background study rpjmn 2015-2019 - bappenas

J l . T a m a n S u r o p a t i N o . 2 M e n t e n g , J a k a r t a P u s a t 1 0 3 1 0

2013

Background Study RPJMN 2015-2019

Sektor Energi dan Pertambangan Direktorat Sumber Daya Energi,

Mineral dan Pertambangan

Kementerian Perencanaan Pembangunan Nasional/

Badan Perencanaan Pembangunan Nasional (BAPPENAS)

i

Daftar Isi

1 Energi ................................................................................................................ 1

1.1 Pendahuluan .................................................................................................. 1

1.2 Kondisi Kebutuhan dan Penyediaan Energi ................................................ 1 1.2.1 Kondisi Kebutuhan Energi Final ................................................................ 1

1.2.2 Kondisi Penyediaan Energi ....................................................................... 10

1.3 Permasalahan dan Isu Strategis pada RPJMN 2010 - 2014 ...................... 13 1.3.1 Produksi dan Cadangan Minyak dan Gas Bumi ..................................... 13

1.3.2 Penganekaragaman Sumber Daya Energi Primer (Diversifikasi) ......... 17 1.3.2.1 Pemanfaatan Panas Bumi .................................................................. 17

1.3.2.2 Pemanfaatan LPG dan Gas Bumi ...................................................... 18

1.3.2.3 Pemanfaatan Batubara ....................................................................... 20

1.3.3 Peningkatan Produktivitas dan Pemerataan Pemanfaatan Energi ...... 21

1.4 Tantangan .................................................................................................... 22

1.5 Profil Kebutuhan Energi Nasional .............................................................. 23 1.5.1 Struktur dan Karakteristik Umum Model LEAP .................................... 23

1.5.1.1 Model Permintaan Energi Final ......................................................... 25

1.5.1.2 Model Pemasokan Energi ................................................................... 26

1.5.1.3 Data yang Dibutuhkan ....................................................................... 27

1.5.1.4 Penghitungan Kebutuhan Energi (Modul Demand) ......................... 28

1.5.1.5 Penghitungan Proses Konversi Energi (Modul Transformasi) ......... 29

1.5.2 Skenario BAU Kebutuhan Energi Final dan Primer .............................. 32 1.5.2.1 Skenario Dasar (Berdasarkan Data Historis) ................................... 33

1.5.2.2 Hasil Proyeksi Kebutuhan Energi – Skenario DASAR .................... 34

1.5.3 Skenario RPJMN 2015-2019 Kebutuhan Energi Final dan Primer ....... 46 1.5.3.1 Skenario RPJMN 2015-2019 .............................................................. 46

1.5.3.2 Hasil Proyeksi Kebutuhan Energi – Skenario RPJMN 2015-2019.. 51

1.6 Isu-isu Strategis Pembangunan Sektor Sumber Daya Energi dan

Pertambangan di Daerah ............................................................................ 64 1.6.1 Wilayah Sumatera ...................................................................................... 64

1.6.2 Wilayah Jawa ............................................................................................. 69

1.6.3 Wilayah Kalimantan .................................................................................. 75

1.6.4 Wilayah Sulawesi ....................................................................................... 79

1.6.5 Wilayah Bali, Nusa Tenggara, Maluku, dan Papua ................................ 86

1.7 Ketahanan Energi dan Energi Bersih ........................................................ 94 1.7.1 Ketahanan Energi ...................................................................................... 94

1.7.1.1 Indikator dan Indeks Ketahanan Energi .......................................... 94

1.7.1.2 Ketahanan Energi Indonesia .............................................................. 98

1.7.2 Energi Bersih .............................................................................................. 99 1.7.2.1 Indikator Energi Bersih ...................................................................... 99

1.7.2.2 Energi Bersih Indonesia ................................................................... 102

1.8 Penyiapan dan Pasokan Energi ................................................................ 103 1.8.1 Kebijakan Harga Energi .......................................................................... 103

1.8.1.1 Harga BBM ........................................................................................ 103

1.8.1.2 Harga Gas .......................................................................................... 106

1.8.1.3 Harga Panas Bumi ............................................................................. 111

1.8.1.4 Harga Listrik ..................................................................................... 113

1.8.1.5 Harga Batubara ................................................................................. 117

1.8.1.6 Harga Energi Baru Terbarukan ....................................................... 124

1.8.2 Kebijakan Pembangunan Infrastruktur Energi .................................... 124 1.8.2.1 Infrastruktur BBM ............................................................................ 125

1.8.2.2 Infrastruktur Gas .............................................................................. 127

ii

1.8.2.3 Infrastruktur Listrik ......................................................................... 143

2 Pertambangan ........................................................................................... 146

2.1 Pendahuluan .............................................................................................. 146

2.2 Review RPJMN 2010-2014 ........................................................................ 147 2.2.1 Perkembangan Sektor Pertambangan Mineral dan Batubara ............. 147

2.2.2 Pertumbuhan PDB dan Industri Pengolahan ........................................ 153

2.3 Permasalahan dan Isu Strategis ............................................................... 156

2.4 Kebijakan Bidang Mineral dan Pertambangan ........................................ 158

2.5 Tantangan .................................................................................................. 160

2.6 Pengkajian dan Pemikiran ke Depan ....................................................... 161 2.6.1 Kebijakan Peningkatan Nilai Tambah ................................................... 161

2.6.1.1 Dampak Pembatasan Ekspor Pajak ................................................ 163

2.6.1.2 Komoditas Unggulan Indonesia ....................................................... 165

2.6.2 Rencana Pengembangan Industri Manufaktur ..................................... 177 2.6.2.1 Industri Baja ...................................................................................... 177

2.6.2.2 Industri Semen .................................................................................. 182

2.6.2.3 Industri Keramik ............................................................................... 185

2.6.3 Kontribusi Sektor Energi dan Pertambangan terhadap PDB .............. 190

3 Energi Hijau ............................................................................................... 196

3.1 Pembangunan Berkelanjutan ................................................................... 196 3.1.1 Konsep dan Prinsip Pembangunan Berkelanjutan ............................... 196

3.1.2 Ekonomi Hijau (Green Economy) ............................................................ 197

3.1.3 Rencana Aksi Nasional Penurunan Emisi Gas Rumah Kaca ............... 199

3.2 Energi Hijau .............................................................................................. 201 3.2.1 “Kehijauan” Sektor Energi di Indonesia................................................. 201

3.2.2 Insentif Harga dan Pengelolaan Permintaan ........................................ 206

3.2.3 Trade-off dari Pilihan-pilihan Kebijakan ............................................... 209

iii

Daftar Tabel

Tabel 1 Perkembangan Rasio Harga Komoditas Energi ............................................... 3

Tabel 2 Konsumsi Energi per Kapita .............................................................................. 4

Tabel 3 Intensitas Penggunaan Energi per Kendaraan................................................. 7

Tabel 4 Pencapaian Tahun 2010 – 2012 dan Perkiraan Tahun 2013 – 2014 ............. 14

Tabel 5 Pemanfaatan BBG untuk Sektor Transportasi ............................................... 20

Tabel 6 Perbandingan Parameter Penentu dari Skenario BAU dan RPJMN 2014-2019 ........................................................................................................... 32

Tabel 7 Proyeksi Total Primary Energy Supply Sampai Tahun 2025......................... 38

Tabel 8 Proyeksi Jumlah Impor Energi Sampai Tahun 2025 ...................................... 39

Tabel 9 Proyeksi Jumlah Ekspor Energi Sampai Tahun 2025 .................................... 39

Tabel 10 Perkembangan Kebutuhan dan Beban Puncak Listrik Sampai Tahun 2025 42

Tabel 11 Perkembangan Kapasitas Listrik Berdasarkan Jenis Pembangkit Sampai

Tahun 2025 ........................................................................................................ 44

Tabel 12 Perkembangan Produksi Listrik Berdasarkan Jenis Pembangkit Sampai

Tahun 2025 ........................................................................................................ 45

Tabel 13 Proyeksi Pengembangan Panas Bumi ............................................................. 46

Tabel 14 Roadmap Mandatori BBN sampai Tahun 2025 (Permen ESDM No 25 Tahun

2013) ................................................................................................................... 47

Tabel 15 Proyeksi Pengembangan Kapasitas Produksi Bioenergi 2011 – 2025 ........... 48

Tabel 16 Proyeksi Pengembangan Kapasitas Pembangkit Listrik Tenaga Air dan

Tenaga Surya 2011 – 2025 ................................................................................ 49

Tabel 17 Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi Pada Sektor Pengguna . 49

Tabel 18 Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi Pada Proses Transformasi

Energi ................................................................................................................. 50

Tabel 19 Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi Pada Proses Penyediaan

Energi ................................................................................................................. 50

Tabel 20 Proyeksi Total Primary Energy Supply Sampai Tahun 2025......................... 55

Tabel 21 Proyeksi Jumlah Impor Energi Sampai Tahun 2025 ...................................... 56

Tabel 22 Proyeksi Jumlah Ekspor Energi Sampai Tahun 2025 .................................... 57

