mentah dan nilai tukar rupiah selain tentunya kebijakan

244

pemerintah dan kebijakan korporasi PLN. Perubahan kebijakan subsidi listrik cukup

signifikan mempengaruhi fluktuasi beban subsidi listrik. Pada periode 1998 – 2000,

perhitungan subsidi listrik menggunakan pola defisit cash flow PLN dan pada tahun 2001

diubah menjadi skema subsidi konsumen terarah. Perubahan ini dimaksudkan agar subsidi

diarahkan pada konsumen dengan daya di bawah 450 VA sedangkan konsumen di atas daya

tersebut dilakukan penyesuaian secara bertahap sampai tarif keekonomiannya. Pola tersebut

dipertajam lagi sejak tahun 2002 hingga awal 2005 dengan sasaran subsidi dipersempit lagi

menjadi maksimum pemakaian 60 kwh per bulan.

Walaupun demikian skema tahun 2005 ini tidak dapat dilanjutkan secara sempurna

dengan penyesuaian tarif untuk kelompok non-subsidi di tahun berikutnya. Dengan biaya

produksi listrik yang terus meningkat seiring dengan pencabutan penggunaan BBM

bersubsidi bagi pembangkit PLN dan melemahnya nilai tukar rupiah. Kondisi ini membuat

kemampuan PLN dalam melakukan investasi pengembangan infrastruktur kelistrikan

menjadi terbatas yang berakibat pada penurunan kemampuan PLN dalam memenuhi

pertumbuhan permintaan listrik.

Dengan mengacu pada UU No. 19 tahun 2003 tentang BUMN pasal 2 ayat 1 yang

menyebutkan bahwa BUMN yang mendapat pengasan pemerintah tidak boleh rugi maka

PLN harus diberi margin agar PLN dapat melakukan investasi pengembangan untuk jangka

panjang. Komponen margin dalam penghitungan subsidi listrik baru dilaksanakan pada

tanhun anggaran 2009 dan besaran margin yang masih belum mencukupi investasi yaitu

sekitar 3 persen.

Selain itu pada tahun 2005 dilakukan perubahan skema subsidi listrik menjadi subsidi

konsumen diperluas dengan pola PSO yang berakibat seluruh kelompok pelanggan yang

tingkat tarifnya di bawah BPP akan mendapatkan subsidi. Kebijakan ini di satu sisi

meringkankan beban PLN dan memberi peluang investasi dan pengembangan kapasitas

namun di sisi lain mendorong peningkatan beban subsidi listrik. Berikut adalah

perkembangan subsidi listrik dari tahun 2000 – 201312

.

Tabel 78 Tabel Perkembangan Subsidi Listrik dari Tahun 2000 – 2013

Tahun 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 *2013

Jumlah 8,90 30,39 33,07 83,90 49,54 57,60 90,44 64,97 80,93

12

KESDM, Memoir Akhir Jabatan Menteri ESDM 2000 – 2009 dan nota keuangan 2012

245

(Triliun)

Sumber: Nota Keuangan 2013 Kementerian *alokasi APBN

Untuk menekan subsidi yang semakin membengkak, pada Maret 2013, dilakukan

penandatanganan Service Level Agreement (SLA) tentang pencapaian kebijakan subsidi

listrik yang berkeadilan yang dilakukan oleh PLN bersama 12 kementerian /lembaga yang

berhubungan dengan isu pengembangan kelistrikan baik secara langsung maupun tidak

langsung. Kesebelas kementerian dan lembaga terdiri atas: Kementerian Koordinator

bidang Perekonomian; Kementerian Keuangan; Kementerian Energi dan Sumber Daya

Mineral (ESDM); Kementerian BUMN; Kementerian Perhubungan; Kementerian

Lingkungan Hidup; Kementerian Kehutanan, Kementerian Dalam Negeri; Badan

Pertanahan Nasional (BPN); Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu

Minyak dan Gas (SKK Migas); Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas (BPH Migas)

dan Unit Kerja Presiden bidang Pengawasan dan Pengendalian Pembangunan (UKP4).

Maksud dan tujuan dari SLA ini adalah untuk memperkuat dan mempercepat

pelaksanaan koordinasi dan komunikasi antara Menteri, Kepala Lembaga dan PLN dan

juga untuk memperjelas pembagian tugas dan mengharmonisasikan langkah dan

kegiatan antara Menteri, Kepala Lembaga dan PLN untuk mencapai tujuan penurunan

subsidi dan penerapan yang tepat sasaran.

Melalui dukungan kementerian dan lembaga yang tertuang dalam SLA, PLN akan

mampu memenuhi target-target kerjanya, antara lain dapat mengimbangi tingkat

pertumbuhan listrik yang mencapai 10 persen per tahun. Sebagai contoh, SKK Migas

harus bisa memastikan bahwa pasokan gas yang dibutuhkan PLN terpenuhi. Dengan

demikian, PLN bisa menekan penggunaan bahan bakar minyak (BBM) untuk

pembangkitnya, yang berujung pada ditekannya subsidi listrik. Selain dukungan di sisi

operasi untuk mendapatkan gas, SLA akan sangat membantu kelancaran proyek

investasi dalam mendukung pengembangan kelistrikan di Tanah Air. Persoalan terbesar

dalam mengembangkan infrastruktur listrik adalah perizinan lahan, terutama lahan di

wilayah hutan untuk jalur transmisi dan distribusi. Juga perizinan untuk pembangunan

pembangkit listrik panas bumi, PLTA dan lain-lain. Persoalan lainnya, izin

pembangunan pelabuhan jetty untuk pembangkit listrik baru, izin penanaman kabel

tanah di perkotaan dan lain-lain.

246

5.1.5 Harga Batubara

Sesuai dengan Peraturan Dirjen Minerba No. 515.K/32/DJB/2011, harga

patokan batubara untuk steam (thermal) coal dan coking (metallurgical) coal di dalam

negeri ditetapkan oleh Direktur Jenderal atas nama Menteri setiap bulan berdasarkan

formula yang mengacu pada rata-rata indeks harga batubara sesuai dengan mekanisme

pasar dan/atau sesuai dengan harga yang berlaku umum di pasar internasional. Harga

patokan ini wajib digunakan sebagai acuan harga batubara bagi pemegang IUP Operasi

Produksi dan IUPK Operasi Produksi Batubara serta PKP2B dalam penjualan batubara.

Indeks harga batubara sebagaimana dimaksud di atas, terdiri atas indeks harga

batubara:

g. Steam (thermal), indeks harga batubara yang diterbitkan

- Indonesian Coal Index/Argus Coalindo;

- Indeks New Castle, Australia;

- Indeks Platts; dan

- Global Coal New Castle Index.

h. Coking (metallurgical), indeks yang diterbitkan oleh:

- Platts, dan

- Energy Publishing.

Formula untuk penetapan harga patokan batubara steam (thermal) merupakan

acuan dalam menghitung harga patokan batubara steam (thermal) untuk jenis batubara

utama dan batubara lainnya. Harga Batubara Acuan (dalam kesetaraan nilai kalor

6322 kkal/kg GAR)

HBA = 25% ICI1 + 25% Plattsl + 25% NEX + 25% GC [USD/ton]

Di mana:

• HBA = Harga Batubara Acuan [USD/ton]

• ICI = Indonesia Coal Index [USD/ton]

• Platts = Platts Benchmark Price [USD/ton]

• NEX = New Castle Export Index [USD/ton]

• GC = New Castle Global Coal Index [USD/ton]

Konversi nilai kalor batubara dari kondisi ADB ke GAR:

K GAR = K ADB * (100 - TM) / (100 - IM)

247

Di mana:

K GAR = Nilai kalor batubara kondisi GAR (gross as received)

K ADB = Nilai kalor batubara kondisi ADB (as dried basis)

TM = Total moisture

IM = Inherent Moisture

Untuk :

Kandungan Belerang Batubara dalam as received (ar)

Kandungan Abu Batubara dalam as received (ar)

Harga Patokan Batubara utama ditetapkan dengan formula yang di dalamnya

mengandung variabel:

a. Harga Batubara Acuan steam (thermal);

b. Nilai Kalor Batubara (calorific value);

c. Kandungan Air (moisture content);

d. Kandungan Belerang (sulphur content); dan

e. Kandungan Abu (ash content).

Sedangkan untuk Harga Patokan Batubara lainnya ditetapkan dengan formula

yang di dalamnya mengandung variabel:

a. HPB utama (price marker);

b. Nilai Kalor Batubara (calorific value);

c. Kandungan Air (moisture content);

d. Kandungan Belerang (sulphur content); dan

e. Kandungan Abu (ash content).

Sementara, untuk harga patokan batubara coking (metallurgical) terdiri atas:

b. Harga Patokan Batubara Hard Coking

c. Harga Patokan Batubara Semi Soft Coking

d. Harga Patokan Batubara Pulverised Coal Injenction

Secara lengkap, jenis batubara utama dan jenis batubara lainnya beserta formula

harga patokan batubara steam (thermal) dapat dilihat pada Tabel 79 Tabel Jenis dan

Formula Harga Patokan Batubara. Sementara perkembangan harga batubara dari tahun

2009 sejak HPB ini diluncurkan sampai Desember 2013 dapat dilihat pada Gambar 64

Perkembangan Harga Batubara (2009-2013).

249

Tabel 79 Tabel Jenis dan Formula Harga Patokan Batubara

No Perusahaan Nama Dagang Formula

Batubara

Utama

1 PT. Gunung Bayan Pratama

Goal Gunung Bayan I (HBA * K * A ) - (B + U )

2 PT. Kaltim Prima Coal Prima Coal (HBA * K * A ) - (B + U )

3 PT. Kaltim Prima Coal Pinang 6 1 5 0 (HBA * K * A ) - (B + U )

4 PT. Indominco Mandiri Indominco IM _ East (HBA * K * A ) - (B + U )

5 PT. Kaltim Prima Coal Melawan Coal (HBA * K * A ) - (B + U )

6 PT. A daro Indonesia Envirocoal Coal (HBA * K * A ) - (B + U )

7 PT. Jorong Barutama Greston Jorong J-0 (HBA * K * A ) - (B + U )

8 PT. Arutmin Indonesia Ecocoal (HBA * K * A ) - (B + U )

Batubara

Lainnya

9 PT. Gunung Bayan Pratama

Coal Gunung Bayan II

(0.9 7

7

8 * Gunung Bayan I) - 2.0

1 8 1

10 PT. Marunda Graha Mineral Marunda Thermal

Coal

(0.9 9

6 3 * Prima Coal) - 1.5 8 2

11 PT. Trubaindo Coal Mining Trubaindo HCV_HS (0.9 7

8 1 * Prima Coal) - 3.9 3 9

12 PT. Trubaindo Coal Mining Trubaindo HCV L S (0.9 6

4 1 * Prima Coal) - 0.1 7 2

13 PT. Antang Gunung Meratus Tanjung Formation

Coal

(0.9 6

9 1 * Prima Coal) - 3.2 5 2

14 PT. Kaltim Prima Coal Pinang 6 0 0 0 NAR (1.0 2

2

1 * Pinang 6 1 5 0 ) - 0.1 0

2

15 PT. Arutmin Indonesia Arutmin Sat ui 1 0 (1.0 5

7

7 * Pinang 6 1 5 0 ) - 3.6 6

6

16 PT. Arutmin Indonesia Arutmin Senakin (1.0 4

9

3 * Pinang 6 1 5 0 ) - 4.4 2

7

17 PT. Arutmin Indonesia Arutmin A 6 2 5 0 (1.0 6 1 * Pinang 6 1 5 0 ) - 5.2 8

250


1 1

18 PT. Mandiri Intl Perkasa Mandiri A (1.0 5

4

3 * Pinang 6 1 5 0 ) - 0.3 1

0

19 PT. W ahana Baratama

Mining W ahana Coal

(1.0 2

9

2 * Pinang 6 1 5 0 ) - 3.1 3

5

20 PT. Indominco Mandiri Indominco IM_W est

/6 5 0 0

(0.9 8

3

7 * Pinang 6 1 5 0 ) - 0.4 5

3

21 PT. T anjung Alam Jaya TAJ Coal (1.0 2

9

2 * Pinang 6 1 5 0 ) - 5.1 3

5

22 PT. Mandiri In t i Perkasa Mandiri B (1.0 4

3

8 * Pinang 6 1 5 0 ) - 2.5 2

1

23 PT. Trubaindo Coal Mining Trubain do MCV_LS (0.9 9

6

6 * Pinang 6 1 5 0 ) - 0.5 0

4

24 PT. Sumber Kurnia Buan a SKB Coal (1.0 5

2

3 * Pinang 6 1 5 0 ) - 1 1.2

4 1

25 P D. Baramarta Baramarta Coal (1.0 4

3

5 * Pinang 6 1 5 0 ) - 4.6 0

0

26 PT. Arutmin Indonesia Arutmin A 6 1 0 0 (1.0 1

8

4 * Pinang 6 1 5 0 ) - 4.4 8

5

27 PT. In sani Bara Perkasa Insani Coal (0.9 2

4

4 * Pinang 6 1 5 0 ) + 3.0

8 8

28 PT. Bahari Cakrawala Sebuku BCS Coal (0.9 5

5

7 * Pinang 6 1 5 0 ) - 0.7 2

4

29 PT. Indominco Mandiri Indominco IM_W est

/6 3 5 0

(0.9 6

1

0 * Pinang 6 1 5 0 ) - 0.1 4

9

30 PT. Kaltim Prima Coal Pinang 6 0 0 0 (0.9 5

0

8 * Pinang 6 1 5 0 ) + 0.4

2 6

31 PT. Indominco Mandiri Indominco

IMM_MCVHS

(0.9 5

1

6 * Pinang 6 1 5 0 ) - 3.7 9

8

32 PT. Multi Harapan Utama Multi Coal Low (0.9 4

2

8 * Pinang 6 1 5 0 ) - 1.9 3

7

251


32 PT. Bangun Benua Bangun Coal (1.0 2

6

8 * Pinang 6 1 5 0 ) - 6.2 1

5

34 PT. Multi Harapan Utama Multi Coal Middle (0.9 3

4

9 * Pinang 6 1 5 0 ) - 5.9 0

1


1

5 * Pinang 6 1 5 0 ) - 0.3 4

7


9

4 * Pinang 6 1 5 0 ) - 4.1 0

5

37 PT. Multi Harapan Utama Multi Coal High (1.0 2

9

8 * Indominco IM_East) -

7.1 8 3

38 PT. Kadya Caraka Mulia KCM Coal (1.0 9

0


3.4 2 9

39 PT. Teguh Sinar Abadi TSA coal (0.9 9

3


2.7 5 5

40 PT. Tan ito Harum Tanito Coal (1.0 0

0

0 * Indominco IM_East) +

1.0 4 0

41 PT. Mahakam Sumber Jaya Mahakam Coal (1.0 0

0


1.0 4 0


1

8 * Indominco IM _ E ast

) + 4.4 5 4


8


0.4 2 0

44 PT. Baramulti Suksessarana BSS Coal (1.0 5

6

5 * Indominco IM _ E ast

) + 0.3 9 7

45 PT. Lanna Harita Indonesia Lanna Harita Coal (0.9 1

2


2.1 0 7


4

0 * Indominco

IM_East)+4.698

47 PT. Berau Coal Berau Mahoni (1.0 7

7

7 * Melawan Coal) + 3.5

4 1

48 PT. Berau Coal Berau Mahoni B (0.9 8 5 * Melawan Coal) - 1.3 7

252


1 6

49 PT. Kideco Jaya Agung Kideco Coal (0.9 2

4

6 * Melawan Coal) + 2.8

2 2

50 PT. Berau Coal Berau Agathis (1.0 3

3 8 * Envirocoal) - 4.6 8 1

51 PT. Lanna Harita Indonesia Lanna Harita Coal (0.9 8

6 5 * Envirocoal) - 6.2 0 8

52 PT. Berau Coal Berau Sungkai (1.0 0

0 0 * Envirocoal) - 4.7 2 0

53 PT. Berau Coal Berau Sungkai High

S

(1.0 0

0 0 * Envirocoal) - 6.7 2 0


8 6 * Envirocoal) - 5.2 4 5

55 PT. Antang Gunung Meratus W arukin Formation

Coal

(0.9 6

4 9 * Envirocoal) - 2.8 2 8

56 PT. Bat u Alam Selaras Bas Gumay Coal (0.9 5

5 9 * Jorong J-1 ) - 1.0 3 5

57 PT. Perkasa Inakakerta PIC Coal (1.0 3

2 7 * Ecocoal) - 7.3 4 6

58 PT. Borneo Indobara BIB COAL (0.8 4

6 0 * Ecocoal) + 0.1 4 6

59 PT. Intitirta Prima Sakti Intitirta coal (0.7 9

1 4 * Ecocoal) - 5.4 7 6

60 PT. Pesona Khatulistiwa

Nusantara PKN 3 5 0 0

(0.7 2

4 2 * Ecocoal) - 5.0 1 1

61 PT. Lamindo Inter Multikon LIM 3 0 0 0 (0.5 3

9 9 * Ecocoal) - 3.7 6 3

Formula Harga Patokan Batubara Coking (Metallurgical) mengikuti ketentuan

sebagai berikut :

a. Harga Patokan Batubara Hard Coking

253

HPB HC = (CCQ + CCH-LOW + CCH-HIGH + HR + EC + WC +

QL + PC)/8 [USD/ton]

