(Sindonews,29 Januari 2017)

JAKARTA – Direktur Eksekutif ReforMiner Institute Komaidi Notonegoro memandang skema bagi hasil gross split eksplorasi minyak dan gas (migas) menyulitkan kontraktor. Kesulitan itu muncul karena terlalu banyak variabel hingga berjumlah 14.

Komaidi mengatakan, jumlah variabel harus lebih sederhana. Sehingga, skema gross split bisa lebih mudah dilakukan oleh kontraktor. “Kan tujuan ini untuk menyederhanakan pelaksanaan kontrak bagi hasil itu sendiri. Sekarang variabelnya banyak dan kompleks. Tadinya kan tujuan awal enggak begitu,” ujarnya di Jakarta, Minggu (29/1/2017).

Sementara, soal Tingkat Kandungan Dalam Negeri (TKDN) yang masuk ke dalam 14 variabel seharusnya tidak perlu dituntut ke kontraktor. Sebab, mereka sudah mengemban banyak hal mulai dari pembiayaan hingga pengadaan barang.

“Segala seuatunya sudah diserahkan ke kontraktor termasuk pembiayaannya, pengadaan barang dan jasa tanggung jawab mereka. Sehingga, pemerintah harusnya tidak bisa memaksakan untuk menggunakan yang TKDN,” kata Komaidi.

Menurutnya, jika kesepakatan awal ini jadi tanggung jawab kontraktor maka tidak adil karena memaksakan. Meskipun diberikan insentif untuk pengadaan barang dan jasa, namun kontraktor akan lebih efisien kalau melakukannya lewat afiliasi.

“Kan lebih baik menggunakan afiliasi daripada membeli ke tempat lain, itu dari sisi kontraktor. Meskipun dari sisi negara tentu punya kepentingan lain, di mana industri barang dan jasa dalam negeri harus tetap tumbuh,” pungkasnya.

(Tempo.co, 28 Januari 2017)

TEMPO.CO, Jakarta – Pengamat energi dari Reforminer Institut, Pri Agung Rakhmanto pesimistis impor gas bisa menurunkan harga gas di dalam negeri. “Impor tidak menjamin harga gas turun,” kata dia saat dihubungi, Sabtu, 28 Januari 2017.

Pri mengatakan gas impor didatangkan dalam bentuk Liquefied Natural Gas (LNG). Gas diterima di terminal lalu disalurkan. Harga LNG saat sampai di terminal saat ini sudah US$ 8 per mmbtu. “Itu baru landed saja, belum sampai pengguna akhir,” ucapnya. Padahal, pemerintah menargetkan harga gas industri di kisaran US$ 6 per mmbtu.

Presiden Joko Widodo sudah memberikan izin impor gas industri dalam rapat terbatas, Selasa 24 Januari lalu. Wakil Presiden Jusuf Kalla mengatakan izin impor gas diberikan bukan semata agar harganya lebih murah. Izin diberikan untuk memenuhi kebutuhan gas.

Izin impor gas diambil pemerintah karena harga gas tengah turun. Menurut Kalla, harga gas impor bisa lebih murah jika harganya sedang turun.

Harga gas di Timur Tengah saat ini berkisar antara US$ 3-3,5 per mmbtu.

Menteri Sekretaris Kabinet Pramono Anung mengatakan harga gas setelah ditambah biaya transportasi dan lainnya bisa tak lebih dari US$ 4,5 per mmbtu. Dia menambahkan Arab saudi, Iran, dan Qatar sudah menawarkan gas mereka. 

(Kompas, 27 Januari 2017)

Jakarta, KOMPAS Penyerapan gas pipa dari Lapangan Abadi, Blok Masela, Maluku, harus dipastikan melalui komitmen dari industri hilir yang dibangun sebagai pengguna gas. Sampai saat ini, belum ada titik temu antara pemerintah dan kontraktor Blok Masela yang terdiri dari Inpex Corporation dan Shell.

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan menyampaikan, kapasitas kilang gas alam cair (LNG) dan kapasitas gas pipa Blok Masela harus berdasarkan studi. Studi ini terkait minat pihak lain untuk membangun industri hilir di sekitar Blok Masela. Industri hilir tersebut di sektor pupuk dan petrokimian. Ada dua model kapasitas gas, yaitu 7,5 metrik ton per tahun untuk kilang LNG dan 474 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD) untuk gas pipa atau 9,5 metrik ton per tahun untuk kilang LNG dan 150 MMSCFD untuk gas pipa.

Saya kira studinya harus segera jalan. Soal pilihan kapasitas itu tergantung hasil studi. Apa betul nanti ada yang berminat membangun industri hilir di sana dan sebagainya, kata Jonan, Kamis (26/1). Di Jakarta.