Tabel 23 Perkembangan Kebutuhan dan Beban Puncak Listrik Sampai Tahun 2025 60

Tabel 24 Perkembangan Kapasitas Listrik Berdasarkan Jenis Pembangkit Sampai

Tahun 2025 ........................................................................................................ 61

Tabel 25 Perkembangan Produksi Listrik Berdasarkan Jenis Pembangkit Sampai

Tahun 2025 ........................................................................................................ 63

Tabel 26 Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan

Wilayah Sumatera ............................................................................................ 66


Wilayah Jawa .................................................................................................... 72


Wilayah Kalimantan ......................................................................................... 77


Wilayah Sulawesi .............................................................................................. 82


Wilayah Bali, NTT, NTB, Maluku, Maluku Utara Dan Papua Barat .......... 89

Tabel 31 Faktor Kesetaraan GWP ................................................................................. 101

Tabel 32 Faktor Kesetaraan POCP ............................................................................... 101

Tabel 33 Faktor Kesetaraan AP ..................................................................................... 102

Tabel 34 Perubahan Harga BBM Bersubsidi Sejak Tahun 2006 ................................ 104

Tabel 35 Kebijakan Kenaikan Tarif Dasar Listrik di Indonesia Tahun 2001-2013 .... 115

Tabel 36 Perkembangan Subsidi Listrik dari Tahun 2000 – 2013 ............................... 117

Tabel 37 Jenis dan Formula Harga Patokan Batubara ............................................... 120

iv

Tabel 38 Produksi Kilang dan Permintaan Minyak Pertamina .................................. 125

Tabel 39 Rencana Penambahan Kapasitas Pembangkit Hingga Tahun 2021 ........... 143

Tabel 40 Rencana Pengembangan Sistem Penyaluran Listrik Hingga Tahun 2021 . 144

Tabel 41 Rencana Pengembangan Sistem Distribusi Listrik Hingga Tahun 2021 ... 144

Tabel 42 Kapasitas Sewa Pembangkit Listrik Tahun 2011 ......................................... 145

Tabel 43 Pertumbuhan Penerimaan Negara dan Investasi Tahun 2009-2013 .......... 148

Tabel 44 Realisasi dan Rencana Produksi Mineral dan Batubara Tahun 2009-2013 149

Tabel 45 Ekspor Mineral dan Batubara Tahun 2009-2013.......................................... 150

Tabel 46 Potensi Fasilitas Pengolahan dan Pemurnian Mineral ................................ 151

Tabel 47 Sumber Daya dan Cadangan Batubara (Juta Ton) Tahun 2009-2012 ........ 152

Tabel 48 Izin Usaha Pertambangan Minerba ............................................................... 153

Tabel 49 Ekspor Komoditi Berbasis Sumber Daya Alam............................................. 155

Tabel 50 Nilai Ekspor Komoditi Tambang (2013) ........................................................ 155

Tabel 51 Volume Ekspor Komoditi Tambang (2013) .................................................... 156

Tabel 52 Ringkasan Dampak Pajak Ekspor Bagi Negara Pengekspor - Kasus ......... 165

Tabel 53 Produksi Tahunan Perusahaan Kabel yang Telah Go Public ...................... 166

Tabel 54 Volume Ekspor Produk Tembaga.................................................................... 168

Tabel 55 Nilai Ekspor Produk Tembaga ........................................................................ 169

Tabel 56 Volume Impor Produk Tembaga ..................................................................... 170

Tabel 57 Nilai Neraca Perdagangan Produk Tembaga Indonesia ............................... 171

Tabel 58 Volume Neraca Perdagangan Produk Tembaga Indonesia .......................... 172

Tabel 59 Volume Ekspor dan Impor Nikel Berdasarkan Kode SITC, 2001-2011....... 175

Tabel 60 Nilai Ekspor dan Impor Nikel, 2000-2011 ..................................................... 176

Tabel 61 Neraca Perdagangan Kelompok Produk Nikel (Juta USD) ......................... 176

Tabel 62 Neraca Asal Impor Beberapa Kelompok Produk Nikel ................................ 177

Tabel 63 Pengelompokan Industri Baja Nasional ........................................................ 179

Tabel 64 Rencana Aksi Pengembangan Industri Baja Nasional ................................. 182

Tabel 65 Tarif Bea Masuk Produk Semen Berdasarkan HS Tahun 2008 .................. 183

Tabel 66 Kerangka Pengembangan Industri Semen .................................................... 185

Tabel 67 Sumber Deposit Bahan Baku ......................................................................... 186

Tabel 68 Pengelompokan Produk Keramik ................................................................... 187

Tabel 69 Kerangka Pengembangan Industri Keramik ................................................ 189

Tabel 70 Nilai PDB Menurut Lapangan Usaha Tahun 2010-2012, ............................ 191

Tabel 71 Alokasi Penurunan Emisi di 5 sektor utama pada tahun 2020 ................... 200

Tabel 72 Simulasi Trade-off antara CNG dan Gasoline ................................................ 211

Tabel 73 Simulasi Perbandingan antar Pembangkit Listrik........................................ 211

Tabel 74 Rangkuman Hasil Simulasi Trade-off Penggunaan Gas untuk Transportasi

dan Pembangkit Listrik.................................................................................. 212

v

Daftar Gambar

Gambar 1 Proporsi Penggunaan Energi Industri Berdasarkan Kelompok Industri ... 5

Gambar 2 Proporsi Penggunaan Energi Industri Berdasarkan Sumber Energi ........ 6 Gambar 3 Konsumsi Energi Final Berdasarkan Pengguna Akhir atau End-user

Consumers (1990-2011) .................................................................................. 8 Gambar 4 Konsumsi BBM (2000-2011)........................................................................... 9 Gambar 5 Konsumsi Gas untuk Sektor Industri Pupuk dan Pengolahan (2010-2012)

........................................................................................................................ 10 Gambar 6 Produksi Energi Primer: Minyak Bumi, Gas Bumi, dan Batubara

(1990-2012) ..................................................................................................... 11 Gambar 7 Konsumsi dan Produksi Batubara (1990-2012) ......................................... 12 Gambar 8 Pemanfaatan teknologi Enhanced Oil Recovery (EOR) di lapangan minyak

(BP Migas, 2012) ........................................................................................... 15 Gambar 9 Perbandingan Penggunaan Minyak Tanah dan LPG ................................ 19 Gambar 10 Referrence Energy System (RES) ................................................................ 25 Gambar 11 Struktur Pengguna Energi Final (LEAP) ................................................... 26 Gambar 12 Struktur Pasokan Energi ............................................................................. 27 Gambar 13 Proses Penghitungan Modul Transformasi ................................................. 30 Gambar 14 Kurva Beban pada Sistem Kelistrikan ....................................................... 31 Gambar 15 Proyeksi Konsumsi dan Pangsa Energi Final Berdasarkan Sektor

Pengguna Sampai Tahun 2025 (Skenario DASAR) ................................... 35 Gambar 16 Proyeksi Konsumsi dan Pangsa Energi Final Berdasarkan Jenis Energi

Sampai Tahun 2025 (Skenario DASAR) ..................................................... 36 Gambar 17 Proyeksi Bauran Energi (dengan Biomassa) Sampai Tahun 2025 (dalam

juta SBM) Skenario DASAR ........................................................................ 40 Gambar 18 Proyeksi Bauran Energi (Tanpa Biomassa) Sampai Tahun 2025 (dalam

juta SBM) Skenario DASAR ........................................................................ 41 Gambar 19 Proyeksi Perkembangan Kapasitas Listrik Sampai Tahun 2025 ............. 42 Gambar 20 Proyeksi Produksi Listrik Sampai Tahun 2025 ......................................... 43 Gambar 21 Rencana Pengembangan Lapangan Migas ................................................. 51 Gambar 22 Proyeksi Konsumsi dan Pangsa Energi Final Berdasarkan Sektor

Pengguna Sampai Tahun 2025 (Skenario RPJMN) ................................... 53 Gambar 23 Proyeksi Konsumsi dan Pangsa Energi Final Berdasarkan Jenis Energi

Sampai Tahun 2025 (Skenario RPJMN) ..................................................... 54 Gambar 24 Proyeksi Bauran Energi (Dengan Biomassa) Sampai Tahun 2025 (dalam

juta SBM) Skenario RPJMN ........................................................................ 58 Gambar 25 Proyeksi Bauran Energi (Tanpa Biomassa) Sampai Tahun 2025 (dalam

juta SBM) Skenario RPJMN ........................................................................ 59 Gambar 26 Proyeksi Perkembangan Kapasitas Listrik Sampai Tahun 2025 ............. 60 Gambar 27 Proyeksi Produksi Listrik Sampai Tahun 2025 ......................................... 62 Gambar 28 Keterkaitan antara dimensi ketahanan energi dan indikator elemen dari

Energy Security Index (ESI) ........................................................................ 95 Gambar 29 Skor ESI Indonesia dan Grafik Nilai Indikator Relatifnya Tahun

2007-2011 ....................................................................................................... 98 Gambar 30 Skor CEI Indonesia dan Grafik Nilai Indikator Relatifnya Tahun