Di mana:

HPB Hc = Harga Patokan Batubara Hard Coking [USD/ton]

CCQ = Coking Coal Queensland Index - Energy Publishing

[USD/ton]

CCH-LOW = Coking Coal Hampton Rd Index Low-Energy Publishin

[USD/ton]

CCH-HIGH = Coking Coal Hampton Rd Index High-Energy Publishing

[USD/ton]

HR = Coking Coal Hampton Roads - Platts

[USD/ton]

EC = Coking Coal East Coast – Platts [USD/ton]

WC = Coking Coal West Coast – Platts [USD/ton]

QL = Coking Coal Queensland – Platts [USD/ton]

PC = Coking Coal Pacific Coast – Platts [USD/ton]

b. Harga Patokan Batubara Semi-soft Coking

HPB ssc = (NSW + PO)/2 [USD/ton]

Di mana:

HPB ssc = Harga Patokan Batubara Semi-soft Coking [USD/ton]

NSW = Semi-soft Coking Coal New South Wales – Platt[USD/ton]

PO = Semi-soft Coking Coal Poland – Platts [USD/ton]

254

Gambar 64 Perkembangan Harga Batubara (2009-2013)

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

160,00

Jan

-09

Mar

-09

May

-09

Jul-

09

Sep

-09

No

v-0

9

Jan

-10

Mar

-10

May

-10

Jul-

10

Sep

-10

No

v-1

0

Jan

-11

Mar

-11

May

-11

Jul-

11

Sep

-11

No

v-1

1

Jan

-12

Mar

-12

May

-12

Jul-

12

Sep

-12

No

v-1

2

Jan

-13

Mar

-13

May

-13

Jul-

13

Sep

-13

No

v-1

3

HBA (USD/ton) Gunung Bayan I 7000 kcal/kg (gar) Prima Coal 6700 kcal/kg (gar)

Pinang Coal 6150 kcal/kg (gar) Indominco IM East 5700 kcal/kg (gar) Melawan Coal 5400 kcal/kg (gar)

Envirocoal 5000 kcal/kg (gar) Jorong J-1 4400 kcal/kg (gar) Ecocoal 4200 kcal/kg (gar)

255

c. Harga Patokan Batubara Pulverised Coal Injection

HPB pc, =(QL+SA+IN+CO+VE)/5 [USD/ton]

Di mana:

HPB Pc, = Harga Patokan Batubara Pulverised Coal Injection [USD/ton]

QL = Pulverised Coal Injection Queensland – Platts [USD/ton]

SA = Pulverised Coal Injection South Africa – Platts [USD/ton]

IN = Pulverised Coal Injection Indonesia – Platts [USD/ton]

CO = Pulverised Coal Injection Colombia – Platts [USD/ton]

VE = Pulverised Coal Injection Venezuela – Platts [USD/ton]

Ketika kontrak penjualan batubara dilakukan secara jangka tertentu (term), harga

batubara ini mengacu pada rata-rata 3 (tiga) Harga Patokan Batubara terakhir pada

bulan di mana dilakukan kesepakatan harga batubara, dengan faktor pengali 50 persen

untuk Harga Patokan Batubara bulan terakhir, 30 persen untuk Harga Patokan Batubara

satu bulan sebelumnya, dan 20 persen untuk Harga Patokan Batubara dua bulan

sebelumnya.

Untuk harga batubara untuk PLTU Mulut Tambang, penetapan harga mengikuti

peraturan dirjen Minerba No. 1348.K/30/DJB/2011 dengan ketentuan formula harga

batubara untuk pembangkit listrik mulut tambang mencakup dua jenis batubara dengan

nilai kalori lebih besar atau sama dengan 3.000 kkal/kg GAR dan batubara dengan

kalori kurang dari 3.000 kkal/kg GAR.

Harga batubara untuk pembangkit listrik mulut tambang dengan nilai kalori

lebih besar atau sama dengan 3.000 kkal/kg GAR dapat dijual dengan harga dibawah

Harga Patokan Batubara yang disetujui oleh Direktur Jenderal berdasarkan hasil kajian

yang akan ditetapkan dalam Keputusan Direktur Jenderal.

Harga batubara untuk pembangkit listrik mulut tambang dengan nilai kalori

kurang dari 3.000 kkal/kg GAR ditetapkan dengan formula biaya produksi ditambah

margin yang didasarkan pada perhitungan yang disampaikan oleh perusahaan sebagai

penjual batubara untuk mendapatkan persetujuan dari Direktur Jenderal atas nama

Menteri. Margin yang jadi acuan adalah keuntungan perusahaan sebagai penjual

batubara sebesar 25 persen dari biaya produksi.

Dalam hal terdapat kondisi batubara yang tidak ekonomis untuk dijual di luar

konsesi tambang maka batubara dengan nilai kalori Iebih besar atau sama dengan 3.000

256

kkal/kg GAR dapat dijual kepada pembangkit listrik mulut tambang dengan harga

tertentu atas kesepakatan kedua belah pihak dan disetujui oleh Direktur Jenderal atas

nama Menteri.

Harga pembelian batubara oleh PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) dalam

rangka pengoperasian Pembangkit Listrik Tenaga Uap dari perusahaan Per:Janjian

Karya Pengusahaan Pertambangan Batubara atau Izin Usaha Pertambangan Operasi

Produksi Batubara mengikuti harga patokan batubara pada saat tercapainya kesepakatan

antara PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) dengan perusahaan Perjanjian Karya

Pengusahaan Pertambangan Batubara atau Izin Usaha Pertambangan Operasi Produksi

Batubara. Pembelian batubara diberlakukan juga untuk keperluan Pembangkit Listrik

Tenaga Uap yang pembelian batubaranya dibebankan kepada PT Perusahaan Listrik

Negara (Persero) dan anak perusahaan yang melakukan kegiatan pengoperasian

Pembangkit Listrik Tenaga Uap. Harga kesepakatan pembelian batubara tersebut wajib

disesuaikan setiap 12 (dua belas) bulan sekali dengan harga pembelian batubara sesuai

dengan harga patokan batubara yang berlaku pada saat penyesuaian.

5.1.6 Harga Energi Baru Terbarukan

Harga Bahan Bakar Nabati (BBN) mengacu pada Keputusan Menteri ESDM

No. 0219K/12/MEM/2010 tentang Harga Indeks Pasar Bahan Bakar Minyak dan Harga

Indeks Pasar Bahan Bakar Nabati (Biofuel) yang dicampurkan ke dalam jenis bahan

bakar tertentu. Dalam Kepmen tersebut, harga indeks pasar (Biofuel) ditetapkan sebagai

berikut: Untuk jenis biodiesel, didasarkan Harga Patokan Ekspor Biodiesel dari minyak

sawit (FAME) yang ditetapkan Menteri Perdagangan setiap bulan dengan faktor

konversi 870 kg/m3. Sementara untuk jenis bioethanol, harga didasarkan pada harga

publikasi Argus untuk Ethanol FOB Thailand rata-rata pada periode satu bulan

sebelumnya ditambah 5 persen indeks penyeimbang produksi dalam negeri dengan

faktor konversi sebesar 788 kg/m3.

Pengaruh dari penerapan harga tersebut, Pertamina selaku salah satu Badan

Usaha yang ditunjuk untuk melakukan PSO penyaluran BBM tidak dapat melakukan

blending Ethanol pada Premium maupun Pertamaks dikarenakan tidak adanya suplai

bioethanol. Hal ini disebabkan Harga Indeks Pasar Ethanol yang ditetapkan lebih

rendah dari biaya produksi dan sedikit di atas harga jual/harga ekspor di pasar.

Memperhatikan hal tersebut, KESDM bersama Kemenkeu tahun 2013 mengkaji harga

257

indeks pasar bioethanol agar lebih tinggi. Kajian ini difokuskan pada hasil verifikasi

perhitungan dari Badan Pengawas Keuangan dan Pembangunan (BPKP). Sampai saat

ini pembahasan masih terkendala pada perbedaan persepsi antara Kementerian

Keuangan dengan hasil verifikasi BPKP. Kemenkeu meminta verifikasi lengkap dari

dari biaya produksi bioethanol, biaya trasnportasi dan margin dari produsen bioethanol.

Sementara BPKP hanya memverifikasi biaya produksi .

Dari hasil audit tahun anggaran 2012 diketahui bahwa biaya pokok produksi

bioethanol berada di kisaran Rp. 7000 – 8000 per liter.

5.2 Kebijakan Pembangunan Infrastruktur Energi

Pembangunan infrastruktur gas mutlak diperlukan guna menjamin pasokan

energi ke seluruh tanah air. Infratruktur enegi yang harus dibangun meliputi

infrastruktur Bahan Bakar Minyak (BBM), infrastruktur gas, infrastruktur listrik, dan

infrastruktur batubara. Pengembangan infrastruktur untuk semua jenis energi dibangun

secara terintegrasi guna menjamun efisiensi pengoperasian dari infrastruktur tersebut

serta tingginya tingkat pelayanan.

5.2.1 Infrastruktur BBM

Pemenuhan konsumsi BBM sangat tergantung dari kapasitas kilang yang dapat

berproduksi di dalam negeri atau melalui impor. Berdasarkan data dari PT Pertamina

(Persero), kapasitas kilang yang ada hanya dapat memenuhi sekitar 47 persen dari

kebutuhan gasoline. Sementara, kapasitas kilang untuk memproduksi diesel lebih tinggi

yaitu sebesar 72 persen. Hal ini menunjukan bahwasannya diperlukan tambahan kilang

baru maupun upgrading kilang agar dapat meningkatkan kemampuan produksi BBM

dalam negeri.

Tabel 80 Tabel Produksi Kilang dan Permintaan Minyak Pertamina

Refinery Unit Total prod,

Refining

Directorate

Marketing

demand

Eksport/

Import

Production

/demand II III IV V VI VII

Avtur 0,75 0,08 1,77 0,73 - - 3,32 3,5 (0,18) 95%

Kerosene 1,35 1,23 0,99 2,77 0,59 0,08 7,02 2,0 5,02 351%

Migas 1,34 1,17 3,52 2,59 3,24 0,09 11,96 25,7 (13,74) 47%

258

Refinery Unit Total prod,

Refining

Directorate

Marketing

demand

Eksport/

Import

Production

/demand II III IV V VI VII

Diesel 4,24 1,63 5,95 5,39 0,97 0,17 18,34 25,5 (7,16) 72%

Gambar 65 Kilang Pertamina dan Kapasitas Produksinya

Kapasitas kilang milik PT Pertamina (Persero) yang masih berproduksi saat ini

sebesar 1.038 ribu barrel per stream day (MBSD). Pada tahun 2011, kilang tersebut

dapat menghasilkan 3,32 juta kilo liter avtur; 7,02 juta kilo liter kerosen; 11,96 juta kilo

liter mogas; dan 18,34 juta kilo liter diesel. Saat ini, kapasitas kilang yang paling besar

menghasilkan keempat komoditi tersebut berada di Refinery Unit IV – Cilacap sebesar

12,23 juta kilo liter.

Untuk memenuhi kebutuhan BBM, selama kurun waktu 2015 – 2019

direncanakan akan dibangun kilang baru melalui APBN dengan kapasitas 300 MBSD

dan kerjasama pemerintah dan swasta dengan kapasitas 300 MBSD. Kilang baru ini

diharapkan persiapannya dapat diselesaikan pada tahun 2014. Di samping itu, PT

Pertamina (Persero) melalui kerjasama strategis dengan mitranya juga akan membangun

2 kilang baru. Saat ini, masih dalam proses studi bersama dengan Kuwait dan Saudi

Aramco.

259

Berdasarkan data dari PT (Pertamina) Persero, supply dan demand gasoline

dapat digambarkan sebagai berikut:

Gambar 66 Penyediaan dan Permintaan Gasoline

Dari gambar tersebut, diperkirakan pada tahun 2020 terjadi kekurangan supply

gasoline sebesar 19,5 juta kilo liter. Apabila rencana kilang baru dapat beroperasi pada

tahun 2019 sebagaimana direncanakan, maka kekurangan supply tersebut dapat

dipenuhi dari kilang baru. Sebaliknya, pada tahun yang sama akan ada kelebihan supply

sebesar 8 juta kilo liter untuk diesel. Kelebihan ini dapat dimanfaatkan untuk menambah

devisa melalui ekspor. Untuk supply dan demand untuk diesel sebagaimana gambar

berikut.

260

Gambar 67 Penyediaan dan Permintaan Diesel

5.2.2 Infrastruktur Gas

Skenario Business As Usual (BAU) dirancang untuk menunjukkan neraca suplai

dan permintaan gas jika tidak ada perubahan signifikan yang dibuat dalam kebijakan

pemerintah mengenai kebutuhan gas domestik. Skenario ini menunjukkan bahwa

sampai tahun 2025, yang paling signifikan pertumbuhan permintaan adalah sektor

industri lainnya (Gambar 68). Setelah 2025, permintaan gas untuk pembangkit listrik

menggerakkan permintaan domestik, diikuti oleh industri lain. Sementara permintaan di

sektor transportasi juga tumbuh, namun sektor transportasi merupakan komponen

permintaan yang kecil dibandingkan dengan industri lain dan pembangkit listrik.

261

Gambar 68 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario BAU

Ada beberapa kelebihan suplai antara tahun 2017 dan 2025, sebagian besar

disebabkan oleh penurunan volume ekspor pada periode tersebut. Setelah tahun 2025,

akan ada kekurangan pasokan untuk memenuhi permintaan ekspor sementara

permintaan domestik masih dapat dipenuhi. Pada tahun 2029 pasokan tidak akan cukup

untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri.

Skenario berorientasi ekspor menunjukkan bahwa permintaan domestik

mengalami penurunan (Gambar 69). Namun, mirip dengan skenario BAU, pendorong

utama permintaan domestik sebelum 2025 adalah industri lainnya, dan setelah 2025

adalah pembangkit listrik. Industri pupuk juga berkontribusi terhadap permintaan

domestik, sementara transportasi dan permintaan distribusi gas jauh lebih signifikan.

Karena proyeksi permintaan yang lebih rendah, kelebihan pasokan terjadi antara tahun

2013 dan 2027. Setelah 2027, pasokan tidak akan cukup untuk memenuhi permintaan

ekspor. Namun, pasokan domestik akan cukup untuk memenuhi kebutuhan dalam

negeri hingga 2052. Pada skenario produksi tinggi, proyeksi permintaan sama persis

seperti skenario BAU, namun proyeksi suplai pada skenario ini jauh lebih tinggi.

Skenario ini menunjukkan bahwa akan ada kelebihan suplai gas antara tahun 2017 dan

2053 (Gambar 70). Permintaan domestik dapat dipenuhi oleh suplai gas domestik

hingga 2056.

262

Gambar 69 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario Berorientasi

Ekspor

Gambar 70 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario Produksi

Tinggi

263

Skenario permintaan domestik yang tinggi atau skenario berorientasi domestik

menunjukkan bahwa hingga tahun 2025, pendorong utama permintaan domestik adalah

industri lainnya (Gambar 71). Setelah tahun 2025, pendorong utama adalah pembangkit

listrik, yang tumbuh pada tingkat yang sangat tinggi, menyusul pertumbuhan PDB yang

lebih tinggi. Semua kebutuhan gas industri berkembang pada angka lebih atau kurang

konstan setelah 2025. Sebagai permintaan domestik diproyeksikan akan tumbuh pada

tingkat yang lebih tinggi, tidak ada kelebihan suplai dalam skenario ini, dan pada tahun

2020 permintaan domestik melebihi suplai domestik.