Mengenai permintaan Kementerian Perindustrian untuk alokasi gas pipa sebagai kebutuhan bahan baku industri hilir, menurut Jonan, merupakan hal tersendiri. Yang tak kalah penting adalah komitmen, ada pihak yang akan membangun industri hilir sebagai penyerap gas pipa dari Blok Masela.

Jangan sampai nanti sudah disediakan gas pipa 474 MMSCFD, tetapi enggak ada yang mau bangun (industri hilirnya), terus buat apa? Ujarnya.

Saat ditanya pemilihan lokasi pembangunan kilang LNG di darat, Jonan menolak berkomentar. Bahkan, seandainya sudah ada keputusan penunjukkan lokasi, Jonan menegaskan, tidak akan menjelaskan lokasi tersebut. Nanti harga tanahnya jadi mahal, Katanya.

Sementara itu, Senior Communication Manager Inpex Corporation Usman Slamet mengatakan, investor Blok Masela sedang melanjutkan hasil pertemuan bilateral antara Presiden Joko Widodo dan Perdana Menteri Jepang Shinzo Abe di Bogor, Jawa Barat, beberapa waktu lalu.

Dalam pertemuan tersebut, antara lain dibahas mengenai kemajuan pengembangan gas Blok Masela. Begitu ada kesepakatan yang ditandai dengan keputusan resmi pemerintah atas permohonan kondisi yang dibutuhkan dalam proyek, baru kamu bisa memulai dengan pra-FEED (front end engineering design/perencanaan,pengadaan dan konstruksi), Kata Usman.

Kontrak Blok Masela ditandatangani pada 1998. Inpex dari Jepang menguasai 65 persen sahan dan Shell dari Belanda menguasai 35 persen. Kontrak Blok Masela berakhir 2028. Berdasarkan kesepakatan, pemerintah menambah waktu atau masa operasi kontraktor di Blok Masela selama tujuh tahun sebagai pengganti perubahan rencana pengembangan gas Blok Masela, yang semula di laut menjadi di darat. Penambahan masa operasi merupakan salah satu permintaan yang diajukan kontraktor kepada pemerintah.

Hal lain yang diajukan adalah penambahan kapasitas kilang LNG dari 7,5 metrik ton per tahun menjadi 9,5 metrik ton per tahun. Selain itu, kontraktor menginginkan biaya operasi yang sudah dikeluarkan, sebanyak 1,2 miliar dollar AS dicatat sebagai biaya operasi yang bisa digantikan (cost recovery).

Berpotensi Mundur

Direktur Eksekutif RefoMiner Institute Komaidi Notonegoro mengatakan, pembahasan pengembangan gas Blok Masela yang berlarut-larut akan berdampak terhadap kepentingan nasional dan investor. Dari sisi negara, ada potensi pembayaran cost recovery yang lebih besar karena waktu akan berbanding lurus dengan biaya.

Potensi penerimaan negara juga mundur lantaran jadwal komersialisasi gas yang tak sesuai jadwal. Semakin berlarut-larut, kedua belah pihak (negara dan investor) akan semakin dirugikan. Potensi penerimaan negara berikut nilai tambahnya bisa lebih lama akibat ada kemunduran jadwal, ujar Komaidi.

Mengenai pemanfaatan gas pipa, lanjut Komaidi, kepastian tentang industri penyerapan gas merupakan hal yang wajar. Sebab, laizimnya industri gas, produksi gas dilakukan setelah ada pembeli. Pemerintah dan investor harus cermat menghitung serapan gas pipa yang diproduksi dari Blok Masela.

Polemik pengembangan gas Blok Masela mencuat pada 2015, yang dipicu perbedaan pendapat tentang model pengembangan gas, yakni di darat atau laut. Namun, pada Maret 2016 Presiden Joko Widodo memutuskan pengembangan gas Blok Masela dilakukan di darat.

(Kontan, 25 Januari 2017)

JAKARTA. Opsi pemerintah untuk melakukan impor gas pada tahun ini perlu dikaji lebih dalam. Jangan sampai, kebijakan itu sia-sia lantaran perhitungan yang tidak matang sehingga harga gas yang diharapkan dapat menciptakan harga yang kompetitif hanya menjadi angan-angan semata.

Pengamat energi Komaidi Notonegoro mengatakan, langkah pemerintah untuk merencanakan impor gas demi mendapatkan harga yang rendah sah-sah saja. Namun, pemerintah perlu menjelaskan lebih detail urgensi dari kebijakan itu.

Komaidi mengatakan, bila impor dilakukan lantaran produksi gas dari dalam negeri kurang, maka pilihan itu tidak dapat ditolak. Namun, apabila alasannya untuk mendapatkan harga yang lebih kompetitif maka perlu perhitungan yang cermat.

Pemerintah harus memperhitungkan biaya-biaya di luar harga pokok. Bila hal tersebut dapat ditekan, maka impor tidak akan menjadi masalah. “Kalau memang dengan impor, harga gas lebih rendah dari pengadaan dalam negeri ini bagus untuk semua,” kata Komaidi, Rabu (25/1).