2007-2011 ..................................................................................................... 102 Gambar 31 Volume BBM Bersubsidi (2008-2013)........................................................ 105 Gambar 32 Besaran Subsidi BBM dan Listrik (2008-2013)........................................ 105 Gambar 33 Harga Jual Gas Konsumen dari PGN dan Harga Energi Lainnya yang

Merupakan Kompetitor Gas (2013) ........................................................... 107 Gambar 34 Harga Rata-rata Gas Domestik dan Ekspor (2012) ................................. 107 Gambar 35 Komponen Harga Gas untuk Sektor Transportasi .................................. 108

vi

Gambar 36 Harga Patokan Gas Dalam Negeri (2000-2013) ........................................ 110 Gambar 37 Harga Listrik Panas Bumi dengan Skema Feed-In Tariff ....................... 111 Gambar 38 Harga Listrik Panas Bumi untuk Beberapa Lapangan Panas Bumi yang

Saat Ini Sedang Dikembangkan: Sumatra, Jawa, dan NTT/Maluku...... 112 Gambar 39 Perkembangan Harga Batubara (2009-2013) ........................................... 122 Gambar 40 Kilang Pertamina dan Kapasitas Produksinya ........................................ 125 Gambar 41 Penyediaan dan Permintaan Gasoline ...................................................... 126 Gambar 42 Penyediaan dan Permintaan Diesel .......................................................... 127 Gambar 43 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario BAU

...................................................................................................................... 128 Gambar 44 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario

Berorientasi Ekspor .................................................................................... 129 Gambar 45 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario

Produksi Tinggi ........................................................................................... 129 Gambar 46 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario

Berorientasi Domestik ................................................................................ 130 Gambar 47 Proyeksi Permintaan Domestik Belum Terpenuhi .................................. 131 Gambar 48 Proyeksi Neraca Permintaan dan Suplai Hingga 2070 (Skenario BAU) 131 Gambar 49 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan BAU ......... 133 Gambar 50 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan Skenario

Berorientasi Ekspor .................................................................................... 134 Gambar 51 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan Skenario

Produksi Tinggi ........................................................................................... 135 Gambar 52 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan Skenario

Berorientasi Domestik ................................................................................ 137 Gambar 53 Neraca Suplai-Permintaan di Seluruh Wilayah berdasarkan Skenario

BAU .....................................................................................................................

...................................................................................................................... 138

Gambar 54 Neraca Suplai-Permintaan di Seluruh Wilayah Berdasarkan Skenario

Produksi Tinggi ........................................................................................... 139 Gambar 55 Neraca Suplai-Permintaan di Seluruh Wilayah Berdasarkan Skenario

Domestik ...................................................................................................... 140 Gambar 56 Produksi Batubara 2009-2013 ................................................................... 149 Gambar 57 Pertumbuhan Industri Pengolahan dibandingkan dengan Pertumbuhan

PDB (2001-2013) ......................................................................................... 153 Gambar 58 Kontribusi Sektor Industri Pengolahan terhadap Pertumbuhan PDB

(2001-2013) .................................................................................................. 154 Gambar 59 Ekspor Komoditi Baerbasis Sumber Daya Alam (Pertanian, Indsutri, dan

Tambang) ..................................................................................................... 154 Gambar 60 Dampak Pajak Ekspor Bagi Negara Pengekspor - Kasus Negara Kecil 163 Gambar 61 Dampak Pajak Ekspor Bagi Negara Pengekspor – Kasus Negara Besar

...................................................................................................................... 164 Gambar 62 Sumber daya, Cadangan, Produksi, Smelter, dan Rencana Pembangunan

Smelter Tembaga di Indonesia .................................................................. 166 Gambar 63 Nilai Total Ekspor dan Impor Produk Tembaga dan Turunannya (Ribu

USD) ............................................................................................................ 170 Gambar 64 Sumber Daya, Cadangan, Smelter dan Rencana Pengembangan Nikel

Indonesia ..................................................................................................... 173 Gambar 65 Produksi Ore Laterite dan Nickel Matte Indonesia, 2006-2009 ............. 174 Gambar 66 Volume Ekspor Total Bijih Nikel (Ton) ...................................................... 175 Gambar 67 Pohon Industri Baja .................................................................................... 178 Gambar 68 Road Map Industri Baja ............................................................................. 181 Gambar 69 Konsumsi Energi Final Berdasarkan Sektor Tahun 2006-2010 (BOE) . 192 Gambar 70 Sebelas Sektor Fokus Pengembangan Transisi Ekonomi Hijau ............. 198

vii

Gambar 71 Perbandingan PDB Konvensional dan PDB Hijau Indonesia ................. 199 Gambar 72 Perbandingan Pola Hubungan Konsumsi Energi dan Emisi CO2 untuk

Lima Negara Berkembang ......................................................................... 201 Gambar 73 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Cina ............ 202 Gambar 74 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Thailand ..... 203 Gambar 75 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Turki ........... 203 Gambar 76 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Brazil .......... 204 Gambar 77 Target Bauran Energi 2025 dan Potensi Emisi Relatif Sumber Energi. 204 Gambar 78 Proyeksi Emisi CO2 dari Penggunaan Bahan Bakar Fosil di Indonesia 205 Gambar 79 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Indonesia .... 205 Gambar 80 Klasifikasi Harga Eceran Aktual Energi dalam Interval Dua Tahun .... 206 Gambar 81 Perbandingan Harga Eceran Gasoline dan Diesel di Beberapa Negara

Tahun 2000-2012 ........................................................................................ 206 Gambar 82 Kebijakan Harga Listrik Tahun 2011 per Kategori Tarif ........................ 207 Gambar 83 Konsumsi Gasoline per Kapita pada Tingkat PDB per Kapita yang

Berbeda-beda untuk Beberapa Negara Tahun 1986-2010 ...................... 208 Gambar 84 Trade-off antara CNG dan Gasoline di Indonesia pada Harga Tahun 2012

.................................................................................................................. 210

1

1 Energi

1.1 Pendahuluan

1. 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.

2. 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.

3. 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.

4. 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.

1.2 Kondisi Kebutuhan dan Penyediaan Energi

5. 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).

1.2.1 Kondisi Kebutuhan Energi Final

6. 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

2

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.

7. 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.

8. 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.

9. 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 dunia akibat ekonomi dunia yang makin terintegrasi.

Negara-negara Asia yang diharapkan mampu menjadi mesin pendorong

pertumbuhan global justru pertumbuhan ekonominya terhambat.

10. 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.

11. 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

3

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.

Tabel 1 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

12. Dari tabel di atas 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.

13. 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.

14. 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

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,

4

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.

15. 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. (Tabel 2). 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.

Tabel 2 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

16. 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

5

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.

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 1 Proporsi Penggunaan Energi Industri Berdasarkan Kelompok Industri

17. 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 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

6

sementara industri hilir seperti mesin dan lainnya relatif konstan dan bahkan

meningkat.

18. 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.

19. 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 2 Proporsi Penggunaan Energi Industri Berdasarkan Sumber Energi

20. 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.

7

21. 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.

22. 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.

23. 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.

Tabel 3 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/

kendaraan)

6,4 6,2 5,8 5,2 5,1 4,2 3,5 2,9 2,8 2,9 2,9 2,9

24. 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.

25. 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

8

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.

26. 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 dan baja hanya mencapai 0,49 persen per tahun.

27. 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 3 Konsumsi Energi Final Berdasarkan Pengguna Akhir atau End-user Consumers (1990-2011)

28. 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.

29. 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 tampilan

Gambar menunjukkan konsumsi BBM yang cukup fluktuatif namun memiliki

9

tren yang meningkat sebesar 1,41 persen selama 11 tahun. Tingginya konsumsi

bahan bakar minyak disebabkan oleh 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 4 Konsumsi BBM (2000-2011)

30. 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.

31. 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 menunjukkan konsumsi gas untuk sektor industri pupuk dan

pengolahan untuk beberapa tahun terakhir.

10

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

Sumber: Forum Industri Pengguna Gas Bumi - FIPGB

Gambar 5 Konsumsi Gas untuk Sektor Industri Pupuk dan Pengolahan

(2010-2012)

1.2.2 Kondisi Penyediaan Energi

32. 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 6. 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.

33. 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.

34. Pencapaian produksi minyak bumi masih belum cukup menggembirakan. Hal

ini dapat dilihat dari semakin menurunnya produksi minyak bumi bila

dibandingkan 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.

11

Gambar 6 Produksi Energi Primer: Minyak Bumi, Gas Bumi, dan Batubara

(1990-2012)

35. 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.

36. 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 2012. Pada tahun 2013 diperkirakan produksi gas bumi turun

kembali menjadi sebesar 1.240 ribu setara barel minyak per hari.

37. 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).

12

Gambar 7 Konsumsi dan Produksi Batubara (1990-2012)

38. 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 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.

39. 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.

40. 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

13

(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.

1.3 Permasalahan dan Isu Strategis pada RPJMN 2010 - 2014

41. 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 4.

1.3.1 Produksi dan Cadangan Minyak dan Gas Bumi

42. 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.