Gambar 71 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario Berorientasi

Domestik

5.2.2.1 Permintaan Gas Domestik yang Tidak Terpenuhi dan Tahun Pertama

Impor

Di tingkat nasional, cara termudah untuk menganalisis efek memiliki

infrastruktur yang tersedia untuk memungkinkan transfer antar-regional adalah dengan

membandingkan jumlah permintaan domestik awal yang belum terpenuhi berdasarkan

skenario yang dikembangkan dalam DASS (Demand and Supply Scenario) untuk

menghasilkan permintaan domestik yang belum terpenuhi setelah rencana infrastruktur

optimal diidentifikasi di TIM (Transport Infrastructure Model).

264

Gambar dibawah ini menunjukkan permintaan domestik yang belum terpenuhi

sebelum dan sesudah transfer antar-regional sesuai rencana infrastruktur untuk Skenario

BAU. Membandingkan dua grafik yang menunjukkan penurunan yang signifikan dalam

permintaan domestik yang belum terpenuhi jika infrastruktur dibangun untuk

memungkinkan transfer antar daerah. Pada skenario BAU total permintaan domestik

awal yang belum terpenuhi dihitung dalam DASS adalah 159 Tcf, dibandingkan dengan

total permintaan domestik yang belum terpenuhi setelah infrastruktur adalah 61 Tcf.

Gambar 72 Proyeksi Permintaan Domestik Belum Terpenuhi

Melihat pasokan jangka panjang dan proyeksi permintaan setelah pembangunan

infrastruktur, bahwa ada permintaan domestik yang belum terpenuhi yang teridentifikasi

pada tahun pertama. Hal ini, dengan kata lain, impor tahun pertama dibutuhkan untuk

memenuhi permintaan domestik. Gambar 73 Proyeksi Neraca Permintaan dan Suplai

Hingga 2070 (Skenario BAU) menunjukkan proyeksi permintaan dan suplai untuk

jangka panjang setelah rencana infrastruktur untuk skenario BAU. Dalam skenario ini,

impor tahun pertama dibutuhkan untuk memenuhi permintaan domestik 2029.

265

Gambar 73 Proyeksi Neraca Permintaan dan Suplai Hingga 2070 (Skenario BAU)

5.2.2.2 Neraca Suplai-Permintaan Gas Tingkat Regional

Gambar Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan BAU

menunjukkan neraca suplai-permintaan regional yang diproyeksikan setelah rencana

infrastruktur diidentifikasi untuk BAU. Angka ini menunjukkan bahwa sebagian besar

permintaan domestik yang belum terpenuhi adalah daerah Jawa Barat, dengan beberapa

permintaan yang belum terpenuhi di Jawa Timur, Bali, dan Wilayah Papua sedikit di

masa yang akan datang. Beberapa permintaan domestik yang kecil yang belum

terpenuhi adalah Sumatera Utara dan wilayah NAD. Daerah yang memproduksi adalah

Kalimantan Timur, Kepulauan Riau dan Papua. Namun, sebagian besar gas yang

diproduksi di Papua diekspor, dan hanya beberapa ditransfer ke lainnya daerah.

Kalimantan Timur dan wilayah Kepulauan Riau adalah produsen gas utama untuk

kebutuhan domestik. Maluku Selatan juga memproduksi gas untuk keperluan rumah

tangga, sedangkan gas Sulawesi Tengah sebagian besar diekspor.

Gambar Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan Skenario

Berorientasi Ekspor menunjukkan neraca suplai-permintaan regional untuk Skenario

berorientasi ekspor. Karena rendahnya proyeksi permintaan domestik, permintaan yang

belum terpenuhi secara signifikan lebih rendah dalam skenario ini. Sebagian besar

permintaan yang belum terpenuhi adalah di wilayah Jawa Barat, dengan sejumlah kecil

permintaan yang belum terpenuhi di Papua.

266

Seperti Skenario BAU, sebagian besar produksi gas di Papua dan Sulawesi

Tengah dialokasikan untuk ekspor, sedangkan di Maluku Selatan ada beberapa

kelebihan suplai gas yang kemudian akan dialokasikan untuk memenuhi kebutuhan

dalam negeri. Sebagian besar produksi gas Kalimantan Timur, Sumatera Selatan, dan

Kepulauan Riau akan dialokasikan untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri.

Gambar Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan Skenario Produksi

Tinggi menunjukkan neraca suplai-permintaan regional untuk produksi tinggi. Dengan

skenario produksi yang tinggi, hampir tidak ada permintaan domestik belum terpenuhi.

Jawa Barat memiliki sejumlah kecil kebutuhan yang belum terpenuhi yang akan dapat

dipenuhi setelah infrastruktur dibangun untuk mentransfer gas ke wilayah ini.

267

Gambar 74 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan BAU

268

Gambar 75 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan Skenario Berorientasi Ekspor

269

Gambar 76 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan Skenario Produksi Tinggi

270

Ada sejumlah besar kelebihan suplai gas dalam skenario ini, terutama di

Kepulauan Riau dan Maluku Selatan daerah. Gas dari Kalimantan Timur, Sumatera

Selatan dan Tengah sebagian besar digunakan untuk memenuhi permintaan domestik di

daerah lain. Papua dan wilayah Sulawesi Tengah masih fokus pada ekspor, tetapi

beberapa gas juga akan dialokasikan untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri. Jawa

Tengah dan Jawa Timur dan Bali juga menunjukkan beberapa transfer gas antar daerah.

Hal ini disebabkan produksi gas yang lebih tinggi dari daerah Jawa Timur, yang

ditransfer ke Jawa Barat melalui wilayah Jawa Tengah.

Gambar Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan Skenario

Berorientasi Domestik menunjukkan keseimbangan suplai-permintaan regional untuk

skenario berorientasi domestik. Skenario ini menggunakan proyeksi permintaan

domestik yang tinggi, dengan potensi permintaan lebih di berbagai daerah, dan ada

permintaan yang tidak terpenuhi secara signifikan di seluruh wilayah. Permintaan

domestik yang belum terpenuhi secara signifikan tersebut diidentifikasi di Jawa Barat,

Jawa Timur, Bali, Jawa Tengah, Sumatera Selatan dan Tengah, dan Sumatera Utara.

Jumlah yang lebih kecil dari permintaan yang belum terpenuhi terdeteksi di NAD,

Sulawesi Tengah, Sulawesi Selatan dan Papua. Tidak ada kelebihan suplai dalam

skenario ini. Seperti skenario BAU dan skenario berorientasi ekspor, produksi gas

Sulawesi Tengah dan Papua sebagian besar dialokasikan untuk ekspor, sementara

produksi gas Kalimantan Timur, Kepulauan Riau, dan Maluku Selatan sebagian besar

dialokasikan untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri.

5.2.2.3 Kebutuhan Infrastruktur di Seluruh Wilayah

Dalam skenario BAU, bagan yang terdapat pada Gambar Neraca Suplai-

Permintaan di Seluruh Wilayah berdasarkan Skenario BAU menunjukkan LNG (merah)

antar daerah dan pipa (biru) mengalir selama periode 2015-2040. Bagan menunjukkan

bahwa wilayah suplai utama adalah Kalimantan Timur dan Riau, yaitu daerah dengan

arus keluar terbesar. Penerima daerah utama adalah Jawa Barat, Jawa Tengah dan Jawa

Timur. Sebagian besar arus yang mengalir dari Kalimantan Timur ke Jawa adalah arus

LNG. Secara khusus bagan menunjukkan bahwa pemanfaatan pipa hanya benar-benar

setelah 2020, ketika kapasitas pencairan di Bontang sepenuhnya dimanfaatkan dan gas

Natuna Timur dipasok ke Kalimantan Timur. Arus awal dari pipa terlalu rendah untuk

membenarkan investasi pipa namun secara bertahap meningkat.

271

Gambar 77 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan Skenario Berorientasi Domestik

272

Gambar 78 Neraca Suplai-Permintaan di Seluruh Wilayah berdasarkan Skenario BAU

Karena beberapa dari volume suplai juga diangkut ke Jawa Timur, terminal re-

gasifikasi akan dibutuhkan di wilayah itu juga. Bagan juga menunjukkan rekomendasi yang

berpotensi bertentangan terhadap memiliki pabrik pencairan maupun kapasitas re-gasifikasi

di Sulawesi Tengah. Pencairan diperlukan untuk memenuhi komitmen ekspor dan

regasifikasi akan diperlukan untuk memenuhi permintaan domestik. Hal ini dipertanyakan

apakah ini realistis dan kami mengulas dalam rencana infrastruktur rinci kami. Infrastruktur

yang diusulkan di bawah skenario BAU juga termasuk pabrik pencairan di Sulawesi Tengah,

yang disebabkan karena volume ekspor kecil.

Dalam skenario berorientasi ekspor, permintaan domestik rendah dan ekspor yang

tinggi. Menariknya ini hanya memiliki dampak terbatas pada kebutuhan infrastruktur.

Bahkan, semua rekomendasi infrastruktur adalah sama seperti di BAU tetapi pada kapasitas

sedikit berkurang. Akibatnya, arus antar daerah sangat mirip juga. Sebagian besar arus yang

konvergen menuju Jawa Barat berasal dari Kalimantan Timur. Kesamaan antara skenario

BAU dan skenario berorientasi ekspor adalah sebagian besar disebabkan oleh fakta bahwa

skenario permintaan domestik yang rendah hanya sedikit lebih rendah dari skenario dasar dan

bahwa skenario ekspor hanya sedikit dari kasus yang tinggi. Akibatnya dinamika suplai atau

permintaan di seluruh daerah adalah sama.

Dalam skenario produksi tinggi, tingkat produksi lebih tinggi daripada di kasus dasar,

sedangkan tingkat permintaan tetap pada tingkat kasus dasar. Akibatnya, lebih banyak gas

yang tersedia untuk didistribusikan di seluruh wilayah dan tidak ada permintaan yang belum

273

terpenuhi ada. Ini berarti bahwa lebih banyak pilihan infrastruktur yang diusulkan. Pilihan

infrastruktur baru yang termasuk dalam skenario ini (Gambar Neraca Suplai-Permintaan di

Seluruh Wilayah Berdasarkan Skenario Produksi Tinggi) dan yang tidak termasuk dalam BAU

dan skenario ekspor adalah:

a. Tambahan pabrik pencairan dari Papua (180 Bcf/y). Volume suplai gas berlebih di Papua

memungkinkan untuk meningkatkan suplai ke Jawa Barat dan NAD.

b. Sebagai akibat dari kelebihan suplai di Papua, NAD bisa mengembangkan terminal

regasifikasi (80 Bcf/y).

c. Peningkatan suplai ke NAD dari Papua kemudian dapat digunakan untuk memasok

Sumatera Utara melalui pipa baru (50 Bcf/y).

d. Meningkatkan suplai LNG ke Jawa Timur juga akan menjamin suplai tambahan dari

Jawa Timur ke Jawa Tengah dan seterusnya ke Jawa Barat.

Kekuatan pendorong dari pilihan infrastruktur ini adalah tingkat produksi yang sangat tinggi.

Gambar 79 Neraca Suplai-Permintaan di Seluruh Wilayah Berdasarkan Skenario Produksi

Tinggi

Skenario berorientasi domestik merupakan skenario terburuk bagi Indonesia karena

tingkat permintaan domestik yang sangat tinggi, namun tingkat produksi tetap. Hal ini

menghasilkan ketidakseimbangan yang signifikan antara penawaran dan permintaan.

Memprioritaskan Jawa Barat sebagai pusat permintaan utama menyebabkan semua arus

menuju Jawa Barat. Arus LNG lebih disukai dari Kalimantan Timur seperti Bontang yang

274

memiliki kapasitas cadangan (Gambar Neraca Suplai-Permintaan di Seluruh Wilayah Berdasarkan

Skenario Domestik). Selain itu dalam skenario ini juga penambahan pabrik pencairan di Riau

untuk membawa LNG ke Jawa Barat. Pilihan pipa bawah skenario ini akan memiliki biaya

yang hampir sama dengan opsi LNG, namun LNG diprioritaskan untuk menghindari kapasitas

yang tidak jalan di Bontang.

Gambar 80 Neraca Suplai-Permintaan di Seluruh Wilayah Berdasarkan Skenario Domestik

5.2.2.4 Rekomendasi Pembangunan Infrastruktur Gas

Infrastruktur transportasi gas yang efisien sangat penting untuk pemanfaatan domestik

gas di Indonesia karena mayoritas pasokan yang jauh dari pusat permintaan utama yang

hampir semua di Jawa. Mayoritas cadangan yang dapat ditemukan di Papua, Maluku,

Kalimantan dan Sumatera dengan hanya di Sumatera selatan yang cukup dekat ke Jawa

dimana mayoritas permintaan akan terjadi.

Pipa umumnya merupakan sarana yang paling efektif untuk biaya dari transportasi

dengan jarak hingga sekitar 2.000 km dan LNG menjadi lebih kompetitif karena jarak

tumbuh melampaui itu. Namun, dalam kasus Indonesia, fasilitas pencairan gas telah

dikembangkan di lokasi terpencil untuk tujuan ekspor selama bertahun-tahun dan beberapa

fasilitas tersebut semakin banyak, seiring berakhirnya kontrak ekspor, yang memiliki

kapasitas cadangan yang dapat dimanfaatkan untuk konsumsi dalam negeri, setidaknya dalam

jangka pendek. Untuk alasan ini, Indonesia memiliki pilihan yang lebih luas dari pilihan

infrastruktur daripada yang biasanya terjadi dan ini juga memiliki keunggulan dalam aspek

lain. Kita mengasumsikan bahwa pipa berikut akan selesai pada tahun 2015 karena itu

275

dipertimbangkan untuk ada untuk tujuan pembangunan yaitu:

Pipa dari Sumatera Selatan ke Jawa Barat

Sistem pipa Trans-Jawa yang menghubungkan Jawa Barat dan Jawa Timur

Penyelesaian pipa ini sangat penting karena dapat menyelesaikan interkoneksi sumber

pasokan gas dari Sumatera bagian selatan dan tengah menyeberang ke Jawa Barat dan

kemudian seterusnya menuju Jawa Timur. Interkoneksi ini, dengan asumsi bahwa pipa ini

telah dirancang untuk memungkinkan aliran dua arah, sangat penting untuk keamanan suplai

dan juga untuk tujuan manajemen beban. Kapasitas diperkirakan untuk pipa ini adalah 200

Bcf/y. Selain itu, diasumsikan bahwa Jawa Barat (Nusantara) FSRU dan Lampung FSRU

akan telah sepenuhnya ditugaskan di atas kerangka yang sama. Ketersediaan fasilitas ini juga

harus berkontribusi besar untuk memasok keamanan dan manajemen beban operasional.

Berdasarkan model GDMP (Gas Development Master Plan), secara umum, sistem

transportasi yang ada (saluran pipa dan fasilitas regasifikasi) tampaknya memberikan

hubungan yang diperlukan antara sumber suplai dan pusat permintaan pusat dengan

pengecualian infrastruktur tambahan berikut:

a. Pipa Kalimantan Timur ke Jawa Tengah (EKCJ).

Hasil model menunjukkan bahwa pipa ini dapat diajukan di masa yang akan datang

tapi banyak tergantung pada tersedianya kapasitas pencairan/liquefaction di Bontang setelah

permintaan ekspor telah dipenuhi. Selama kapasitas cadangan LNG ada, ada sedikit

pembenaran untuk pipa ini. Sedini mungkin waktu yang mungkin diperlukan adalah 2024.

Permintaan kapasitas yang lebih tinggi dari jalur ini tampaknya tidak diperlukan untuk

setidaknya 10 tahun dan kapasitas maksimum hanya mungkin diperlukan 10 tahun setelah itu.

Hal ini wajar, karena itu dapat menunda pembangunan jalur sekarang dan

mempertimbangkan kebutuhannya, berdasarkan proyeksi permintaan dan suplai atau

ketersediaan LNG dalam waktu 5 tahun.