Sekedar catatan, komponen lain yang menjadi faktor pembentuk harga gas ini antara lain ialah biaya transportasi dan pemprosesan. Oleh karena itu, pemerintah harus punya patokan harga agar realisasi dilapangan tidak meleset.

Sebelumnya, pemerintah akan memberikan ruang kepada Industri untuk melakukan impor gas. Langkah ini sebagai upaya untuk memperoleh gas dengan harga yang lebih terjangkau. Saat ini harga gas utamanya di Timur Tengah sedang turun dengan rata-rata US$ 3 per MMBTU hingga US$ 3,5 per MMBTU.

Sekretaris Kabinet Pramono Anung mengatakan, bila kebijakan itu dapat diimplementaaikan maka industri bakal dapat harga gas dikisaran US$ 4 per MMBTU. “Diberikan ruang kepada industri untuk bisa impor gas secara langsung dengan harga yang tentunya lebih rendah,” kata Pramono.

Meski diperbolehkan impor, namun dalam proses pembelian gas tidak diperkenankan utuk.menggunakan perantara. Impor gas hanya diberikan untuk industri-industri yang memang memerlukan dan atas izin pemerintah.

Adapun beberapan negara yang telah menawarkan untuk dapat mengekapor gas tersebut antara lain dari Saudi Arabia, Iran dan Qatar. “Negara akan memberikan perintah akan mengawasi proses tersebut tanpa melibatkan pihak ketiga,” kata Pramono.

(Kompas,23 Januari 2017)

JAKARTA, KOMPAS.com  Pemerintah melalui Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonantelah mengeluarkan regulasi skema bagi hasil kotor berdasar produksi bruto minyak dan gas bumi (migas) atau gross split.

Regulasi itu tertuang dalam Peraturan Menteri ESDM Nomor 8 tahun 2017 tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split.

Aturan ini diterbitkan dengan tujuan mempercepat proses administrasi sehingga meningkatkan gairah investor untuk membenamkan dana-dananya di sektor migas di Indonesia.

Meski demikian, pakar energi dari Universitas Trisaksti Pri Agung Rakhmanto menilai beberapa pasal dalam Permen ESDM 8/2017 justru tidak konsisten dengan tujuan diterbitkannya peraturan menteri tersebut.

Misalnya, soal aset. Pasal 21 beleid itu menyebutkan, seluruh barang dan peralatan yang secara langsung digunakan dalam kegiatan usaha hulu migas yang dibeli kontraktor, menjadi milik negara yang pembinaannya dilakukan oleh pemerintah dan dikelola oleh Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas).

Ini tidak logis dan tidak konsisten. Sebab, kalau sudah gross split, aset atau peralatan ya bukan lagi milik negara. Tetapi, milik kontraktor, kata Pri Agung kepada Kompas.com, Senin (23/1/2017).

Aset di hulu menjadi milik kontraktor lantaran aset tersebut sepenuhnya dibiayai dari investasi kontraktor yang tidak diganti oleh pemerintah.

Dalam skema bagi hasil produksi atau production sharing contract (PSC) yang ada penggantian biaya dari pemerintah (cost recovery), aset memang menjadi milik negara.

Selain soal aset, Pri Agung melihat birokrasi di dalam pengaturan dan pengawasan masih tetap sama seperti ketika menggunakan skema PSC.

Kontraktor masih tetap harus mengajukan rencana pengembangan lapangan, anggaran, dan sebagainya.

Ketentuan ini diatur dalam Pasal 15 dan Pasal 16, BAB IV tentang Rencana Kerja dan Anggaran serta Rencana Pengembangan Lapangan.

Menurut Dewan Penasihat Reforminer Institute itu, hal ini juga tidak konsisten. Sederhananya, kalau pakai skemagross split, ya, pemerintah yang penting menerima hasil finalnya saja. Tidak lagi repot-repot di dalam perencanaan dan segala administrasinya, imbuh Pri Agung.

Inkonsistensi lain juga terlihat dari aturan operasionalnya yang nampaknya masih akan rumit dan tidak sederhana.

Misalnya, kata Pri Agung, dalam menentukan penambahan atau pengurangan split (bagian), banyak variabel yang tidak mudah ditentukan dan harus dimonitor setiap saat, contohnya tingkat komponen dalam negeri dan variabel harga minyak.

Jadi, tujuan untuk menyederhanakan administrasi dan birokrasi, dalam hal ini yang menjadi keunggulan utama darigross split, tidak akan tercapai karena inkonsistensi-inkonsistensi yang ada, kata Pri Agung.

Banyaknya inkonsistensi yang ada ini, mengindikasikan bahwa filosofi gross split dan PSC belum sepenuhnya dipahami, pungkasnya