14

Tabel 4 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

15

43. Peningkatan produksi selanjutnya dari lapangan yang sudah mature, yakni

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

(Enhanced Oil Recovery - EOR)1. 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 19852, 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 8 Pemanfaatan teknologi Enhanced Oil Recovery (EOR) di lapangan

minyak (BP Migas, 2012)

1Enhanced 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).

2 Lapangan 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

16

44. 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 8 memperlihatkan sebaran dan jenis teknologi EOR yang

sudah/akan diterapkan di beberapa lapangan minyak.

45. 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.

46. 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 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.

47. 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.

17

48. 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.

49. 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.

50. 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.

1.3.2 Penganekaragaman Sumber Daya Energi Primer (Diversifikasi)

51. 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.

1.3.2.1 Pemanfaatan Panas Bumi

52. 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

18

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.

53. 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 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.

1.3.2.2 Pemanfaatan LPG dan Gas Bumi

54. 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.

19

Sumber: Kementerian ESDM, 2012

Gambar 9 Perbandingan Penggunaan Minyak Tanah dan LPG

55. 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 9. 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.

56. 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 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.

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)

20

Tabel 5 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

57. 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.

1.3.2.3 Pemanfaatan Batubara

58. Produksi batubara meningkat namun pemanfaatannya di dalam negeri masih

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.

59. 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

21

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.

1.3.3 Peningkatan Produktivitas dan Pemerataan Pemanfaatan Energi

60. 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

energi terbatas. Di samping itu, insentif dan fasilitas perbankan untuk mendukung

upaya penghematan energi juga belum tersedia.

61. 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.

62. 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.

63. 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).

22

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 memfasilitasi proses transaksi/pengelolaan (PPP).

Infrastruktur penyediaan BBM energi yaitu depot, pipa, kapal belum merata

sehingga akses energi terbatas.

1.4 Tantangan

64. Tantangan yang dihadapi untuk meningkatkan produksi minyak bumi adalah

sumur minyak bumi yang saat ini berproduksi, sebagian besar (62 persen) berasal

dari lapangan minyak tua (mature), dimana tingkat produksinya terus mengalami

penurunan (natural depletion) sekitar 10-12 persen. Di samping itu, juga terjadi

kehilangan potensi produksi terutama terjadi akibat keterlambatan produksi

lapangan minyak baru serta akibat penghentian produksi yang direncanakan

maupun tidak direncanakan (unplanned shut-down).

65. Berdasarkan data dari PT Pertamina (Persero), pada awal RPJMN 2015 –

2019 akan terjadi peningkatan kebutuhan minyak mentah sebesar 1.496 ribu barel

per hari. Sementara kemampuan produksi dari dalam negeri hanya mencapai 914

ribu barel per hari. Artinya, akan terjadi defisit kebutuhan minyak mentah sebesar

582 ribu barel per hari. Dengan asumsi harga minyak mentah sebear USD 100 per

barel, maka per hari dibutuhkan devisa sebesar USD 58,2 juta pada tahun 2015.

Jumlah defisit kebutuhan minyak mentah akan terus meningkat sampai tahun

2020 yang diperkirakan dapat mencapai 960 ribu barel per hari.

66. Di samping produksi minyak bumi, penyediaan dan distribusi Bahan Bakar

Minyak (BBM) juga mempunyai tantangan yang perlu ditangani. Produksi BBM

dalam negeri belum mampu untuk mencukupi kebutuhan BBM. Pada tahun 2011,

produksi BBM dalam negeri mencapai 237,14 juta barel, sementara impornya

sebesar 159,48 juta barel atau 27,27 juta kilo liter. Dengan konsumsi BBM yang

mencapai 396,61 juta barel, maka sekitar 40 persennya harus dipenuhi dari impor.

Jika mengacu pada harga 1 barel gasoline sebesar USD 88, maka untuk impor

diperlukan devisa sebesar USD 14 miliar atau USD 38,4 juta per hari.

67. Konsumsi BBM sebagian besar dipergunakan untuk sektor transportasi

sebesar 277,13 juta barel, pembangkit listrik sebesar 66,82 juta barel, sektor

industri sebesar 45,89 juta barel, dan sektor komersial sebesar 5,26 juta barel.

Transportasi merupakan sektor tertinggi yang menggunakan BBM dengan tingkat

pertumbuhan sekitar 8 persen per tahun dalam kurun waktu 2005 – 2011.

68. 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 bahwasanya

diperlukan tambahan kilang baru maupun upgrading kilang agar dapat

meningkatkan kemampuan produksi BBM dalam negeri.

23

69. Untuk mengurangi ketergantungan pada penggunaan BBM, pemanfaatan

gas bumi sebagai bahan bakar atau bahan baku merupakan pilihan alternatif yang

perlu dilakukan. Di samping energinya lebih bersih, gas bumi juga harganya relatif

lebih murah dan potensi cadangannya saat ini lebih banyak ditemukan

dibandingkan dengan minyak bumi. Apalagi kalau potensi gas metana batubara

dan shale gas dapat dieksplorasi dan dimanfaatkan secara optimal. Namun

demikian, peningkatan pemaanfaatan gas bumi menghadapi tantangan

terbatasnya infrastruktur dan harga yang relatif tidak berbeda jauh dengan harga

BBM yang disubsidi. Sementara, untuk pengembangan gas unconventional, tantangannya adalah menerapkan insentif yang tepat dan penguasaan teknologi.

70. Dari sisi regulasi minyak dan gas bumi, tantangannya adalah merumuskan

revisi Undang-undang tentang Minyak dan Gas Bumi yang sejalan dengan

beberapa keputusan Mahkamah Konstitusi dan dinamika pengembangan industri

minyak dan gas bumi saat ini dan ke depan agar lebih baik lagi.

71. Tantangan yang dihadapi dalam pemanfaatan energi alternatif, terutama

panas bumi adalah tumpang tindih lahan dan kebijakan harga. Sebagian besar

potensi panas bumi berada di kawasan hutan lindung/konservasi dan proses Izin

Pinjam Pakai Kawasan Hutan (IPPKH) untuk pengembangan panas bumi

memerlukan waktu yang lama. Dengan demikian, pelaksanaan eksplorasi menjadi

terlambat dan berdampak pada rendahnya pemanfaatan panas bumi untuk

pembangkit listrik. Di samping itu, untuk mengurangi resiko investasi panas bumi,

pemerintah telah menyediakan geothermal fund. Namun dari sisi pemanfaatannya

belum optimal. Demikian halnya dengan kebijakan feed-in tariff panas bumi masih

perlu kepastian dalam pelaksanaannya.

72. Seperti halnya gas dan panas bumi, untuk pengembangan bahan bakar

nabati tantangannya adalah bagaimana menerapkan formula harga indeks pasar

yang tepat agar para produsen tertarik untuk memproduksinya. Selain itu,

ketersediaan lahan dan bahan baku untuk produksi bahan bakar nabati juga perlu

diciptakan.

73. Isu pembangunan energi berkelanjutan menjadi tantangan yang mengemuka

dewasa ini seiring dengan komitmen internasional dalam pemanasan global,

perubahan iklim, dan pengurangan emisi gas rumah kaca. Konservasi energi

merupakan suatu upaya untuk pembangunan energi berkelanjutan melalui

penghematan energi dan pengelolaan energi yang ramah lingkungan. Namun

demikian, menuju ke arah sana tantangannya adalah meningkatkan kesadaran

dan komitmen bersama untuk secara berkala mau melakukan audit energi,

menggunakan teknologi yang lebih efisien energi, dan menghemat penggunaan

energi.

1.5 Profil Kebutuhan Energi Nasional

1.5.1 Struktur dan Karakteristik Umum Model LEAP

74. Dalam bab ini akan dibahas struktur model LEAP (Long-Range Energy Alternatives Planning System) yang akan digunakan untuk menghitung

kebutuhan energi (baik primer maupun final) untuk tahun-tahun yang akan

24

datang. LEAP adalah software yang digunakan untuk memodelkan supply demand (permintaan – penyediaan) energi, dan mempunyai kelebihan dalam hal

fleksibilitas yang tinggi dalam penyusunan struktur model. LEAP juga lebih simpel

dibandingkan dengan model-model proyeksi energi lainnya dalam menampilkan

struktur model, sehingga model lebih transparan dan mudah difahami. Selain itu,

LEAP dapat diperoleh dengan mudah, karena merupakan software yang tidak

berbayar untuk kegiatan non profit (pendidikan, pemerintahan, penelitian, dan

sebagainya). LEAP akan digunakan untuk melakukan proyeksi permintaan dan

penyediaan energi, serta menghitung tingkat emisi CO2 dalam proses produksi dan

konsumsi energi. Disamping itu, hasil dari LEAP akan memberikan gambaran

posisi ketahanan energi nasional saat ini dan masa mendatang. Selanjutnya, hasil

studi ini menjadi referensi dan alat bantu dalam penyusunan rencana dan strategi

pembangunan energi Indonesia untuk periode 2015-2019.