Perlu dicatat bahwa, berdasarkan proyeksi kapasitas dari skenario BAU, yang saat ini

diusulkan pipa dengan diameter 32" tidak mungkin untuk memiliki kapasitas yang cukup

untuk kebutuhan jangka panjang kecuali dioperasikan pada tekanan yang sangat tinggi (lebih

dari 150 barg). Di bawah tekanan normal, throughput khas untuk pipa 32'' akan menjadi 250

Bcf/y. Menurut perkiraan, pipa cenderung memerlukan kapasitas 400 Bcf/y, yang akan

membutuhkan pipa dengan diameter 40''. Ada sedikit manfaat dalam skala pembangunan pipa

ini, karena skala ekonomi untuk biaya konstruksi yang dapat dicapai dengan mengembangkan

sekaligus dan prioritas LNG Bontang mengalir dari tahun-tahun sebelumnya.

276

b. Fasilitas regasifikasi LNG di Jawa

Ada beberapa proposal untuk kapasitas regasifikasi lebih lanjut dengan FSRU yang

akan dipasang di Jawa Tengah/Jawa Timur dalam rangka memenuhi permintaan yang

diproyeksikan. Karena ketersediaan kapasitas pencairan cadangan dalam negeri, suplai LNG

juga bisa dipertimbangkan untuk Jawa secara keseluruhan karena permintaan meningkat.

Mengingat juga penyelesaian sistem pipa Trans-Jawa, lokasi penambahan fasilitas kurang

penting, meskipun jelas bahwa hal tersebut akan lebih baik untuk memiliki terminal sedekat

mungkin dengan lokasi pusat permintaan tertinggi. Karena ketersediaan jangka panjang yang

jelas dari kapasitas pencairan dan regasifikasi LNG, pertimbangan yang serius harus

diberikan untuk pengembangan skala besar, penyimpanan LNG di darat dan pabrik re-

gasifikasi daripada tambahan FSRU, yang menurut sifatnya memiliki kapasitas penyimpanan

yang terbatas, karena permintaan untuk meningkatkan gas, terutama untuk pembangkit listrik

dan industri besar, sehingga keamanan suplai menjadi pertimbangan penting untuk tujuan

manajemen beban. Karena suplai LNG relatif banyak, masuk akal untuk memiliki

penyimpanan cadangan LNG dengan volume yang signifikan dan permanen di Jawa.

Total kapasitas regasifikasi yang diperlukan di Jawa diperkirakan 900 Bcf/y pada

tahun 2020. Dengan mempertimbangkan proyeksi permintaan di masa mendatang dan masa

konstruksi lama untuk terminal regasifikasi darat, diusulkan untuk mengembangkan FSRU

350 Bcf/tahun dan 550 sebagai terminal regasifikasi darat. FSRU Lampung dan Jawa Timur

membuat sekitar 200 Bcf/tahun, sehingga tambahan 150 Bcf/y dari kapasitas FSRU sangat

dibutuhkan pada tahun 2017. Sekali permintaan akan meningkatkan secara substansial sebuah

terminal LNG darat yang akan menjadi ekonomis. Hal ini diperkirakan pada tahun 2019.

Oleh karena itu, kapasitas regasifikasi diasumsikan untuk dikembangkan secara bertahap

sampai 2019.

Penting untuk dicatat bahwa setelah pipa Kalimantan Timur - Jawa mengalir (2024)

kapasitas pencairan penuh tidak akan diperlukan. Volume yang tepat dari kelebihan kapasitas

regasifikasi akan tergantung pada kapasitas pipa maupun tingkat pemanfaatan terminal LNG

Bontang. Kapasitas regasifikasi lebih dari 150 Bcf/y akan ada di Jawa pada tahun 2024.

Namun secara bersamaan volume permintaan yang belum terpenuhi di NAD dan Sumatera

Utara akan berada antara 100 to150 Bcf/y, sehingga disarankan merelokasi 150 Bcf/y FSRU

ke Sumatera Utara setelah pipa Kalimantan Timur – Jawa beroperasi.

277

c. Gas dari lapangan Natuna Timur.

Model GDMP mempertimbangkan sebuah pipa dari Kepulauan Riau ke Kalimantan

Timur daripada pengembangan pabrik pencairan baru yang mahal di Riau tetapi tidak ada

fasilitas akan diperlukan sebelum 2024. Namun, pipa ini akan memungkinkan pasokan

jangka panjang yang cukup untuk mendayagunakan kereta pencairan yang ada di kilang LNG

Bontang tetapi juga bisa terhubung ke pipa EKCJ, jika yang dikembangkan juga memasok

gas ke Jawa. Alternatif lain yang dipertimbangkan untuk menghubungkan Natuna Timur dan

Natuna Barat adalah melalui pipa, untuk memanfaatkan sistem pipa yang ada dari sana.

Beberapa pekerjaan mungkin diperlukan untuk membalikkan arus pipa atau untuk membuat

sistem dua arah dan biaya-biaya ini akan relatif kecil. Keberhasilan opsi ini akan tergantung

pada situasi kontrak sehubungan pasokan gas ke Singapura dan volume yang diperlukan di

sana tetapi dapat dibayangkan bahwa ini bisa menggantikan beberapa suplai dari Sumatera

yang bisa dialihkan ke Jawa sebagai gantinya. Kapasitas yang dibutuhkan pada tahun 2024

diperkirakan mendekati 250 Bcf/y atau diameter 32''. Tidak ada keuntungan dalam

pentahapan pembangunan ini, karena skala ekonomi biaya konstruksi dapat tercapai.

d. Pipa Trans-Sumatera

Pipa ini akan tergantung pada penyimpanan yang tersedia dan kapasitas regasifikasi di

Kilang LNG Arun dan kebutuhan untuk suplai tambahan untuk Sumatera Selatan dan Jawa

Barat. Hal ini dapat diselesaikan melalui pembangunan pipa yang dihubungkan dari Belawan

di Sumatera utara ke Duri dan akan memungkinkan lebih banyak sumber daya yang ada di

Sumatera selatan yang akan dialihkan ke Jawa. Namun, keterbatasan kapasitas dalam pipa

yang ada juga mungkin perlu diatasi untuk mewujudkan potensi penuh dari opsi ini.

5.2.3 Infrastruktur Listrik

Kebutuhan tenaga listrik yang terus tumbuh menuntut adanya peningkatan

infrastruktur listrik, baik pembangkit, transmisi, dan distribusinya. Kebutuhan tenaga listrik

terutama didorong oleh pertumbuhan ekonomi dan program elektrifikasi.

Pembangunan pembangkit dilaksanakan oleh PT PLN (Persero) dan dilaksanakan

oleh swasta sebagai Independent Power Producer (IPP). Sementara, untuk transmisi dan

distribusi pada dasarnya dilaksanakan oleh PT PLN (Persero), kecuali untuk beberapa ruas

transmisi yang menghubungkan suatu pembangkit IPP ke jaringan terdekat dapat dibangun

oleh pengembang IPP.

278

Tabel 81 Rencana Penambahan Kapasitas Pembangkit Hingga Tahun 2021

Tahun 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Jumlah

PLN

PLTU 2.617 3.050 2.262 1.425 1.004 1.227 3.303 1.130 1.110 2.000 19.128

PLTP 110 5 7 57 75 110 5 40 300 0 710

PLTGU 740 70 40 500 250 0 0 0 0 750 2.350

PLTG /MG 244 330 652 1.963 138 125 181 180 30 85 3.928

PLTD 4 4 3 8 3 1 9 9 5 3 49

PLTM 4 17 35 7 8 5 5 2 2 0 86

PLTA 0 20 0 10 443 454 77 126 482 183 1.795

PS 0 0 0 0 0 1.040 0 0 450 450 1.940

PLT Lain 0 20 55 17 7 13 15 6 0 0 132

Jumlah 3.719 3.516 3.054 3.987 1.928 2.975 3.595 1.493 2.379 3.471 30.119

IPP

PLTU 1687 48 443 774 3703 4425 3910 1500 1840 240 18569

PLTP 0 0 55 130 585 1265 1255 1548 745 55 5638

PLTGU 0 90 50 50 0 0 0 0 0 0 190

PLTG/MG 60 82 0 0 0 6 0 0 0 0 148

PLTD 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

PLTM 14 141 114 194 23 1 1 0 0 0 489

PLTA 130 65 0 68 103 240 583 810 0 0 1999

PS 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

PLT Lain 0 5 90 0 0 3 0 0 0 0 98

Jumlah 1.891 431 7.521 1.216 4.414 5.940 5.749 3.858 2.585 295 27.131

PLN+IPP

PLTU 4304 3098 2705 2199 4706 5652 7213 2630 2950 2240 37697

PLTP 110 5 63 188 660 1375 1260 1588 1045 55 6348

PLTGU 740 160 90 550 250 0 0 0 0 750 2540

PLTG/MG 304 412 652 1963 138 131 181 180 30 85 4076

PLTD 4 4 4 8 3 1 9 10 5 3 49

PLTM 18 158 150 201 32 6 6 2 2 0 575

PLTA 130 85 0 78 546 694 660 936 482 183 3795

PS 0 0 0 0 0 1040 0 0 450 450 1940

PLT Lain 0 25 145 17 7 15 6 0 0 0 230

Jumlah 5.610 3.947 3.807 5.203 6.342 8.914 9.344 5.352 4.964 3.766 57.250

279

Rencana penambahan kapasitas pembangkit dalam kurun waktu 2015 – 2019 adalah

35,2 GW atau kapasitas rata-rata bertambah sekitar 7 GW per tahun. PLTU Batubara akan

mendominasi jenis pembangkit yang akan dibangun. Untuk energi baru dan terbarukan yang

terbesar adalah panas bumi (Tabel 82 Rencana Pengembangan Sistem Penyaluran Listrik

Hingga Tahun 2021). Rencana pengembangan sistem penyaluran mencapai 122.331 MCA

untuk pengembangan gardu induk serta 55.234 kms pengembangan jaringan transmisi.

Tabel 82 Rencana Pengembangan Sistem Penyaluran Listrik Hingga Tahun 2021

Transmisi 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Jumlah

SOO kV AC 2 352 224 711 1.712 818 762 20 640 0 5.241

500 kV DC 0 0 0 0 1.100 0 0 0 0 0 1.100

275 kV 482 160 2.271 1.012 812 580 890 0 0 0 6.207

250 kV DC 0 0 0 0 0 462 0 0 0 0 462

150 kV 2.918 7.867 7.230 6.961 4.495 4.616 1529 1.306 1.542 200 38.665

70 kV 493 812 1.189 516 218 332 0 0 0 0 3.560

Jumlah 3.895 9.191 10.915 9.200 8.337 6.808 3.181 1.326 2.182 200 55.234

Rencana pengembangan sistem distribusi hingga tahun 2021 sebesar 208 ribu kms

jaringan tegangan menengah, 218 ribu kms jaringan tegangan rendah, 34 ribu MVA

tambahan kebutuhan trafo distribusi.

Tabel 83 Rencana Pengembangan Sistem Distribusi Listrik Hingga Tahun 2021

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Jumlah

Indonesia

Jaringan

TM Kms 16.633 15.900 17.355 17.495 19.562 20.979 22158 23.964 25.634 27.859 207.540

Jaringan TR Kms 18.273 18.844 20.390 19.227 20.443 21.384 22.685 24.140 25376 27.493 218.255

Trafo

Distribusi Mva 2.883 2.804 2.828 2.934 3.246 3.342 3.596 1.848 4.183 4.317 33.948

Tambahan

Pelanggan

Ribu

Pelanggan 2.533 3.152 2.947 2.811 2.572 2.327 2.312 2.237 2.202 2.199 25.290

Penyediaan infrastruktur listrik belum mampu mencukupi kebutuhan pasokan tenaga

listrik. Akibatnya di beberapa daerah yang kapasitasnya masih terbatas mengalami

pemadaman bergilir. Dalam jangka pendek untuk mengatasi hal tersebut dilakukan melalui

280

sewa pembangkit. Pada tahun 2011, sewa pembangkit mencapai 3.031 MW.

Tabel 84 Tabel Kapasitas Sewa Pembangkit Listrik Tahun 2011

No PLN Wilayah PLTD PLTG PLTMG Kapasitas (MW)

1 Aceh 194 194

2 Sumut 12 12

3 Sumbar 29 29

4 Riau dan Kepri 113 113

5 Babel 77 77

6 S2JB 22 22

7 Kit Sumbagsel 135 424 51 610

8 Kit Surnbagut 407 46 453

9 Kalbar 235 235

10 Kalselteng 205 205

11 Kaltim 138 20 13 171

12 Sulselrabar 352 352

13 Sulutenggo 184 184

14 Maluku 80 80

15 Papua 90 90

16 NT8 147 147

17 NTT 59 59

Jumlah 2.477 490 64 3.031

5.3 Kebijakan Bidang Mineral dan Pertambangan

Undang-Undang Dasar 1945 Pasal 33 ayat (3) menegaskan bahwa bumi, air, dan

kekayaan alam yang terkandung di dalamnya dikuasai oleh negara dan dipergunakan untuk

sebesar-besar kemakmuran rakyat. Mengingat mineral dan batubara sebagai kekayaan alam

yang terkandung di dalam bumi merupakan sumber daya alam yang tak terbarukan,

pengelolaannya perlu dilakukan seoptimal mungkin, efisien, transparan, berkelanjutan dan

berwawasan lingkungan, serta berkeadilan agar memperoleh manfaat sebesar-besar bagi

kemakmuran rakyat secara berkelanjutan.

Dalam rangka meningkatkan kontribusi industri pertambangan bagi perekonomian

nasional, pemerintah telah menetapkan beberapa arah kebijakan dalam pengembangan

subsektor mineral dan batubara, yaitu: (1) Memberikan kepastian hukum dan usaha serta

281

transparansi proses perijinan kegiatan pertambangan melalui penyelesaian renegosiasi

kontrak dan sinkronisasi regulasi antar pusat dan daerah; (2) Mendorong pengembangan nilai

tambah mineral dan batubara; (3) Melaksanakan peningkatan pengawasan dan pembinaan

kegiatan pertambangan terutama dalam hal peningkatan kemampuan teknis dan managerial

aparat pemerintah daerah dalam melakukan pengelolaan perijinan dan inventarisasi

cadangan; (4) Mendorong peningkatan investasi dan penerimaan negara dengan

memperhatikan aspek konservasi sumber daya mineral dan batubara; (5) Melaksanakan

prioritas pemenuhan mineral dan batubara untuk kebutuhan dalam negeri dengan didukung

pengembangan infrastruktur mineral dan batubara dalam negeri; dan (6) Mempertahankan

kelestarian fungsi lingkungan hidup melalui pengelolaan dan pemantauan lingkungan

termasuk reklamasi dan pasca tambang, (7) Mendorong pengembangan wilayah penghasil

bahan tambang diantaranya melalui kebijakan pembangunan Pembangkit Listrik di Mulut

Tambang, (8) Mendorong pengembangan usaha jasa pertambangan nasional (9) Mendorong

pengembangan masyarakat sekitar daerah pertambangan melalui partisipasi aktif.

Pelaksanaan kebijakan pengelolaan mineral dan batubara dilakukan melalui: (1)

Pelaksanaan perundingan ulang atau renegosiasi Kontrak Karya (KK) dan Perjanjian Karya

Pengusahaan Pertambangan Batubara (PKP2B) untuk menyesuaikan terhadap amanat UU

No. 4/2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara; (2) Peningkatan nilai tambah

mineral dengan mewajibkan badan usaha untuk melakukan kegiatan pengolahan dan

pemurnian mineral di dalam negeri dalam rangka pengembangan ‘hilirisasi’; (3) Penetapan

Wilayah Pertambangan (WP) guna memberikan kepastian usaha dan pemanfaatan ruang bagi

usaha pertambangan; (4) Penataan dan pengembangan database Izin Usaha Pertambangan

(IUP); dan (5) Pengaturan produksi batubara/mineral dan pemenuhan pasokan batubara untuk

keperluan dalam negeri (Domestic Market Obligation/DMO).