75. Metodologi pemodelan dalam LEAP adalah akunting (accounting).

Permintaan energi atau pemasokan energi dalam metode akunting ini dihitung

dengan menjumlahkan pemakaian dan pemasokan energi masing-masing jenis

kegiatan. Secara sederhana, permintaan energi merupakan perkalian antara

intensitas pemakaian energi dikalikan dengan aktifitas pemakaian energi. Oleh

karena itu, pendekatan LEAP juga disebut sebagai pendekatan intensitas.

Sedangkan model penyediaan energi akan menghitung besar produksi energi

untuk memenuhi permintaan energi, berdasarkan data-data teknis yang meliputi

antara lian adalah jenis teknologi, kapasitas produksi, efisiensi, faktor kapasitas,

dan sebagainya.

76. Struktur model LEAP mengikuti sistem dan arus energi yang terdapat dalam

Referrence Energy System (RES) seperti yang terdapat dalam Gambar 10. Oleh

karenanya struktur dalam model proyeksi kebutuhan dan penyediaan energi akan

terdiri dari 4 (empat) modul utama dan 3 (tiga) modul tambahan. Modul utama

adalah modul-modul standar yang umum digunakan dalam pemodelan energi,

yaitu: i) Key Assumptions atau asumsi dasar, ii) Demand, iii) Transformation, dan

iv) Resources. Modul tambahan adalah pelengkap terhadap modul utama jika

diperlukan, yaitu: i) Statistical Differences, ii) Stock Changes, dan iii) Non Energi Sektor Effects. Biasanya modul tambahan tersebut diperlukan dalam penyusunan

data tahun dasar. Modul asumsi dasar digunakan untuk meletakkan

variabel-variabel umum yang digunakan di dalam model, seperti jumlah dan laju

pertumbuhan penduduk, nilai dan laju pertumbuhan pendapatan domestik bruto

(PDB), harga energi, dan nilai tukar rupiah.

77. Modul Demand digunakan untuk meletakkan variabel-variabel permintaan

energi, misalnya pemakaian energi di sektor rumah tangga, komersial, transportasi,

industri, dsb. Modul Transformation digunakan untuk meletakkan

variabel-variabel suplai/pasokan energi, misalnya pembangkit listrik, kilang

minyak, kilang gas (LNG dan LPG), pabrik briket batubara, industri biofuel, arang,

dll. Modul Resources digunakan untuk memasukkan data cadangan dan potensi

energi, seperti: cadangan minyak, potensi tenaga air, potensi biomassa, dsb. Unit

analisis yang akan digunakan adalah nasional sehingga akan disusun model

supply - demand energi untuk skala nasional.

25

Gambar 10 Referrence Energy System (RES)

1.5.1.1 Model Permintaan Energi Final

78. Model umum (generic) untuk permintaan energi dikelompokkan menjadi 6

(enam) sektor: i) rumah tangga, ii) industri, iii) transportasi; iv) komersial; v) sektor

lainnya, dan vi) sektor khusus/non-energi. Gambar # menunjukkan struktur

kelompok dalam perhitungan kebutuhan energi. Rumah Tangga kemudian dibagi

beberapa kelompok berdasarkan pendapatannya, dengan catatan bahwa tingkat

konsumsi energi berbanding lurus dengan pendapatan. Sektor Rumah Tangga

dikelompokkan lagi menjadi 4 (empat), yaitu: i) di bawah garis kemiskinan; ii)

berpendapatan rendah; iii) berpendapatan sedang; dan iv) berpendapatan tinggi.

Sektor komersial mencakup semua kegiatan yang menghasilkan jasa, yakni: i) jasa

perdagangan; ii) jasa penginapan; iii) jasa keuangan; iv) jasa hiburan; dan iv) jasa

sosial. Sektor industri dikelompokkan menjadi 9 (sembilan) sub sektor, yaitu: i)

industri makanan; ii) Industri tekstil; iii) Industri kayu; iv) Industri kertas; v)

Industri kimia; vi) Industri non Logam; vii) Industri logam; viii) Industri

permesinan; dan ix) Industri lainnya. Sektor transportasi terdiri atas: i) angkutan

jalan raya, yang seterusnya dikelompokkan menjadi kelompok sepeda motor, mobil

penumpang, bis, dan truk; ii) angkutan rel; iii) angkutan penyeberangan; iv)

angkutan laut, dan v) angkutan udara. Sektor lainnya adalah sektor-sektor

pengguna energi seperti konstruksi, pertanian, pertambangan, dan sebagainya.

Sektor khusus adalah sektor pemakai energi yang cukup besar dan dominan di

suatu provinsi. Sektor khusus ini hanya berlaku untuk provinsi-provinsi tertentu,

misalnya: i) Freeport di Papua, dan ii) Newmont di Nusa Tenggara Barat. Gambar

# memperlihatkan struktur pengguna energi final di dalam struktur LEAP.

Proyeksi)Kebutuhan)&)Pasokan)Energi)

Minyak)bumi)

Tenaga)air)

Batubara)

Gas)bumi)

Energi))terbarukan)

Panasbumi)

Energi'Primer'

Kilang)minyak)

Transformasi'

BBM)

Pembangkit))Listrik)

Energi'Final'

Gas)bumi)

Batubara)

Energi))terbarukan)

Listrik)

Demand'Energi'

Komersial)

Industri)

Transportasi)

Rumah)Tangga)

4)

26

Gambar 11 Struktur Pengguna Energi Final (LEAP)

1.5.1.2 Model Pemasokan Energi

79. Model pemasokan energi di dalam LEAP mengacu pada Reference Energy System (skema aliran pasokan energi). Model umum (generic) pemasokan energi

adalah sebagai berikut.

(1) Transmisi dan distribusi listrik

(2) Pembangkit listrik, terdiri atas:

PLTU Batubara

PLTU Minyak Bumi

PLTGU

PLTG

PLTD

PLTA

PLTMH

PLTP

PLTS

PLTB

PLT lainnya

(3) Kilang minyak

(4) Kilang LPG

(5) Kilang LNG

(6) Pabrik Biofuel

(7) Pabrik Briket Batubara

(8) Tambang Minyak Bumi

(9) Tambang Gas Bumi

(10) Tambang Batubara

80. Model umum pemasokan energi di atas dapat disesuaikan dengan kondisi

masing-masing provinsi. Pada kenyataannya tidak semua provinsi mempunyai

fasilitas pemasokan energi. Sebagai contoh wilayah DI Yogyakarta tidak ada

fasilitas pemasokan energi skala besar.

27

Gambar 12 Struktur Pasokan Energi

1.5.1.3 Data yang Dibutuhkan

81. Asumsi dasar dalam permodelan – Tahun dasar dari model supply-demand

energi yang disusun disesuaikan dengan ketersediaan data yang ada. Data yang

ada pada saat ini (awal 2013) adalah data yang diterbitkan tahun 2012, di mana

data terakhir dalam terbitan tersebut adalah data tahun 2011. Kurun waktu yang

ditetapkan dalam proyeksi energi dari adalah dari tahun 2013 sampai dengan 2030.

Nilai value added dan moneter lainnya menggunakan harga konstan tahun 2000,

dan perhitungan emisi CO2 berdasarkan metodologi IPCC.

82. Kebutuhan data untuk penyusunan model supply demand energi

menggunakan LEAP dapat dikelompokkan menjadi dua, yaitu data dari sisi

demand (permintaan) energi dan data dari sisi supply (penyediaan) energi. Semua

data yang akan digunakan adalah data sekunder yang telah dilakukan atau

diterbitkan pihak lain. Data sisi demand meliputi data tentang aktifitas ekonomi

seperti ton produksi industri atau data nilai tambahnya, jumlah kendaraan, jarak

tempuh, luas bangunan, dan lain-lain, serta data konsumsi energi per jenis

aktifitas (energy intensity) seperti liter/ton output atau liter/kapita atau rumah

tangga, dan lain-lain. Data demand pada dasarnya akan menggunakan data dari

BPS (Badan Pusat Statistik dan ditunjang juga dengan data dari asosiasi seperti

asosiasi industri semen, besi dan baja, tekstil, produsen kendaraan bermotor, dan

lain-lain. serta dari dinas-dinas seperti perindustrian, perhubungan, bapeda serta

juga dari data sekretariat RAN/RAD GRK.

83. Data sisi supply meliputi data potensi dan produksi energi primer (batubara,

gas bumi, minyak bumi, dan lain-lain), data produksi energi sekunder (BBM, LPG,

LNG, listrik, briket batubara, dan lain-lain), data ekspor dan impor, data kapasitas

pembangkit, kilang, pabrik briket, dan lain-lain. Data supply pada dasarnya akan

menggunakan data yang diterbitkan oleh Kementerian Energi dan Sumber Daya

28

Mineral serta dinas yang membidangi energi di tingkat provinsi. Di samping itu

akan juga digunakan data dari BUMN seperti PT Pertamina, PLN, Geodipa, dan

lainnya.

84. Berikut ini daftar terbitan yang akan digunakan sebagai data dasar dalam

kajian ini.

Data demand:

(1) Statistik Indonesia 2012

(2) Provinsi Dalam Angka 2012

(3) Susenas 2011 (raw data)

(4) Survey Industri 2011 (raw data)

(5) Sensus Ekonomi 2010 (raw data)

(6) Statistik Transportasi 2012

(7) Statistik Konstruksi 2012

(8) Statistik Pertambangan 2012

Data supply:

(9) Handbook of Energy & Economic Statistic of Indonesia 2012, Pusdatin

ESDM

(10) Statistik PLN 2012

(11) Statistik Migas 2012

(12) Statistik Kelistrikan 2012

(13) Statistik Energi (EBTKE) 2012

(14) Statistik Mineral dan Batubara 2012

(15) Statistik Panasbumi 2012

(16) Statistik Energi Daerah dari 33 Provinsi

85. Selain itu akan digunakan dokumen-dokumen perencanaan yang terkait

dengan supply – demand energi yang telah diterbitkan.

(1) Perencanaan demand energi antara lain yang tercantum dalam rencana

pembangunan yang diterbitkan BAPPEDA (antara lain RPJMD, rencana

tata ruang wilayah, rencana kawasan pertumbuhan, Masterplan

Percepatan dan Perluasan Pembangunan Ekonomi (MP3EI), RAN-RAD

GRK, Renstra sektoral, dan lain-lain.

(2) Perencanaan dari sisi supply energi antara lain: Rencana Umum

Kelistrikan Nasional, Rencana Umum Penyediaan Tenaga Listrik, Rencana

Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional, Program

percepatan 10.000 MW tahap 1 dan 2, Rencana Induk Konservasi Energi

(RIKEN), Domestic Market Obligation (DMO), dan sebagainya.

1.5.1.4 Penghitungan Kebutuhan Energi (Modul Demand)

86. Metodologi pemodelan dalam LEAP adalah akunting (accounting).

Permintaan energi atau pemasokan energi dalam metode akunting ini dihitung

dengan menjumlahkan pemakaian dan pemasokan energi masing-masing jenis

kegiatan. Secara sederhana, permintaan energi merupakan perkalian antara

intensitas pemakaian energi dikalikan dengan aktivitas pemakaian energi. Oleh

karena itu, pendekatan LEAP juga disebut sebagai pendekatan intensitas. Di lain

pihak, model penyediaan energi akan menghitung besar produksi energi untuk

memenuhi permintaan energi, berdasarkan data-data teknis yang meliputi antara

lain adalah jenis teknologi, kapasitas produksi, efisiensi, faktor kapasitas, dan

sebagainya. Data-data intensitas kebutuhan energi didapatkan dari disagregasi

29

data-data pemakaian energi dari masing-masing sektor yang terdapat pada data

statistik ESDM (Handbook) tahun 2012 yang kemudian dianalisis perubahan tiap

tahunnya sebagai bahan pertimbangan untuk menyusun skenario.

87. Kebutuhan energi, dalam satuan Setara Barel Minyak (SBM), untuk sektor

pengguna pada tahun t untuk kelompok konsumen c dalam jenis energi e atau 𝑑𝑔𝑡𝑐𝑒

dihitung berdasarkan persamaan (1). (𝐼𝑔𝑡𝑐𝑒) adalah intensitas energi final kelompok

konsumen c golongan g pada tahun t untuk kelompok konsumen c dan jenis energi

e, sedangkan (𝑞𝑔𝑡𝑐𝑒) adalah total aktifitas dari konsumen c golongan g pada tahun ke

t untuk kelompok konsumen c golongan g dan Jenis Energi c. Satuan intensitas

energi dan total aktifitas disesuaikan dengan ketersediaan data dan sektor

pengguna. Sebagai contoh untuk konsumen rumah tangga, satuan total

aktifitasnya berupa jumlah rumah tangga atau penduduk dan satuan

intensitasnya SBM/kapita. Sementara untuk konsumen industri total aktifitasnya

berupa rupiah sebagai nilai tambah PDB dan satuan intensitasnya

SBM/rupiah-nilai tambah atau pada sektor transportasi, total aktifitasnya berupa

jumlah kendaraan dan satuan intensitas dalam SBM/kendaraan).

88. Total aktifitas dari kelompok konsumen c golongan g atau (𝑞𝑔𝑡𝑐𝑒) dihitung

dengan mengkalikan terlebih dahulu dengan total aktifitas konsumen secara

keseluruhan (𝑞𝑡𝑐𝑒) dengan (𝛼𝑔𝑡

𝑐 ) yang merupakan persentase (share) dari kelompok

konsumen c golongan g pada tahun t dan (𝛱𝑔𝑡𝑐𝑒) yang merupakan tingkat/penetrasi

penggunaan jenis energi (persamaan 2).

Persamaan (1) ce

gt

ce

gt

ce

gt qId

Persamaan (2) ce

gt

ce

t

c

gt

ce

gt qq

89. Sebagai ilustrasi berikut contoh perhitungan konsumsi energi final untuk

kelompok rumah tangga kaya pada tahun 2011 untuk BBM jenis kerosene.

Intensitas konsumsi energi untuk kelompok Rumah Tangga kaya pada tahun 2011

untuk BBM jenis kerosene (Igtce) adalah 0,1215 SBM/kapita. Proporsi rumah

tangga kaya (αgtc ) adalah 16,14 persen, dengan jumlah penduduk (qt

ce) = 241,6 juta,

dan tingkat penetrasi (Πgtce) = 100 persen. Dengan data-data tersebut, konsumsi

BBM jenis kerosene untuk kelompok Rumah Tangga kaya pada tahun 2011 dgtce

adalah (0,1215) [(16,14/100)*(214,6)*(100/100)] = 4,807 juta SBM. Dengan cara

yang sama dan data-data yang digunakan untuk setiap sub-kelompok konsumen

lainnya dan setiap jenis energi, dihitung konsumsi energi finalnya.

1.5.1.5 Penghitungan Proses Konversi Energi (Modul Transformasi)

90. Penghitungan transformasi di model LEAP bersifat demand-driven yang

mana masing-masing modul dikalkulasi untuk memenuhi kebutuhan energi hasil

perhitungan kebutuhan domestik dan kebutuhan ekspor impor yang sudah

ditentukan (seperti contoh alokasi ekspor yang sudah terkontrak pada gas/LNG).

Untuk modul transformasi yang pertama kali dihitung (modul yang diletakkan

paling dekat dengan demand), kebutuhan domestik ditentukan sesuai dengan

kebutuhan final. Setelah masing-masing modul dihitung, kebutuhan domestik

dikurangi oleh output yang dihasilkan modul dan ditambah dengan bahan bakar

input yang diperlukan modul.

91. Pada model LEAP ini, urutan modul transformasi akan menentukan hasil

30

penghitungan. Oleh karenannya, sebelum penghitungan, harus dipastikan urutan

modul transformasi sudah sesuai dengan alur dari sistem energi. Sebagai contoh

modul transmisi dan distribusi kelistrikan harus berada di atas modul

pembangkitan, dan modul pembangkitan harus berada di atas modul transformasi

energi lainnya karena setiap jenis energi dapat mengalir dan dikonversi menjadi

energi listrik. Gambar 13 menunjukkan konsep dasar dari penghitungan modul

transformasi.

Gambar 13 Proses Penghitungan Modul Transformasi

92. Dari Gambar 13 dapat diketahui bahwa proses pada modul transformasi

31

bersifat demand-driven yang artinya ditentukan oleh final energy demand dari

domestik. Selanjutnya apabila terjadi kelebihan pasokan energi hasil transformasi

maka akan dilakukan ekspor secara otomatis atau dijadikan stock tergantung

setting yang kita tentukan pada model. Khusus untuk listrik, kelebihan pasokan

sementara ini diasumsikan menjadi waste. Untuk masa depan, tidak tertutup

kemungkinan energi listrik ini dapat diekspor. Selanjutnya apabila terjadi

kekurangan pasokan, maka akan dilakukan impor secara otomatis atau tetap

menjadi unmet demand.

93. Mekanisme produksi energi final pada modul transformasi ini akan

mengikuti formula sebagai berikut:

EF = PC x CF

Di mana EF adalah Jumlah Energi Final yang dihasilkan, PC sebagai Kapasitas

Produksi dan CF sebagai Capacity Factor (Maksimum ketersediaan dari kapasitas

produksi). Khusus untuk kelistrikan proses penghitungan menyertakan variabel

Load Factor sehingga formula penghitungannya menjadi :

EF = PC x CF x LF

94. Pada modul transformasi listrik ini juga, user dapat memilih mekanisme

produksi “Merit Order” di mana user dapat menentukan jenis pembangkit yang

akan dijadikan baseload, medium load dan peak load berdasarkan kurva beban

yang tersedia seperti pada gambar di bawah. Walau demikian pada simulasi model

pada kajian ini, mekanisme ini tidak dilakukan karena tidak tersedianya data

kurva beban dan kebijakan merit order dari PLN.

Gambar 14 Kurva Beban pada Sistem Kelistrikan

Penghitungan energi primer yang dibutuhkan sebagai input dari produksi

energinya dilakukan dengan formula sebagai berikut :

EPrimer = EFinal/EF.

Di mana EP adalah jumlah energi primer yang dibutuhkan, EF adalah Energi

Final yang dihasilkan dan EFF sebagai efisiensi.