Untuk mencapai sasaran yang telah ditetapkan, kebijakan umum pembangunan

pertambangan mineral dan batubara diarahkan pada dua hal pokok, yaitu: (i) meningkatkan

poduksi dan nilai tambah produk tambang mineral dan batubara; dan (ii) mengurangi dampak

negatif akibat kegiatan pertambangan dan bencana geologi. Sebagai penjabaran lebih lanjut

dari kedua hal pokok tersebut, maka arah kebijakan dan strategi pembangunan pertambangan

mineral dan batubara dalam RPJMN 2010-2014 adalah sebagai berikut: Peningkatan produksi

nilai tambah produk tambang mineral dan batubara ditujukan untuk memenuhi kebutuhan

bahan baku dan bahan bakar terutama untuk industri di dalam negeri.

Beberapa kebijakan dan strategi yang akan dilakukan diarahakan untuk: (i)

memberikan insentif fiskal (fiscal regime) yang stabil dan kompetitif dalam menarik investasi

282

pertambangan mineral dan batubara; (ii) memperbaiki dan menyederhanakan birokrasi

perijinan (licensing regime) pengusahaan pertambangan; (iii) memperjelas pembagian

kewenangan pemerintah pusat dan pemerintah daerah terutama yang berkaitan dengan

pemberian ijin dalam pengusahaan pertambangan; (iv) mengembangkan informasi potensi

dan wilayah cadangan; (v) meningkatkan kemampuan teknis dan managerial aparat

pemerintah daerah dalam melakukan pengelolaan perijinan dan inventarisasi cadangan; (vi)

menciptakan keamanan usaha dan berusaha dalam pengusahaan pertambangan mineral dan

batubara; (vii) mengembangkan industri pengolahan dan pemurnian (smelter) untuk

mengubah bahan-bahan mentah mineral logan dan non logam menjadi bahan setengah jadi

atau bahkan menjadi bahan yang final; (viii) meningkatkan produksi batubara serta

pemanfaatannya untuk kepentingan dalam negeri (domestic market obligation) terutama

sebagai bahan bakar pembangkit tenaga listrik; (ix) mendorong berkembangnya industri oil

synthetic dan clean-coal technology, serta industri peningkatan mutu batubara (upgraded

brown coal), pencairan batubara (coal liquefaction) dan gasifikasi batubara (coal

gasification); (x) meningkatkan produksi uap panas bumi melalui kegiatan eksplorasi dan

eksploitasi panas bumi; dan (xi) mendorong pemanfaatan panas bumi untuk pembangkit

tenaga listrik.

Pengurangan dampak negatif akibat dari kegiatan pertambangan dan bencana geologi

dilakukan untuk mencegah kerusakan lingkungan, baik air, tanah, maupun udara, yang

berlebihan akibat kegiatan eksplorasi dan eksploitasi sumber daya mineral dan batubara,

dengan memperhatikan kelestarian fungsi lingkungan hidup termasuk mengurangi emisi gas

rumah kaca yang berpotensi menyebabkan perubahan iklim global. Beberapa kebijakan dan

strategi yang akan dilakukan diarahkan untuk: (i) mencegah kerusakan dan pencemaran

lingkungan melalui pembinaan lindungan lingkungan, keselamatan operasi, dan usaha

penunjang bidang migas; (ii) mencegah kerusakan cadangan mineral dan batubara serta

mengembangkan wilayah pencadangan tambang nasional dengan melakukan best mining

practices dan menerapkan mekanisme depletion premium; (iii) meningkatkan rehabilitasi

kawasan bekas tambang; dan (iv) mitigasi, pengembangan teknologi, dan fasilitasi dalam

rangka penetapan langkahlangkah penanggulangan krisis energi dan bencana geologi.

Prioritas Peningkatan Pengelolaan Sumber Daya Mineral dan Pertambangan diuraikan

dalam 2 fokus yaitu: (1) Peningkatan Produksi dan Nilai Tambah Produk Pertambangan

Mineral dan Batubara, dengan indikator produksi batubara dan Domestic Market Obligation

dari batubara, produksi mineral, seperti emas, perak, timah, nikel, feronikel dan nikel matte,

bauksit, konsentrat tembaga, dan bijih besi, serta persentase pemanfaatannya untuk bahan

283

baku industri dalam negeri, jumlah WKP dan WP; dan (2) Pengurangan Dampak Negatif

Akibat Kegiatan Pertambangan dan Bencana Geologi, dengan indikator penyediaan peta

geologi daerah bahaya seluruh gunung api, pemetaan geofisika udara di Pulau Kalimantan

dan Sulawesi, peta dasar geologi bagi daerahdaerah pusat pertumbuhan ekonomi di Pulau

Jawa, pemetaan geologi teknik tata ruang, dan reklamasi kawasan bekas tambang,

pengurangan volume gas flare, limbah, dan peningkatan penggunaan bahan-bahan kimia

ramah lingkungan.

285

BAB 6

KEBIJAKAN SEKTOR ENERGI, MINERAL DAN PERTAMBANGAN DALAM

RPJMN 2015 – 2019

Hasil yang diharapkan dalam Laporan Background Study RPJMN Finalisasi ini

adalah tersusunnya Rencana Teknokratik RPJMN sektor sumber daya energi mineral dan

pertambangan yang menjadi bagian dari hasil perencanaan dilakukan oleh Direktorat Sumber

Daya Energi Mineral dan Pertambangan Kementerian Perencanaan Pembangunan

Nasional/BAPPENAS. Adapun dokumen Rencana Teknokraktik RPJMN tersebut menjadi

langkah kongkrit sehingga menjadi sinergi antara pusat dan daerah sehingga dapat mencapai

tujuan bersama. Untuk itu, hasil dan pembahasan terkait kebijakan yang menjadi bagian

dalam RPJMN 2015 – 2019 Sektor Energi, Mineral dan Pertambangan dijelaskan pada bab

ini.

6.1 Kesimpulan

Berdasarkan hasil analisis pada bab sebelumnya terdapat beberapa hal yang menjadi

kesimpulan dari esensi perencanaan untuk sektor sumber daya energi mineral dan

pertambangan antara lain:

1. Pertumbuhan ekonomi harus dipertahankan sekitar 7-8%

Indonesia sudah dianggap cukup dan mampu untuk terus meningkatkan

pertumbuhan ekonomi.

Untuk mengurangi defisit kebutuhan infrastruktur energi khususnya pembangkit

tenaga listrik dengan mambangun banyak pembangkit listrik memakai batu bara

dan BBM atau energi lainnya.

Melihat potensi energi lokal sesuai dengan karakteristik wilayah masing-masing

dalam melaksanakan pembangunan.

2. Indeks ketahanan energi masih memiliki ketergantungan

Apabila suatu saat supply akan Minyak Bumi menurun maka akan mempengaruhi

sektor lainnya karena ketergantungan terhadap Minyak Bumi masih tinggi yaitu

sebesar 50%.

Ketergantungan Import BBM dan LPG sangat tinggi hingga diatas 50% dan

menghabiskan dana sekitar 119 Juta Dollar perhari.

286

Perlu adanya komitmen untuk mengembangkan koridor ekonomi MP3EI seperti

koridor Kalimantan dan Papua yang merupakan lumbung energi dan harus ada

upaya untuk mencari kesempatan pengembangan energi alternatif.

6.2 Isu Strategis Penguatan Pasokan, Bauran dan Efisiensi Konsumsi Energi

6.2.1 Kondisi Saat Ini

Ketahanan energi (energy security) menggambarkan sampai sejauh mana energi dapat

disediakan secara tepat waktu dan terjamin ketersediaannya dengan harga yang terjangkau

dan mutu yang dapat diterima. Indikator yang digunakan untuk menggambarkan ketahanan

energi termasuk jumlah energi (availability), baik sumber daya maupun cadangan,

ketersediaan infastruktur (accessability), harga energi (affordability), kualitas energi

(acceptability), serta portofolio atau bauran energi (energy mix). Di samping itu, ketahanan

energi juga mempunyai elemen keberlanjutan (sustainability), sehingga energi dituntut untuk

dikelola dengan memperhatikan daya dukung lingkungan (environment).

Jumlah energi yang dibutuhkan selama lima tahun mendatang diperkirakan akan

meningkat dengan laju pertumbuhan masing-masing sebesar 5-6 persen untuk energi primer,

dan 7-8 persen per tahun untuk energi final. Meningkatnya kebutuhan energi ini menuntut

tersedianya sumber daya dan cadangan energi yang cukup serta infrastruktur energi yang

memadai, seperti kilang BBM dan LPG. Selain itu, harga energi perlu disesuaikan untuk

menjamin ketersediaan pasokan energi dengan tidak mengganggu kemampuan daya beli

masyarakat. Ketergantungan terhadap minyak bumi perlu dikurangi sehingga bauran energi

menjadi lebih sehat dengan memaksimalkan penggunaan energi terbarukan dan

mengoptimalkan pemanfaatan gas alam. Konsumsi energi juga perlu dikelola dengan baik

sehingga pemborosan serta jumlah emisi dapat dikurangi.

6.2.1.1 Produksi Energi Nasional

Produksi minyak mentah (crude) terus menurun. Sepanjang lima tahun terakhir ini,

produksi rata-rata minyak bumi di bawah 1 juta barel per hari (bph). Pada tahun 2010,

produksi minyak bumi mencapai 945 ribu barrel per hari, terus menurun menjadi 825 ribu

bph (2013), dan diperkirakan akan menjadi 804 ribu bph pada tahun 2014. Tingkat produksi

yang cukup rendah ini terutama disebabkan oleh sebagian besar produksi minyak bumi

berasal dari ladang minyak tua (mature), sekitar 60 persen dari total lapangan minyak saat ini,

di mana tingkat produksinya terus mengalami penurunan (natural depletion). Pemanfaatan

teknologi EOR masih terbatas di beberapa sumur, seperti teknologi injeksi uap (steam-

287

flooding) di lapangan minyak Duri di Sumatera sejak tahun 1985, dan teknologi injeksi air

(water-flooding) di beberapa lapangan minyak di Sumatera, seperti Blok Intan di Sumatera

Utara dan Lapangan Kenali Asam di Jambi. Penggunaan teknologi CO2-flooding dan

chemical/surfactant Injection di sumur-sumur lainnya masih dalam taraf studi kelayakan atau

penelitian. Dengan mempertimbangkan bahwa produksi minyak Indonesia sudah dalam

keadaan darurat, maka penerapan teknologi EOR untuk meningkatkan produksi perlu

dilakukan secara masif.

Produksi gas bumi cukup stabil. Mulai tahun 2013, asumsi makro pembangunan telah

memasukkan produksi gas bumi, tidak hanya dari produksi minyak bumi. Meskipun relatif

stabil, produksi gas bumi juga mengalami penurunan dari tahun 2010 ke 2012. Pada tahun

2010, produksi gas bumi mencapai 1.582 ribu barrel setara minyak (SBM) per hari, namun

kemudian turun menjadi 1.441 ribu SBM per hari pada tahun 2013. Laju pertumbuhan

penggunaan gas bumi memang jauh berada di bawah pertumbuhan penggunaan batubara,

namun kenaikan penggunaan gas terlihat stabil di tingkat laju pertumbuhan tersebut.

Produksi batubara meningkat. Produksi batubara meningkat cukup pesat sejalan

dengan peningkatan permintaan domestik dan ekspor. Pada tahun 2010, produksi batubara

mencapai 275 juta ton, dan pada tahun 2013 mencapai 421 juta ton. Pada tahun 2010 ekspor

batubara mencapai 208 juta ton, dan terus meningkat mencapai 349 juta ton pada tahun 2013,

atau sekitar 83 persen dari total produksi batubara nasional.

6.2.1.2 Cadangan Energi Nasional

Cadangan penyangga dan operasional Minyak Mentah, BBM dan LPG masih sangat

terbatas. Penyediaan energi nasional saat ini belum mempertimbangkan perlunya

ketersediaan cadangan BBM dan LPG jika terjadi krisis atau kelangkaan energi. Kapasitas

penyimpanan saat ini adalah sebesar 7,7 juta KL untuk BBM dan 430 ribu Metric Ton (MT)

untuk LPG. Cadangan yang ada berupa cadangan operasional minyak mentah dengan fasilitas

penyimpanan (storage) atau penimbunan (stock) untuk 17 hari, cadangan operasional BBM

untuk 21-23 hari, dan cadangan LPG untuk 17 hari. Untuk meningkatkan kehandalan dalam

pasokan energi, diperlukan sekurang-kurangnya cadangan operasional dengan kapasitas

fasilitas penyimpanan atau penimbunan BBM dan LPG selama 30 hari.

Cadangan minyak dan gas bumi yang cenderung tidak meningkat sejak 5 tahun yang

lalu. Berdasarkan rencana pengembangan pada tahun 2012, potensi cadangan minyak sebesar

3.671,6 MMSTB dan gas bumi sebesar 48,4 TSCF. Untuk gas, rasio produksi-cadangan

(reserve to production – R/P) saat ini mencapai 30-32 tahun dan rasio pergantian

288

(replacement to reserve, R/R) 67 persen. Hal ini menunjukkan bahwa intensitas kegiatan

eksplorasi untuk menemukan cadangan gas tidak dapat mengikuti intensitas kegiatan

produksi gas, yang saat ini mencapai 3,3 TCF per tahun.

6.2.1.3 Konsumsi Energi Nasional

Impor minyak mentah, BBM dan LPG semakin meningkat. Guna memenuhi

kebutuhan minyak mentah dan BBM, impor harus ditingkatkan karena produksi minyak

mentah dan BBM di dalam negeri terbatas. Impor minyak mentah pada tahun 2013 mencapai

250-300 ribu barel per hari (bph), atau 30 persen dari kebutuhan minyak mentah yang

menjadi intake kilang minyak nasional. Hanya sekitar 550-600 bph atau sekitar 60 persen dari

produksi minyak nasional yang diproduksi di dalam negeri digunakan untuk intake kilang

minyak nasional, sedangkan sisanya diekspor oleh perusahaan Kontraktor Kerja Sama

(KKS). Kapasitas kilang BBM didalam negeri hanya 6.740 ribu KL, jauh dari cukup untuk

memenuhi kebutuhan BBM nasional. Pada tahun 2013, kilang nasional hanya mampu

memproduksi BBM sebanyak 1.051,9 ribu bph, jauh dari kebutuhan BBM nasional, yang

mencapai 46,83 juta KL. Pada tahun 2013, impor BBM mencapai 23,03 Juta KL, atau sekitar

49 persen dari kebutuhan BBM nasional. Dengan diperkenalkannya substitusi BBM jenis

minyak tanah ke LPG sejak tahun 2007, kebutuhan LPG terus meningkat. Kebutuhan ini

tidak dapat dipasok oleh kilang LPG nasional sehingga 59 persen harus di impor dari

beberapa negara penghasil LPG, terutama Arab Saudi. Dalam lima tahun mendatang,

kebutuhan BBM dan LPG akan semakin meningkat dan diproyeksikan akan mencapai

masing-masing 752,64 Juta SBM dan 77,2 Juta SBM pada tahun 2019, dan impor BBM dan

LPG masing-masing 292,89 Juta SBM dan 68,67 Juta SBM

Penggunaan gas bumi di dalam negeri masih belum maksimal. Tidak seperti halnya

minyak bumi, penggunaan gas bumi terus mengalami kenaikan, dengan laju pertumbuhan

sebesar 8,18 persen per tahun (tahun 2001-2012). Pada tahun 2013, pasokan gas ke dalam

negeri mencapai 3.774 MMSCFD, atau sekitar 52,1 persen dari total produksi gas nasional.

Pasokan gas untuk tiga pengguna strategis, pembangkit listrik, pupuk, dan industri

manufaktur, masing-masing mencapai 912,42; 735,84 dan 1.345,05 BBTUD. Namun angka

ini jauh lebih rendah dari angka kebutuhan gas nasional yang mencapai 7.937,09 BBTUD.

Kebijakan Domestic Market Obligation (DMO) serta harga gas yang relatif rendah,

dibandingkan dengan BBM, telah memicu konsumsi gas secara signifikan. Selain itu, hal ini

juga dipicu oleh peningkatan permintaan untuk industri pupuk ini mencapai 12 persen per

tahun dan untuk sektor industri manufaktur sebesar 8 persen per tahun. Meskipun

289

pemanfaatan gas untuk pembangkit tenaga listrik mengalami penurunan karena adanya

peralihan ke pembangkit dengan bahan bakar batubara (PLTU), namun dalam lima tahun

kedepan permintaan gas diperkirakan akan kembali meningkat untuk memenuhi kebutuhan

listrik nasional. Di Sektor Rumah tangga, Konversi BBM jenis minyak tanah ke LPG telah

berhasil menaikkan konsumsi LPG sebesar 1,11 juta ton dibandingkan pada tahun 2010

sebesar 2,35 juta ton. Pada tahun 2013, konsumsi LPG rumah tangga mencapai 4,40 juta ton,

dengan laju pertumbuhan rata-rata 2 persen per tahun.