32

1.5.2 Skenario BAU Kebutuhan Energi Final dan Primer

95. 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 pembangkit dilakukan dengan cara berbeda, apa

yang terjadi bila transportasi massal dikembangkan dan banyak pertanyaan

lainnya.

96. 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 6 Perbandingan Parameter Penentu dari Skenario BAU dan RPJMN

2014-2019

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

33

PARAMETER SKENARIO DASAR SKENARIO RPJMN

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

Proyeksi intensitas energi

dan efisiensi infrastruktur

Berdasarkan persentase

pertumbuhan hasil "back

casting"

Berdasarkan persentase

pertumbuhan hasil "back casting"

dikurangi roadmap konservasi

dari draft RIKEN

1.5.2.1 Skenario Dasar (Berdasarkan Data Historis)

97. Skenario DASAR mengacu kepada data-data sepuluh tahun terakhir, dan

data tahun 2011 dianggap sebagai data dasar. Tabel 6. 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.

98. 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.

99. Perkembangan intensitas energi di sektor end user disesuaikan dengan data

historis yang dikalibrasi dengan data dari Pusdatin ESDM. Untuk pemanfaatan

BBM Blending3 hanya dimanfaatkan pada sektor transportasi. Sementara untuk

3 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.

34

penyediaan 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.

100. 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.

1.5.2.2 Hasil Proyeksi Kebutuhan Energi – Skenario DASAR

101. 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.

102. 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 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.

35

103. 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. 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.

Gambar 15 Proyeksi Konsumsi dan Pangsa Energi Final Berdasarkan Sektor

Pengguna Sampai Tahun 2025 (Skenario DASAR)

104. 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.

105. 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.

(Dalam juta SBM) (Dalam 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



2025 2011

36

106. 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.

107. 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


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.

Gambar 16 Proyeksi Konsumsi dan Pangsa Energi Final Berdasarkan Jenis Energi

Sampai Tahun 2025 (Skenario DASAR)

108. 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 7). 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


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


2011

2025

37

energi yang dibutuhkan. Kondisi ini disebabkan tingkat kebutuhan yang akan

sangat tinggi ke depannya dan kapasitas infrastruktur konversi energi saat ini

yang masih sangat rendah khususnya untuk BBM.

109. 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 8 dan Tabel 9. Dengan merujuk pada hasil

simulasi tersebut, diperkirakan pada tahun 2024, Indonesia akan menjadi net

importir.

Tabel 7 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

39

Tabel 8 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 9 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%

40

110. Secara komposisi, bauran energi Indonesia4 akan berubah dari dominasi

BBM ke dominasi batubara. Gambar 17 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.

111. Kondisi serupa juga terlihat pada bauran energi tanpa menyertakan

biomassa tradisional (Gambar 18). 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 17 Proyeksi Bauran Energi (dengan Biomassa) Sampai Tahun 2025 (dalam

juta SBM) Skenario DASAR

4 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’.

41

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

juta SBM) Skenario DASAR

112. 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 10.

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.

113. 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.

114. 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.

42

Tabel 10 Perkembangan Kebutuhan dan Beban Puncak Listrik Sampai Tahun 2025

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

Gambar 19 Proyeksi Perkembangan Kapasitas Listrik Sampai Tahun 2025

43

115. 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 19 dan Tabel 11 memperlihatkan proyeksi perkembangan kapasitas

pembangkit dari masing-masing pembangkit.

116. 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 20 dan Tabel 12 memperlihatkan

perkembangan jumlah listrik yang dihasilkan masing-masing pembangkit.

Gambar 20 Proyeksi Produksi Listrik Sampai Tahun 2025

44

Tabel 11 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%

45

Tabel 12 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%

46

117. 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.

1.5.3 Skenario RPJMN 2015-2019 Kebutuhan Energi Final dan Primer

118. Skenario RPJMN merupakan gabungan skenario dari skenario EBTKE,

Migas, Transportasi.

1.5.3.1 Skenario RPJMN 2015-2019

Sub-skenario Pengembangan Energi Terbarukan

119. 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 Energhi

(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 3412 MW).

Tabel 13 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

47

Tabel 14 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%

120. 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.

48

Tabel 15 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

49

121. 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

15 menunjukkan secara lengkap rencana pengembangan kapasitas produksi dari

semua jenis bioenergi. Sementara untuk energi lainnya diproyeksikan akan

meningkat seperti tercantum pada Tabel 16 sebagai berikut.

Tabel 16 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

122. 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.

Tabel 17 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%

50

Tabel 18 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%

Tabel 19 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

123. 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.

124. 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.

51

Gambar 21 Rencana Pengembangan Lapangan Migas

125. 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

126. 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.

1.5.3.2 Hasil Proyeksi Kebutuhan Energi – Skenario RPJMN 2015-2019

127. 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

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).

52

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.

128. 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.

129. 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.

130. 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 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.

53

Gambar 22 Proyeksi Konsumsi dan Pangsa Energi Final Berdasarkan Sektor

Pengguna Sampai Tahun 2025 (Skenario RPJMN)

131. 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.

132. 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.

133. 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.

134. 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


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

54

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.

135. 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


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.

Gambar 23 Proyeksi Konsumsi dan Pangsa Energi Final Berdasarkan Jenis Energi

Sampai Tahun 2025 (Skenario RPJMN)

136. 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 20).

137. 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 21 dan Tabel 22. Merujuk pada hasil

simulasi, diperkirakan pada tahun 2022, Indonesia akan menjadi net importir.


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


2011

2025

55

Tabel 20 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%

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%

56

Tabel 21 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%

57

Tabel 22 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%

58

138. Secara komposisi, bauran energi Indonesia5 akan berubah dari dominasi

BBM ke dominasi batubara. Gambar 24 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 24 Proyeksi Bauran Energi (Dengan Biomassa) Sampai Tahun 2025

(dalam juta SBM) Skenario RPJMN

139. Kondisi serupa juga terlihat pada bauran energi tanpa menyertakan

biomassa tradisional (Gambar 25). 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.

5 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’.

59

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

juta SBM) Skenario RPJMN

140. 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 23.

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.

60

Tabel 23 Perkembangan Kebutuhan dan Beban Puncak Listrik Sampai Tahun 2025

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

Gambar 26 Proyeksi Perkembangan Kapasitas Listrik Sampai Tahun 2025

61

Tabel 24 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%

62

141. 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.

142. 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 27 dan Tabel 25 memperlihatkan

perkembangan jumlah listrik yang dihasilkan masing-masing pembangkit.

Gambar 27 Proyeksi Produksi Listrik Sampai Tahun 2025

63

Tabel 25 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%

64

1.6 Isu-isu Strategis Pembangunan Sektor Sumber Daya Energi dan

Pertambangan di Daerah

143. Untuk menjaring aspirasi pemerintah daerah dan menginventarisasi isu-isu

yang dinilai strategis oleh pemerintah daerah, telah dilaksanakan diskusi-diskusi

terarah di enam wilayah Indonesia, yaitu Sumatera Bagian Utara, Sumatera

Bagian Selatan, Jawa, Kalimantan, Sulawesi, dan Bali-Nusa

Tenggara-Maluku-Papua. Hasil penjaringan aspirasi isu strategis ini terangkum

dalam pembahasan berikut.

1.6.1 Wilayah Sumatera

144. 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; v) rendahnya kesadaran hemat energi.

1. Rendahnya penyediaan energi listrik

145. 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 aman, Sumut harus mempunyai

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

beberapa pembangunan pembangkit tenaga listrik dan belum optimalnya

pengembangan energi nonfosil. Untuk wilayah Jambi, masih banyak terdapat

wilayah-wilayah yang belum tersambung dengan jaringan interkoneksi listrik. Hal

ini menyebabkan rasio elektrifikasi di Jambi termasuk yang rendah di Sumatera.

Di 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). Dengan

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

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

MW/tahun. Untuk 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

146. Di Sumatera Selatan, minimnya ketersediaan infrastruktur energi

menyebabkan belum maksimalnya kemampuan eksploitasi sumber daya energi

batubara sebagai cadangan energi terbesar. Selain itu, Sumsel juga menghadapi

masalah ketidaktersediaan dan rusaknya infrastruktur jalan akibat belum

memiliki jalan khusus batubara. Masalah belum tersedianya jalan khusus

batubara ini juga dialami oleh Provinsi Jambi.

65

3. Belum optimalnya penggunaan energi baru dan terbarukan

147. Potensi energi terbarukan di 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 sebesar 2 MW. Untuk

wilayah Bengkulu, potensi energi baru tebarukan yang sedang dikembangkan

adalah panas bumi sebesar 1.073 Mwe. 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 lambat, sementara pemerintah tidak

memberikan batasan waktu yang mengikat untuk sampai tahapan eksploitasi

(produksi). Sementara, potensi energi terbarukan di 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.