Pasokan gas ke industri dalam negeri terkendala oleh keterbatasan kapasitas

infrastruktur gas, yakni pipa transmisi dan distribusi gas, serta fasilitas/terminal regasifikasi.

Saat ini pipa transmisi yang ada sepanjang 3.773,82 km, menghubungkan lapangan-lapangan

gas di Sumatera ke pusat permintaan gas di Jawa Barat. Namun demikian, kapasitasnya

masih terbatas, dan pusat-pusat permintaan gas di Jawa, sepanjang pantai utara Jawa Barat,

Tengah, dan Timur, belum terhubung oleh pipa transmisi secara terpadu. Demikian juga

jaringan gas distribusi yang baru dibangun di beberapa kota besar dengan kapasitas terbatas,

yaitu sebanyak 73 ribu sambungan rumah tangga di 13 kota. Fasilitas atau terminal penerima

dan regasifikasi LNG masih belum terbangun sesuai degan kebutuhan sehingga pasokan gas

dalam bentuk LNG masih terbatas. Saat ini, jumlah SPBG yang dibangun pemerintah dan

badan usaha baru mencapai 41 unit yang tersebar di di Jabodetabek, Palembang, Surabaya,

Gresik, Sidoarjo, Balikpapan dan Pekanbaru.

Pemanfaatan batubara di dalam negeri masih terbatas dan menghadapi tantangan isu

lingkungan. Pengguna terbesar batubara di dalam negeri adalah pembangkit listrik yang

mencapai 59 juta ton pada tahun 2013, atau sekitar 14 persen dari total konsumsi batubara

nasional. Jumlah cadangan batubara dengan jenis low rank coal mencapai 8,7 Miliar ton, atau

sekitar 41 persen dari total cadangan batubara nasional. Pemanfaatan batubara jenis ini

memerlukan teknologi khusus melalui proses upgrading brown coal, sehingga kadar airnya

dapat diturunkan, dan pengangkutannya akan lebih ekonomis. Pengubahan batubara menjadi

cair (Coal Liquifaction) akan sangat diperlukan guna memanfaatkan batubara menjadi bahan

bakar sintetik atau bahan bakar cair pengganti BBM untuk sektor transportasi. Demikian juga

pengubahan batubara menjadi gas (Coal Gasification) untuk menghilangkan

kandungan/senyawa sulfur dan abu, dapat bermanfaat untuk pembangkit listrik jenis

Integrated Gas Coal Combined Cycle (IGCC) sehingga tingkat efisiensinya lebih tinggi, dan

emisi CO2-nya dapat dikurangi. Saat ini penerapan beberapa teknologi bersih (Clean Coal

Technology) ini masih terbatas sebagai obyek penelitian dan pilot project, dan belum

diterapkan secara komersial karena penerapannya memerlukan biaya yang cukup besar.

290

6.2.1.4 Penetapan Harga dan Pembangunan Infrastruktur Energi

Besaran subsidi dalam penetapan harga BBM yang semakin meningkat menjadi beban

keuangan negara. Sampai saat ini, pemerintah masih mengalokasikan anggaran untuk subsidi

BBM. Subsidi dapat memberikan tekanan fiskal seiring dengan meningkatnya volume BBM

bersubsidi dan selisih harga BBM bersubsidi dengan nilai keekonomiannya. Harga BBM

punya pengaruh yang signifikan pada perekonomian dan kebijakan fiskal mengingat

pemenuhan BBM tersebut masih sangat tergantung kepada impor dan harga di pasaran dunia

berfluktuasi. Pada tahun 2012 volume BBM bersubsidi mencapai 43,3 juta kilo liter,

meningkat 13,4 persen dibandingkan tahun 2008. Pada tahun yang sama besaran subsidi

sudah mencapai lebih dari Rp200 Triliun atau naik sekitar 4 kali lipat dibandingkan tahun

2009.

Harga gas didalam negeri saat ini relatif rendah dibandingkan dengan harga gas

ekspor. Walaupun harga gas saat ini ditetapkan berdasarkan tingkat affordability, bahan bakar

gas tidak mungkin dapat berkompetisi dengan bahan bakar minyak, yang saat ini masih

disubsidi. Meskipun dalam beberapa tahun terakhir harga gas dalam negeri dinaikkan, dan

berdampak kepada kenaikkan harga gas konsumen akhir, harga gas dalam negeri masih

relatif jauh lebih rendah dibandingkan harga gas ekspor. Hal ini memberikan kecenderungan

bagi produsen gas untuk tetap memprioritaskan penjualan gas ke luar negeri (ekspor). Untuk

meningkatkan pasokan gas di dalam negeri diperlukan penyempurnaan harga gas, baik harga

gas domestik maupun harga gas konsumen akhir. Untuk harga patokan batubara di dalam

negeri ditetapkan mengacu pada rata-rata indeks harga batubara sesuai dengan mekanisme

pasar dan/atau sesuai dengan harga yang berlaku umum di pasar internasional. Harga

patokan ini wajib digunakan sebagai acuan harga batubara bagi pemegang IUP Operasi

Produksi dan IUPK Operasi Produksi Batubara serta PKP2B dalam penjualan batubara.

Penetapan harga energi baru dan terbarukan terus mengalami penyempurnaan. Saat

ini penetapan harga Bahan Bakar Nabati (BBN) didasarkan pada bahan yang dicampurkan ke

dalam jenis bahan bakar tertentu. Untuk jenis biodiesel, mengacu pada harga patokan ekspor

biodiesel dari minyak sawit sementara untuk jenis bioethanol mengacu pada harga publikasi

Argus untuk Ethanol FOB Thailand. Untuk panas bumi, harga listrik yang bersumber dari

panas bumi saat ini ditetapkan dengan memperhatikan ongkos produksi uap dan listrik. Pada

tahun 2012, harga panas bumi ditetapkan berdasarkan wilayah (Feed in Tariff). Ongkos

produksi uap umumnya sangat ‘site-spesifik’ dan tergantung dari kedalaman sumur panas

bumi. Sebelumnya, pada tahun 2008, harga panas listrik panas bumi ditentukan berdasarkan

harga patokan, mengacu kepada biaya pokok produksi dan skala pembangkit listrik. Pada

291

tahun 2009, harga listrik panas bumi ditentukan dengan mengacu kepada HPS dan biaya

eksplorasi dan pengembangan, namun kemudian diubah menjadi sebesar maksimum 9,7 sen

US$/kWh. Tahun 2011, harga patokan ditentukan berdasarkan harga hasil lelang WKP panas

bumi.

Pembangunan infrastruktur energi mutlak diperlukan untuk menjamin pasokan energi

ke seluruh tanah air. Pemenuhan konsumsi BBM sangat tergantung dari kapasitas kilang yang

dapat berproduksi di dalam negeri atau melalui impor. Saat ini, kapasitas kilang yang ada

hanya dapat memenuhi sekitar 47 persen dari kebutuhan gasoline dan 72 persen dari

kebutuhan diesel. Hal ini menunjukan diperlukannya tambahan kilang baru maupun

upgrading kilang agar dapat meningkatkan kemampuan produksi BBM dalam negeri. Untuk

gas bumi, pipa umumnya merupakan sarana yang paling efektif untuk biaya dari transportasi

dengan jarak hingga sekitar 2.000 km, namun fasilitas pencairan gas yang selama ini telah

dikembangkan di lokasi terpencil untuk tujuan ekspor juga memiliki kapasitas cadangan yang

dapat dimanfaatkan, setidaknya dalam jangka pendek. Sebagai gambaran, penyelesaian

jaringan pipa dari Sumatera Selatan ke Jawa Barat dan sistem pipa Trans-Jawa yang

menghubungkan Jawa Barat dan Jawa Timur menjadi sangat penting karena dapat

menyelesaikan interkoneksi sumber pasokan gas dari Sumatera bagian selatan dan tengah ke

Jawa Barat dan kemudian seterusnya menuju Jawa Timur. Interkoneksi ini sangat penting

untuk keamanan suplai dan juga untuk tujuan manajemen beban.

6.2.1.5 Intensitas dan Efisiensi Energi

In-efisiensi dalam proses penyediaan energi masih tinggi. Intensitas energi primer

rata-rata sebesar 500 SBM per miliar rupiah, sedangkan intensitas energi final sekitar rata-

rata 63 persen dari intensitas energi primer, dan hal ini menunjukkan adanya in-efisiensi

dalam proses dan konversi energi, serta losses selama transmisi dan distribusi energi,

terutama listrik. Efisiensi dari seluruh jenis pembangkit listrik masih cukup rendah, bervariasi

antara 29,1-33,7 persen dan hal ini menunjukkan bahwa sebagian besar jenis pembangkit

listrik yang beroperasi saat ini adalah jenis pembangkit konvensional. Losses dan own use

selama transmisi dan distribusi listrik ke konsumen cukup bervariasi antara 11,5-16,9 persen.

Disamping inefisiensi dalam penyediaan listrik, in-efisiensi juga terjadi dalam proses

konversi minyak mentah ke BBM. Rata-rata refinery fuel dan losses kilang minyak nasional

saat ini mencapai 84 ribu bph atau sekitar 8,08 persen terhadap produksi kilang minyak

sedangkan efisiensi proses konversi gas alam ke LNG di Kilang LNG rata-rata 84 persen.

292

Penghematan konsumsi energi masih rendah. Gerakan penghematan energi masih

terbatas pada pengendalian penggunaan BBM dan listrik. Sejak tahun 2011, penghematan

BBM dilakukan melalui pengendalian sistem distribusi BBM, pelarangan penggunaan BBM

bersubsidi bagi kendaraan dinas, termasuk kendaraan angkutan perkebunan dan

pertambangan, konversi BBM ke BBG, penghematan penggunaan listrik di kantor-kantor

pemerintah, dan penghematan penerangan jalan. Namun demikian potensi penghematan dari

penggunaan BBM dan listrik masih belum dapat dicapai. Masih banyak ditemui

penyalahgunaan BBM bersubsidi, yang mengarah ke pemborosan. Beberapa kendala yang

masih ditemui antara lain adalah terbatasnya alat kendali distribusi BBM, rendahnya

kepatuhan pengguna kendaraan dinas, sulitnya mengidentifikasi kendaraan angkutan

perkebunan dan pertambangan, terbatasnya jumlah konverter kit BBM-BBG dan bengkel

untuk pemasangan dan pemeliharaan.

Audit energi telah dilakukan untuk mengidentifikasi titik-titik pemborosan energi dan

langkah-langkah untuk meningkatkan efisiensi penggunaan energi untuk industri manufaktur

strategis, seperti industri baja, aluminium, pulp/kertas, pertambangan dan tekstil. Potensi

penghematan energi per tahun cukup besar, mencapai 10-15 persen, namun sampai saat ini

realisasi dari penghematan dari industri ini masih rendah. Beberapa hal yang menjadi kendala

adalah i) pelaku industri lebih fokus ke upaya peningkatan produksi dengan margin yang

besar, dibandingkan dengan mengurangi biaya operasi dari penghematan energi, dan pelaku

juga mengindari resiko interupsi dari produksi, yang mungkin terjadi pada saat pergantian

mesin-mesin tua ke mesin-mesin baru yang lebih hemat energi; ii) instrumen keuangan/fiskal,

seperti project financing dan subsidi bunga bank untuk pembiayan upaya energi efisiensi dari

lembaga keuangan belum tersedia, di samping adanya hambatan aturan kolateral yang

memberatkan pembiayaan energi efisiensi; dan iii) data mengenai penggunaan energi

umumnya tidak tersedia dan lembaga keuangan/pembiayaan belum mempunyai sumber daya

manusia yang cukup untuk melakukan kajian investasi efisiensi energi. Di samping itu, guna

menurunkan konsumsi energi bangunan gedung, konsep bangunan hijau (green building),

sudah dikembangkan dan mulai diterapkan. Lembaga Sertifikasi Bangunan Ramah

Lingkungan sudah ditunjuk oleh Pemerintah yang bertugas untuk memberikan rekomendasi

dan verifikasi mengenai efisiensi konsumsi energi di gedung/perkantoran. Namun sampai

saat ini baru satu kantor pemerintah yang dibangun dengan mengikuti konsep ini, yakni

gedung kantor di Kementerian Pekerjaan Umum (PU).

Upaya penurunan emisi gas rumah kaca di sektor energi masih terbatas. Langkah-

langkah untuk menurunkan emisi gas rumah kaca sudah ditetapkan, melalui Perpres No. 61

293

tahun 2011 tentang Rencana Aksi Nasional Penurunan Emisi Gas Rumah Kaca (RAN-GRK).

Sampai saat ini, penurunan gas rumah kaca di sektor energi sudah mencapai 1.380 Kilo ton

CO2, namun masih belum memenuhi target trayektori penurunan gas rumah kaca, yang

mencapai 767 Juta ton CO2 pada tahun 2020. Rencana aksi ini juga mengamanatkan

pemerintah daerah untuk melakukan mitigasi GRK sebagai bentuk kontribusi daerah dalam

pelaksanaan RAN-GRK dan berdampak langsung terhadap upaya konservasi energi.

Meskipun demikian, masih ada beberapa provinsi yang program-program aksi di dalam

RAD-GRK-nya tidak terkait dengan upaya konservasi energi. Hal ini disebabkan oleh

rencana aksi masih terfokus pada kegiatan non-energi seperti pengelolaan limbah, IPPU

(Industrial Product and Product Use), dan AFOLU (Agriculture, Forestry, and Others Land

Use).

6.2.1.6 Energi Baru dan Terbarukan

Pengembangan lapangan panas bumi untuk pembangkit listrik terhambat. Potensi

panas bumi untuk pembangkit listrik mencapai 29.000 MW, namun sampai saat ini baru

1.346 MW (4,8 persen) yang dapat dimanfaatkan untuk membangkitkan listrik. Dalam lima

tahun terakhir, penambahan kapasitas pembangkit listrik panas bumi (PLTP) hanya mencapai

157 MW. Lapangan panas bumi umumnya terletak di kawasan hutan lindung dan konservasi,

sehingga muncul beberapa konflik lahan yang membutuhkan solusi dalam hal mekanisme

pengambilan keputusan maupun metoda/alat/analisa yang menjadi dasar dalam pengambilan

keputusan. Saat ini, insentif dan instrumen fiskal telah diterapkan, baik berupa penyiapan

dana eksplorasi terbatas guna memitigasi sebagian resiko eksplorasi, maupun feed-in tariff,

namun belum mampu mempercepat pengembangan lapangan secara sistematis. Proses

pelelangan wilayah kerja pengusahaan (WKP) belum optimal dilakukan sehingga belum

memberikan kenyamanan (comfortibility) bagi pengembang panas bumi yang berkualitas

untuk ikut-serta dalam proses pelelangan WKP. Feed-in tariff untuk memasukkan faktor

eksternalitas dari panas bumi, belum melembaga dan pendanaannya belum dimasukkan

sebagai bagian dari APBN. Di samping itu, dengan aturan perundangan yang saat ini berlaku,

harga jual listrik yang mejadi basis dari kontrak jual-beli listrik (Power Purchase Agreement

– PPA) dengan PLN umumnya belum mendasarkan informasi yang akurat mengenai kualitas

reservoir panas bumi.

Pemanfaatan BBN sebagai bahan bakar terkendala Harga Indeks Pasar BBN yang

lebih rendah dari harga pasar. Penggunaan BBN sebagai bahan campuran BBM, seperti Bio-

294

solar B10 (campuran FAME13

10 persen dalam BBM jenis solar), dan Bio-premium E5

(campuran ethanol 5 persen dalam BBM jenis premium), telah diperkenalkan sejak tahun

2009 dan telah masuk ke dalam tata niaga bahan bakar lain untuk sektor transportasi, industri,

dan pembangkit listrik. Pada tahun 2013, volume Bio-solar yang sudah dijual ke pasar BBN

mencapai 2,2 juta KL, meingkat dibandingkan tahun sebelumnya yang mencapai 3,4 juta KL.

Namun demikian, sampai saat ini penggunaan B10 masih terbatas, jauh di bawah target

pemanfaatan BBN. Bahkan E5, sejak tahun 2010, sudah tidak lagi masuk di dalam tata niaga

bahan bakar lain, karena kekurangan pasokan ethanol. Penyebab utama dari kekurangan

pasokan ini adalah harga pasar (ekspor) ethanol jauh di atas harga yang ditetapkan, yakni

Harga Indeks Pasar BBN. Kebutuhan akan BBN, baik Bio-solar maupun Bio-premium, akan

meningkat seiring dengan upaya substitusi BBM oleh BBN, dan hal ini menuntut

penambahan produksi dari bahan mentah BBN, seperti kelapa sawit (Crude Palm Oil - CPO)

untuk Bio-diesel dan tebu, ubi kayu, dan sagu untuk bio-ethanol. Produksi CPO saat ini

mencapai 23,5 juta ton, dengan luas areal tanaman mencapai 9 juta Hektar, dan sekitar 30

persen atau sekitar 5,6 juta KL berpotensi digunakan untuk BBN.

6.2.2 Sasaran

Sasaran utama penguatan ketahanan energi yang akan dicapai dalam kurun waktu

2015-2019 adalah:

(1) Produksi sumberdaya energi:

(a) Produksi minyak bumi sebesar 710 - 913 barel per hari;

(b) Produksi gas bumi 5.988 – 7.124 juta kaki kubik per hari dengan pemanfaatan di

dalam negeri sebesar 56 – 75 persen; dan

(c) Produksi batubara sebesar 392 juta ton dengan pemanfaatan di dalam negeri

sebesar 30 – 40 persen.

(2) Penyediaan sarana dan prasarana energi yang terdiri dari:

(a) Pembangunan kilang minyak/upgrading sebanyak 2 unit dengan total kapasitas

600 ribu barel per hari;

(b) Pembangunan fasilitas penyimpanan dan penimbunan BBM dan LPG, masing-

masing dengan kapasitas ... juta KL dan ... juta ton;

(c) Pembangunan Floating Storage Regasification Unit (FSRU) sebanyak 2 unit

dengan total kapasitas 250 BCF per tahun;

13 Fatty Acid Methyl Ester

295

(d) Pembangunan regasifikasi onshore sebanyak 1 unit dengan total kapasitas 560

BCF per tahun;

(e) Pembangunan pipa gas sepanjang 680 km dengan kapasitas 200 BCF pertahun;

dan

(f) Pembangunan SPBG sebanyak 55 unit.

(3) Pemanfaatan bahan bakar nabati dan efisiensi energi yang terdiri atas:

(a) Produksi biodiesel sebesar 2,35 – 4,12 juta KL;

(b) Produksi bioetanol sebesar 0,2 – 0,58 juta KL.

(c) Intensitas energi sebesar 517 SBM/Miliar;

(d) Elastisitas energi sebesar 0,8; dan

(e) Target penghematan energi sebesar 12,71 persen (skenario BAU).

(4) Peningkatan bauran energi baru dan terbarukan (EBT) yang terdiri dari:

(a) Bauran EBT sebesar 6-9 persen;

(b) Kapasitas terpasang pembangkit listrik (PLTP, PLTA, PLTMH, PLTS, dan PLT

Biomassa) sebesar 20 GW;

(c) Pelaksanaan pilot project PLTN di 1 lokasi; dan

(d) Pelaksanaan pilot project pembangkit listrik tenaga arus laut di 3 lokasi.

(5) Pengurangan subsidi energi secara berkala akan diupayakan terdiri dari:

(a) Penurunan besaran subsidi BBM dengan menaikkan harga BBM Rp.500/liter per

semester; dan

(b) Penurunan kapasitas pembangkit listrik yang masih menggunakan BBM menjadi

0,8 persen.

6.2.3 Arah Kebijakan Dan Strategi

Untuk mewujudkan sasaran penguatan ketahanan energi, arah kebijakan yang akan

ditempuh adalah meningkatkan diversifikasi pemanfaatan energi dan mempertahankan

produksi minyak dan gas bumi yang didukung dengan sarana prasarana memadai serta

teknologi yang lebih efisien dan ramah lingkungan.

Strategi pembangunan yang akan dilakukan meliputi: (1) Peningkatan Pasokan Energi

Primer; (2) Penyediaan Infrastruktur Energi; (3) Pemanfaatan Batubara Kalori Rendah; (4)

Pengelolaan Energi yang lebih Efisien; (5) Peningkatan Bauran Energi Baru dan Terbarukan;

dan (6) Pengurangan Subsidi Energi Secara Berkala.

296

6.2.3.1 Peningkatan Pasokan Energi Primer

Peningkatan Eksplorasi dan Produksi. Peningkatan pasokan minyak dan gas bumi

sangat tergantung dari hasil penemuan cadangan terbukti dari potensi cadangan minyak dan

gas bumi. Untuk itu, dilakukan langkah-langkah utama untuk meningkatkan cadangan

terbukti minyak dan gas yang meliputi:

(i) Peningkatan kegiatan eksplorasi minyak dan gas bumi ke arah offshore dan laut

dalam, di cekungan-cekungan yang diperkirakan masih kaya akan minyak dan gas;

(ii) Penguasaan teknologi eksplorasi maupun eksploitasi di wilayah laut dalam melalui

pengembangan dan peningkatan kapasitas dan kemampuan sumber daya manusia.

Mendorong peningkatan produksi minyak dan gas dari sumur-sumur yang akan,

dan/atau sudah beroperasi dan tua, dilakukan langkah-langkah sebagai berikut:

(i) Penetapan tahapan secondary/tertiary recovery, termasuk penerapan EOR, yang

dirancang sejak persetujuan Plan of Development (POD) I untuk kontrak-kontrak

kerja sama (Production Sharing Contract – PSC) yang baru;

(ii) Pemberian insentif secondary/tertiary recovery, antara lain, melalui mekanisme bagi-

hasil (split) yang memperhitungkan tambahan pengeluaran untuk penelitian dan

kajian kelayakan EOR yang akan di terapkan, ataupun melalui mekanisme investment

credit, dan Domestic Market Obligation (DMO) untuk gas dan batubara; dan

(iii) Kerja sama antara pemerintah dengan kontraktor PSC dalam melakukan penelitian,

kajian kelayakan, dan pilot project penerapan EOR.

6.2.3.2 Penyediaan Infrastruktur Energi

Peningkatan kapasitas kilang dan pembangunan kilang baru. Langkah-langkah yang

dilakukan guna menjamin pasokan BBM dan LPG dari dalam negeri, serta mengurangi

ketergantungan terhadap impor, meliputi:

(i) Up-grading (revamping) kilang BBM dan BBG yang saat ini sudah beroperasi,

sehingga faktor kapasitasnya dapat meningkat;

(ii) Insentif untuk pembangunan dan/atau up-grading beberapa unit kilang BBM dan

LPG; dan (iii) pembangunan fasilitas depo, penyimpanan dan penimbunan minyak

mentah, BBM dan LPG, selain untuk meningkatkan pelayanan di daerah-daerah

terpencil dan nelayan, juga untuk meningkatkan kapasitas cadangan operasional dan

penyangga.

Peningkatan infrastruktur gas, melalui langkah-langkah:

297

(i) Penyempurnaan kontrak bagi-hasil pengembangan lapangan gas, terutama pola bagi

hasil untuk lapangan yang dedicated untuk pasar dalam negeri;

(ii) Perbaikan regim harga gas sehingga tetap terjangkau oleh konsumen, namun

memberikan jaminan atau kepastian pasokan gas oleh produsen gas;

(iii) Penyempurnaan perencanaan infastruktur gas yang terpadu sehingga jaringan pipa gas

dan infrastruktur LNG dapat saling melengkapi dan bersinergi dalam mengalirkan gas

dari wilayah surplus ke wilayah defisit gas;

(iv) Pembangunan jaringan distribusi gas terutama di wilayah perkotaan, termasuk untuk

sambungan rumah tangga; dan

(v) Penyempurnaan mekanisme pembangunan dan pembiayaan infrastruktur gas, baik

oleh pemerintah/BUMN maupun dengan melibatkan pihak swasta, termasuk

penyempurnaan kerangka regulasi/prosedur tender Kerjasama Pemerintah Swasta

(KPS).

Peningkatan kapasitas dan tingkat pelayanan infrastruktur batubara, dengan langkah-

langkah utama untuk menjamin pasokan batubara ke pasar dalam negeri adalah:

(i) Pembangunan dan perluasan kapasitas fasilitas pelabuhan, penimbunan (stockpiling)

dan pencampuran (blending) batubara;

(ii) Pengembangan sistem pengangkutan batubara terintegrasi/terpadu atau multi-moda

dari lokasi tambang batubara ke pusat-pusat permintaan; dan

(iii) Perbaikan sistem keamanan dan kehandalan armada pengangkutan batubara.

6.2.3.3 Pemanfaatan Batubara Kalori Rendah

(i) Penelitian dan proyek pilot untuk meningkatkan kualitas batubara, melalui teknologi

up-grading brown coal (UBC), sehingga kandungan airnya berkurang;

(ii) Insentif untuk pembangunan kilang pencairan batubara (coal liquefaction) untuk

menghasilkan bahan bakar bagi pembangkit listrik yang lebih ramah lingkungan,

ataupun menggantikan peran gas dalam pembuatan uap (steam-flooding) untuk EOR;

(iii) Insentif untuk pembangunan pabrik atau fasilitas gasifikasi batubara (coal

gasification), sehingga gas sintetik dari hasil gasifikasi tersebut dapat dimanfaatkan

untuk pembangkit listrik, ataupun menjadi bahan baku industri kimia; dan

(iv) Insentif untuk pembangunan pembangkit listrik batubara mulut tambang.

298

6.2.3.4 Pengelolaan Energi yang lebih Efisien

Melalui penguasaan dan penerapan teknologi efisien energi dalam penyediaan,

pengusahaan, dan pemanfaatan energi terutama di sektor industri, transportasi, rumah tangga,

dan bangunan gedung. Langkah-langkah utama yang dilakukan antara lain:

(i) Penerapan dan penguasaan teknologi pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) dengan

tingkat efisiensi yang tinggi, seperti Super Critical, Ultra Super-Critical, ataupun

IGCC;

(ii) Insentif untuk memodernkan kilang BBM dan BBG yang saat ini beroperasi sehingga

keandalan dan efisiensinya meningkat;

(iii) Pelibatan sektor swasta di dalam investasi efisiensi energi melalui penyempurnaan

insentif serta mekanisme pendanaan, terutama untuk memanfaatkan pinjaman lunak

serta sumber-sumber dana perubahan iklim (climate change funds);

(iv) Pelibatan BUMN pemasok energi dan lembaga pembiayaan dalam sistem pembiayaan

energi efisiensi di industri pengolahan dan manufaktur; dan (5) pemberdayaan

perusahaan layanan energi (Energy Service Company – ESCOs) di dalam skim

pembiayaan energi efisiensi.

6.2.3.5 Peningkatan Bauran Energi Baru dan Terbarukan

Melalui percepatan pemanfatan panas bumi dan tenaga air untuk pembangkit tenaga

listrik dan bahan bakar nabati (BBN) untuk mensubstitusi BBM, terutama di sektor

transportasi.

Langkah-langkah utama untuk mempercepat pemanfaatan panas bumi antara lain:

(i) Penyiapan lapangan panas bumi sebagai WKP baru panas bumi;

(ii) Penyempurnaan mekanisme tender pengadaan pengembang dalam pengusahaan panas

bumi dan percepatan pelaksanaan tender WKP baru; dan

(iii) Pemberian insentif baik fiskal, seperti subsidi untuk feed-in tariff energi bersih,

maupun non-fiskal untuk mengurangi resiko eksplorasi panas bumi.

Langkah-langkah utama untuk mempercepat pemanfaatan tenaga air adalah:

(i) Pembangunan PLTA pada jaringan yang sudah ada, baik itu jaringan dengan

bendungan pengairan ataupun saluran primer irigasi;

(ii) Pembangunan PLTA baru pada jaringan sungai atau air terjun;

(iii) Pembangunan jaringan mikrohidro; dan

(iv) Penyediaan insentif untuk investasi badan usaha, termasuk swasta, untuk dapat

berpartisipasi dalam pembangunan PLTA.

299

Peningkatan pemanfaatan Bahan Bakar Nabati (BBN) difokuskan kepada 3 (tiga)

jenis bahan bakar nabati, yaitu bio-ethanol, bio-diesel, serta bio-gas. Ketiga jenis BBN ini

digunakan sebagai bahan pencampur untuk bahan bakar minyak dengan prosentase tertentu.

Langkah-langkah utama untuk meningkatkan pemanfaatan BBN meliputi:

(i) Penyediaan bahan baku BBN, terutama dalam hal pengembangan atau intensifikasi

komoditas pertanian yang saat ini sudah ditanam secara luas, seperti kelapa sawit,

kelapa, tebu, sagu, dan ubi kayu;

(ii) Pengembangan komoditas yang potensial/varietas unggul seperti kemiri sunan, jarak

pagar, nyamplung, aren, dan nipah, serta biomasa limbah pertanian; dan

(iii) penyempurnaan makanisme off taker BBN (jaminan pasar), termasuk standar, subsidi,

dan harga bahan baku serta harga jual BBN.

Langkah-langkah ini perlu didukung oleh ketersediaan lahan yang cukup, pengelolaan

penyediaan bahan baku BBN yang dilakukan melalui pengembangan perkebunan energi

secara terintegrasi, serta industri pengolahan BBN yang dikembangkan dengan skala

pedesaan (Desa Energi Mandiri).

6.2.3.6 Pengurangan Subsidi Energi Secara Berkala

Subsidi BBM akan dikurangi secara berkala, sehingga pada akhirnya harga BBM

akan mengikuti harga pasar. Pengurangan subsidi BBM ini secara tidak langsung akan

mendorong berkembangnya produksi dan pemanfaatan energi baru dan terbarukan serta

meningkatkan efisiensi konsumsi BBM. Langkah-langkah utama yang diakukan antara lain:

(i) Perluasan pengendalian sistem distribusi BBM bersubsidi;

(ii) Peningkatan kualitas/mutu BBM dengan kandungan oktan yang lebih baik;

(iii) Perbaikan infrastruktur SPBU sesuai dengan kualitas BBM yang disediakan; dan

(iv) Pemantapan rumusan harga energi.

6.2.4 Kerangka Regulasi

Untuk mendukung strategi peningkatan pasokan energi primer diperlukan penataan

kelembagaan industri hulu dan hilir, pembentukan petroleum fund, serta harmonisasi regulasi

dan peran pemerintah daerah. Strategi penyediaan sarana dan prasarana energi memerlukan

aturan pemberian insentif untuk menarik minat partisipasi swasta berinvestasi membangun

sarana dan prasarana energi. Untuk mengoptimalkan pemanfaatan bahan bakar nabati,

penetapan off taker, standar, dan harga produk BBN.

300

Untuk mendorong penggunaan energi yang lebih efisien, diperlukan insentif bagi

pelaku industri dan pemilik bangunan dalam alih teknologi penggunaan energi yang lebih

efisien. Peningkatan bauran energi baru dan terbarukan memerlukan penerapan feed in tariff

dan penyederhanaan proses perizinan, sedangkan pengurangan subsidi energi secara berkala

memerlukan regulasi kebijakan harga dan penentuan target sasaran yang realistis.

6.2.5 Kerangka Kelembagaan

Penguatan ketahanan energi dapat diwujudkan melalui masing-masing

Kementerian/Lembaga dengan melaksanakan tugas pokok dan fungsinya masing-masing dan

bersinergi dalam gerak langkah arah kebijakan. Di samping itu, peran badan usaha baik

BUMN/BUMD dan swasta juga sangat penting dalam menentukan keberhasilan

pembangunan ketahanan energi ini. Kementerian ESDM, Kementerian Keuangan, Satuan

Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Migas (SKK Migas), Kementerian BUMN,

BPH Migas, dan Pemerintah Daerah menjadi pelaksana kunci dalam peningkatan pasokan

energi primer dan infrastrukturnya. Selain itu, Kementerian Perindustrian, Kementerian PU,

BATAN dan BPPT juga berperan penting dalam mempromosikan pemanfaatan EBT dan

efisiensi penggunaan energi.

6.2.6 Kerangka Pendanaan

Pendanaan dalam rangka penguatan ketahanan energi dapat bersumber dari APBN,

APBD maupun Badan Usaha baik milik pemerintah maupun swasta. Untuk mendukung

strategi peningkatan pasokan energi primer, pemerintah dapat membiayai pelaksanaan survei

umum, promosi dan penyiapan wilayah kerja baru, dan monitoring dan evaluasi kegiatan

eksplorasi dan eksploitasi, sedangkan pembiayaan swasta meliputi pelaksanaan eksplorasi

dan eksploitasi serta pelaksanaan pilot project gas unconventional (shale gas dan CBM).

Dalam rangka penyediaan sarana dan prasarana energi, pembiayaan pemerintah

mencakup pelaksanaan pra-studi kelayakan, pengadaan lahan, penyiapan dan pelaksanaan

tender, pembangunan jaringan prasarana migas, serta monitoring dan evaluasi pembangunan.

Di lain pihak, pembiayaan swasta diarahkan pada pembangunan, pengoperasian, dan

pemeliharaan sarana dan prasarana energi (kilang, FSRU, regasifikasi, SPBG). Untuk

mengoptimalkan pemanfaatan bahan bakar nabati, pemerintah memberikan subsidi terhadap

bahan bakar nabati serta membiayai pelaksanaan monitoring dan evaluasi

produksi/pemanfaatan BBN sedangkan pembangunan, pengoperasian, dan pemeliharaan

kapasitas produksi melalui pembiayaan swasta.

301

Untuk mendorong penggunaan energi yang lebih efisien, pembiayaan pemerintah

meliputi pembinaan dan pengawasan konservasi energi dan layanan audit energi sedangkan

investasi alih tehnologi yang ramah lingkungan dan efisiensi energi merupakan pembiayaan

swasta. Dalam rangka meningkatkan bauran energi baru dan terbarukan pembiayaan

pemerintah mencakup studi pendahuluan potensi energi baru dan terbarukan, pembinaan dan

pengawasan pemanfaatan energi baru dan terbarukan, serta bantuan PLTS, PLTMH, biogas,

dan DME. Di lain pihak, pembangunan, pengoperasian, dan pemeliharaan pembangkit energi

terbarukan tersebut dilakukan dengan pembiayaan swasta. Strategi pengurangan subsidi

energi secara berkala dilaksanakan melalui pembiayaan pemerintah untuk pemberian subsidi

energi, pengawasan distribusi BBM bersubsidi, pengembangan teknologi informasi, serta

monitoring dan evaluasi pelaksanaannya, sedangkan pembiayaan swasta diarahkan untuk

menyalurkan BBM, BBN, dan LPG.

6.3 Isu Strategis Peningkatan Nilai Tambah Industri Mineral dan Pertambangan

Berkelanjutan

6.3.1 Kondisi Saat Ini

UU No. 17/2007 tentang Rencana Pembangunan Jangka Panjang Nasional

mengamanatkan ekspor bahan mentah dapat dikurangi kemudian digantikan dengan ekspor

produk yang bernilai tambah tinggi dan berdaya saing global. Upaya pengurangan ekspor

bahan mentah dilakukan melalui kewajiban pengolahan dan pemurnian hasil penambangan di

dalam negeri sesuai UU No. 4/2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara. Namun,

pemberlakuan kewajian tersebut baru dilakukan pada bulan Januari 2014. Berdasarkan arahan

UU No. 17/2007 dan UU No. 4/2009, beberapa masalah dalam peningkatan daya saing untuk

komoditas tambang adalah sebagai berikut:

Belum Efektifnya Pengembangan Industri Pengolahan dan Pemurnian di Dalam

Negeri. Nilai ekspor komoditi tambang cukup besar yaitu sekitar 17 persen dari total nilai

ekspor dalam lima tahun terakhir. Pada tahun 2013, ekspor produk tambang mencapai 42,74

persen dari total ekpor non-migas. Selama kurun waktu 2010-2013, ekspor komoditi tambang

mengalami peningkatan yang signifikan dengan laju pertumbuhan mencapai 60 persen per

tahun. Sumber daya mineral dan batubara merupakan sumber daya alam yang tidak

terbarukan. Untuk itu, pemanfaatan produksi mineral dan batubara diupayakan dapat

memberikan nilai tambah yang tinggi. Peningkatan nilai tambah dilakukan melalui proses

pengolahan dan pemurnian produk tambang di dalam negeri.

302

Proses pengolahan dan pemurnian di dalam negeri belum berjalan dengan efektif.

Beberapa kendala yang dihadapi antara lain adalah: (1) masih terbatasnya sumber daya

manusia dan penguasaan teknologi pengolahan dan pemurnian; (2) belum memadainya

infrastruktur pendukung, terutama tenaga listrik dan transportasi laut; dan (3) belum

berkembangnya industri hilir domestik yang dapat menyerap produk tambang yang sudah

menjadi bahan setengah jadi atau bahan jadi.

Belum Selesainya Renegosiasi Kontrak Karya (KK) dan Perjanjian Karya

Pengusahaan Pertambangan Batubara (PKP2B). Sejak berlakunya UU No. 4/2009,

pengusahaan pertambangan mengalami perubahan rezim dari bentuk kontrak/perjanjian

menjadi izin melalui Izin Usaha Pertambangan. Dengan demikian, KK dan PKP2B harus

disesuaikan dengan UU No. 4/2009 terkait dengan luas wilayah kerja, perpanjangan kontrak,

penerimaan negara, kewajiban pengolahan dan pemurnian di dalam negeri, kewajiban

divestasi, dan kewajiban penggunaan barang/jasa pertambangan dalam negeri. Proses

penyesuaian dilakukan dengan cara melakukan renegosiasi dengan perusahaan KK dan

PKP2B.

Sampai Maret 2014, belum semua perusahaan KK dan PKP2B telah menyepakati isi

penyesuaian kontraknya. Dari 37 perusahaan KK dan 75 perusahaan PKP2B yang ada, baru 6

perusahaan KK dan 19 perusahaan PKP2B yang telah menyepakati seluruh hasil renegosiasi

kontraknya, sedangkan sisanya masih belum menyepakati seluruh isi penyesuaian

kontraknya. Untuk kewajiban pengolahan dan pemurnian masih ada 4 KK dan 6 PKP2B yang

belum menyepakati penyesuaian kontrak ini.

Kurangnya Pengawasan dan Pengendalian Aspek Lingkungan Hidup pada Proses

Penambangan. Kegiatan usaha pertambangan banyak menimbulkan dampak negatif terhadap

kelestarian fungsi lingkungan hidup fisik meliputi air, udara, tanah, dan bentang alam,

ataupun nonfisik seperti sosial ekonomi dan budaya masyarakat. Persyaratan lingkungan

yang semakin ketat di tingkat nasional dan internasional memerlukan perhatian yang semakin

besar terhadap aspek lingkungan hidup dalam kegiatan pertambangan. Tanggung jawab

reklamasi lahan dan rehabilitasi kawasan pasca-tambang merupakan upaya untuk

mempertahankan kelestarian fungsi lingkungan hidup dalam proses penambangan. Saat ini,

pengelolaan dan pemantauan pelaksanaan tanggung jawab ini masih memerlukan

penyempurnaan. Pertambangan rakyat telah diatur dalam UU No. 4 tahun 2009 dan PP No.

23 tahun 2010 tentang Pelaksanaan Kegiatan Usaha Pertambangan Mineral dan Batubara.

Namun dalam implementasinya kegiatan pertambangan seringkali masih mengabaikan

kelestarian lingkungan dan keselamatan kerja. Selain itu, lambatnya proses penetapan WP

303

beserta WIUP juga menumbuhkan potensi penambangan liar tanpa ijin (PETI) atau illegal

mining. Kurangnya pengawasan dan pengendalian lingkungan hidup pada proses

penambangan diakibatkan belum optimalnya kapasitas pemerintah daerah, baik dari sisi

kelembagaan maupun sumber daya manusianya.

6.3.2 Sasaran

Dua sasaran utama peningkatan daya saing komoditas mineral dan tambang yang

akan dicapai dalam kurun waktu 2015-2019 adalah:

(1) Meningkatnya nilai tambah komoditas mineral dan pertambangan di dalam negeri;

dan

(2) Terlaksananya kegiatan pertambangan yang memenuhi persyaratan teknis dan

lingkungan (Sustainable Mining).

Sasaran kuantitatif pada akhir tahun 2019 adalah:

(1) Fasilitasi pembangunan smelter sebanyak 65 perusahaan;

(2) Recovery pengolahan dan pemurnian mineral sebesar: (a) 82 persen untuk emas, (b)

76 persen untuk tembaga, (c) 86 persen untuk nikel, (d) 82 persen untuk bauksit, (e)

80 persen untuk timah, dan (f) 65 persen untuk pasir besi.

6.3.3 Arah Kebijakan

Untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri dan sekaligus meningkatkan daya saing

produk tambang, arah kebijakan yang ditempuh adalah:

6.3.1.1 Meningkatkan Keterpaduan Pengembangan Industri

Strategi yang perlu dilakukan adalah:

(i) Menentukan produk tambang strategis sebagai bahan baku yang akan diolah menjadi

barang setengah jadi atau barang jadi yang mempunyai nilai ekonomi yang lebih

tinggi;

(ii) Menyempurnakan pola Domestic Market Obligation (DMO) dan membatasi ekspor

produk tambang strategis guna menjamin kontinuitas pasokan bahan baku; dan

(iii) Mengembangkan zonasi industri berbasis produk tambang strategis, melalui antara

lain pengembangan wilayah pusat pertumbuhan industri dan kawasan peruntukan

industri, pembangunan kawasan industri, dan pengembangan sentra industri kecil dan

industri menengah.

304

6.3.1.2 Penerapan Insentif Fiskal dan Non-Fiskal

(i) Menyusun rencana pembangunan smelter yang diselaraskan dengan potensi cadangan

mineral dan ketersediaan infrastruktur pendukung;

(ii) Menyiapkan dan menyediakan infrastruktur seperti jalan dan listrik untuk mendukung

fasilitas smelter yang sudah beroperasi maupun yang akan dibangun;

(iii) Melakukan verifikasi ketersediaan teknologi pengolahan dan pemurnian dan

mengakuisisi teknologi baru yang dibutuhkan;

(iv) Mengembangkan proyek percontohan pola kerja sama pemerintah dan swasta dalam

membangun smelter, termasuk infrastruktur pendukungnya; dan

(v) Mengembangkan insentif keringanan bea keluar, tax allowance, dan skema

pembayaran royalti bagi pengusahaan smelter yang terintegrasi dengan pengusahaan

tambang.

6.3.1.3 Meningkatkan Kepastian Hukum Pengusahaan Pertambangan

Strategi yang perlu dilakukan untuk meningkatkan kepastian hukum adalah:

(i) Menyempurnakan pengaturan peningkatan nilai tambah di dalam negeri dan

peningkatan penerimaan negara melalui penyesuaian tarif iuran tetap dan iuran

produksi;

(ii) Meningkatkan koordinasi antar kementerian terkait dalam pembahasan isu-isu utama

renegosiasi KK dan PKP2B; dan

(iii) Memfasilitasi dan mempercepat penyelesaian sengketa yang timbul dalam

pengusahaan pertambangan.

6.3.1.4 Memperkuat Penanganan PETI dan Rehabilitasi Pasca-tambang

Pengurangan dampak negatif akibat dari kegiatan pertambangan dilakukan untuk

mencegah kerusakan lingkungan, baik air, tanah, maupun udara, yang berlebihan akibat

kegiatan eksplorasi dan eksploitasi sumber daya mineral dan pertambangan, dengan

memperhatikan kelestarian fungsi lingkungan hidup. Dua hal utama yang menjadi fokus

dalam pengurangan dampak ini adalah kegiatan penambangan tanpa izin (PETI) dan upaya

rehabilitasi lingkungan pasca kegiatan penambangan. Strategi yang perlu dilakukan untuk

memperkuat penanganan kedua hal tersebut adalah:

(i) Meningkatkan pembinaan upaya perlindungan lingkungan, keselamatan operasi, dan

usaha penunjang bidang tambang;

305

(ii) Mengembangkan mekanisme pelaksanaan prinsip-prinsip konservasi mineral dan

batubara kepada pelaku usaha pertambangan;

(iii) Meningkatkan rehabilitasi kawasan bekas tambang melalui penyempurnaan

pengaturan dan mekanisme pelaksanaannya; dan

(iv) Mengembangkan sistem monitoring dan koordinasi antar kementerian dan dengan

pemerintah daerah untuk mengurangi kegiatan PETI.

6.3.4 Kerangka Regulasi

Beberapa ketentuan dalam UU No. 4/2009 perlu dilakukan penyempurnaan agar

pengelolaan dan pelaksanaan kegiatan usaha pertambangan mineral dan batubara dapat

memberikan nilai tambah secara nyata untuk pertumbuhan ekonomi nasional dan

pembangunan daerah yang berkelanjutan guna mencapai kesejahteraan rakyat dengan tetap

memperhatikan lingkungan hidup. Di samping itu, perlu juga ada perubahan lain terkait

Putusan Mahkamah Konstitusi terkait mekanisme penetapan Wilayah Pertambangan serta

penambahan Badan Usaha Pertambangan, Pengaturan Pasar, dan Pengembalian Wilayah

Kerja Pertambangan

6.3.5 Kerangka Kelembagaan

Peningkatan daya saing untuk komoditas mineral dan tambang dapat diwujudkan

melalui masing-masing Kementerian/Lembaga dengan melaksanakan tugas pokok dan

fungsinya masing-masing dan bersinergi dalam gerak langkah arah kebijakan. Di samping

itu, peran badan usaha baik BUMN/BUMD dan swasta juga sangat penting untuk dapat

berinvestasi membangun industri pengolahan dan pemurnian di dalam negeri.

Peran dan kerja sama antar Kementerian/Lembaga adalah sebagai berikut:

1. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral merumuskan arah kebijakan pengaturan,

pembinaan, dan pengawasan pengusahaan pertambangan strategis serta penyediaan

ketenagalistrikan untuk industri pengolahan dan pemurnian;

2. Kementerian Perindustrian merumuskan arah kebijakan pengaturan, pembinaan, dan

pengawasan pengembangan industri manufaktur yang bersinergi dengan industri berbasis

produk tambang strategis;

3. Kementerian Perdagangan merumuskan arah kebijakan pengaturan, pembinaan, dan

pengawasan di bidang perdagangan yang mendukung pengembangan industri

pengolahan dan pemurnian;

306

4. Kementerian PU dan Perhubungan menyediakan sarana dan prasarana transportasi yang

mendukung industri pengolahan dan pemurnian;

5. Kementerian Keuangan mengembangkan insentif dan non-insentif bagi pengusahaan

industri pengolahan dan pemurnian serta industri manufaktur yang menyerap hasil

produk bahan setengah jadi dan bahan jadi;

6. BKPM memberikan kemudahan perizinan bagi badan usaha yang berinvestasi di industri

pengolahan dan pemurnian;

7. Kementerian BUMN dapat mendorong partisipasi BUMN untuk membangun industri

pengolahan dan pemurnian di dalam negeri serta infrastruktur pendukungnya; dan

8. Pemerintah Daerah memberikan kemudahan perizinan dan penyediaan lahan bagi badan

usaha yang akan mengembangkan industri pengolahan dan pemurnian di dalam negeri.

6.3.6 Kerangka Pendanaan

Pendanaan dalam rangka peningkatan daya saing untuk komoditas mineral dan

tambang dapat bersumber dari APBN, APBD, CSR, dan Badan Usaha. Pendanaan dari

APBN/APBD dapat membiayai kegiatan-kegiatan antara lain koordinasi dan sinkronisasi

lintas sektor, fasilitasi pembangunan industri pengolahan dan pemurnian, penyediaan

infrastruktur pendukung seperti listrik, jalan, transportasi laut, serta monitoring dan evaluasi.

Sementara, badan usaha baik melalui dana CSR maupun dana investasinya diharapkan dapat

mendukung dan atau membangun industri pengolahan dan pemurnian beserta fasilitas

pendukungnya.

daftar isi - bappenas.go.id · daftar isi daftar isi ... wilayah bali, maluku, nusa tenggara timur,...

Documents