4. Minimnya regulasi dan tata kelola tentang pengelolaan bahan tambang

148. Di Jambi dan Sumsel, dalam waktu dekat akan dilakukan moratorium

pertambangan batubara akibat kerusakan jalan yang ditimbulkan. Kerusakan ini

disebabkan karena belum jelasnya regulasi yang mengatur pengangkutan

batubara. Selain itu, di Bengkulu juga muncul isu tentang belum dapat

diterbitkannya perizinan pengusahaan mineral dan batubara baru mengingat

belum tersedianya turunan peraturan khususnya penetapan WP dan ketentuan

lelang wilayah kerja. Hal ini menjadi kendala dalam meningkatkan ketersediaan

sumber daya mineral dan batubara dalam jangka panjang akibat tidak adanya

eksplorasi baru.

66

Tabel 26 Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan Wilayah Sumatera

Aspek Isu Strategis Kondisi Saat Ini

Aceh Sumatera Utara Jambi Sumatera Selatan Bengkulu

Energi Listrik

Rendahnya

Penyediaan Energi

Listrik

Rasio elektrifikasi

tahun 2012 mencapai

88,10%. Rasio desa

berlistrik mencapai

96,98%;

Rata-rata

pertumbuhan

permintaan tenaga

listrik 5 tahun

terakhir adalah 13 %

pertahun.

Sedangkan Aceh

masih mengalami

defisit pasokan

listrik dan masih

bergantung dari

Medan;

Rasio elektrifikasi

tahun 2012

mencapai 82,64%.

Rasio desa

berlistrik mencapai

84,85%;

Pertumbuhan

pemakaian daya 7

% per ahun;

Daya Mampu Pasok

mencapai 1.539

MW, sedangkan

beban puncak

sebesar 1.444 MW

dan cadangan yang

tersisa 94 MW,

namun kondisi ini

belum bisa

dikatakan dalam

kondisi aman, jika

salah satu

pembangkit

mengalami

kerusakan atau

dalam

pemeliharaan maka

akan terjadi

pemadaman listrik

Masih adanya

pembangkit listrik

yang menggunakan

BBM.

Rasio elektrifikasi

yang masih sebesar

58,6%, kedua

terkecil di kawasan

Barat Indonesia;

Desa berlistrik

mencapai 95,39%;

Dengan

pembangunan

PLTU Simpang

Belimbing dan

PLTG Talang

Dukuh ke dalam

sistem, ternyata

Provinsi Sumatera

Selatan telah

kelebihan daya,

sampai dengan

tahun 2014 tidak

dibutuhkan

pembangkit baru,

bahkan pada tahun

2014 terjadi surplus

daya sebesar 23

MW.

Interkoneksi

dengan sistem

kelistrikan

Sumatera

Selatan, Jambi

dan Bengkulu

(Jaringan 150

Kva);

Total Kapasitas

terpasang

pembangkit

mencapai 273,08

MW;

Rasio elektrifikasi

tahun 2011

mencapai 71,15 %

dan tahun 2012

mencapai 73 % .

67



Energi Terbarukan Belum optimalnya

ketersediaan

penggunaan energi

baru terbarukan

Telah dibangun

pembangkit

geothermal di

Seulawah Agam

dan pembangkit

panas bumi Jaboi

Sabang;

Pembangunan

Pembangkit Listrik

Tenaga Mikro Hidro

(PLTMH) sebesar

6.190 Kw di 18

lokasi.

Telah

dikembangkan

potensi energi baru

terbarukan berupa

mikrohidro, panas

bumi, limbah sawit

dan biogas.

Potensi cadangan

energy panas bumi

mencapai 115 MW

dan saat ini sedang

dieksplorasi oleh

Pertamina sebesar

40 MW;

Pengembangan

energy baru gas

metan (CBM) masih

dalam tahap

identifikasi/riset.

Potensi energy baru

terbarukan

meliputi energy

bahan bakar

nabati, panas bumi,

bioetanol dan

mikrohidro.

Potensi energy

baru terbarukan

meliputi energy

panas bumi dan

mikrohidro.

Infrastruktur 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

Terhambatnya

beberapa

pembangunan

pembangkit tenaga

Masih adanya

pembangkit listrik

yang menggunakan

BBM ;

Telah di Eksploitasi

sejak Tahun 1922

(Bajubang ) s/d

sekarang tidak

punya rifenery,

Crude Oil dibawa

ke Plaju melalui

Pipa.

Crude OIL untuk

Block Jabung dan

Betara North

Geragai di bawa

keluar melalui pipa

menuju Floating

Pada tahun 2015

dan seterusnya

dibutuhkan

pembangkit baru

dengan total

kapasitas sebesar

159 MW pada 2017;

Kerusakan

infrastruktur jalan

akibat dari proses

distribusi batubara

yang masih melalui

jalan umum, belum

memiliki jalan

khusus batubara.

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.

68



listrik (PLTA

Asahan III, PLTP

Sarulla, PLTU

Sumut 1 dan 2).

Jetty di Simbur

Naik.

Regulasi/Kebijakan

Minimnya regulasi

dan tata kelola

tentang pengelolaan

bahan tambang

Belum tersedianya

regulasi tentang

pemanfaatan

sumber daya alam

yang berkelanjutan,

dan insentif

kemudahan

berinvestasi.

Inkonsistensi

peraturan

perundangan

bahkan kebijakan

pemerintah juga

menjadi kendala

utama dalam

pembangunan

terutama untuk

penanggulangan

krisis gas di

Sumatera Utara;

Kurang

tersedianya

regulasi terkait

pengolahan

tambang serta

kebijakan untuk

mendorong daya

saing produk

hilirisasi tambang.

Izin pengusahaan

mineral dan

batubara yang

baru belum dapat

diterbitkan

(Penetapan WP

dan ketentuan

Lelang Wilayah

Kerja belum ada).

Menjadi kendala

peningkatan

ketersediaan

sumberdaya

mineral dan

batubara dalam

jangka panjang

(tidak ada

eksplorasi baru).

69

1.6.2 Wilayah Jawa

149. Pertambangan 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 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 regional 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)

150. 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. Penataan ulang sistem peratutan perundang-undangan terkait penetapan

wilayah dan ijin tambang merupakan salah satu stratetgi dalam menjawab

maraknya fenomena pertambangan liar dan kerusakan lingkungan.

2. Optimalisasi potensi dan penyediaan energi listrik dalam rangka memenuhi

kebutuhan pasokan energi listrik masyarakat dan pelaku usaha

151. Sampai dengan tahun 2013, rata-rata rasio elektrifikasi 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.

70

152. 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 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 terutama kebutuhan air

bersih daerah sulit air dan kawasan industri

153. 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 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 Cekungan Air Tanah (CAT) yang layak dan siap

dieksploitasi untuk menghasilkan air bersih. Di 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 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

154. 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 alternative 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

71

dibangkitkan menjad energi listrik hanya kurang dari 10MW. 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 mikrohidro, namun belum optimal dan

terbentur dengan keterbatasan infrastruktur dan anggaran.

5. Optimalisasi sistem pengendalian konservasi lingkungan dan mitigasi bencana

155. 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.

156. Aktivitas pertambangan yang tidak terkontrol misalnya, masih banyak

ditemukan di Pulau Jawa. Di Jawa Tengah dampak negatif kegiatan

pertambangan misalnya adalah terjadinya degradasi lingkungan seperti

penurunan permukaan air tanah serta berkurangnya daerah resapan air.

Demikian halnya di 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 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.

72

Tabel 27 Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan Wilayah Jawa

Aspek Isu Strategis

Kondisi Saat Ini

Banten 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

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.

73

Aspek Isu Strategis

Kondisi Saat Ini


selatan.

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.

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

dan Terbarukan

Optimalisasi

pemanfaatan potensi

energi baru dan

terbarukan untuk

mendukung pemenuhan

kebutuhan energi

Pemerintah Provinsi

Banten telah

mengembangkan

potensi energi

alternative dan

terbarukan seperti

Biomasa,

Mikrohidro, Energi

Angin, Energi

Gelombang, dan

Energi Surya.

Pemerintah Provinsi

Jawa Tengah telah

mengembangkan

Biomasa, Bioethanol,

Biogas, dan Biofuel

namum belum optimal.

Potensi energi baru

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

Pengembangan Energi

Baru dan Terbarukan

belum optimal;

Pengembangan energi

baru terbarukan baru

sebatas energi Biogas

dan Mikrohidro.

74

Aspek Isu Strategis

Kondisi Saat Ini


rendahnya partisipasi

masyarakat, dan harga

jual yang kalah

dibandingkan energi

bersubsidi.

Konservasi Lingkungan

dan Mitigasi Bencana

Optimalisasi sistem

pengendalian konservasi

lingkungan dan mitigasi

bencana

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);

75

1.6.3 Wilayah Kalimantan

157. 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

158. 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.

2. Optimalisasi pengelolaan potensi air tanah untuk mengatasi kelangkaan air

bersih

159. 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

76

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

160. 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 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

161. 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

tambang di Pulai 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.

77

Tabel 28 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.

Kemampuan daya pembangkit

dan jaringan listrikyang ada

saat ini masih sangat terbatas

dan kecil.

Rasio eletrifikasi 73.09

persen;

Pemanfaatan energi

listrik belum efisien hal ini

ditandai dengan

intensistas energi yang

tinggi serta elastisitas

energi yang masih besar.

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.

Sarana dan

infrastruktur air

bersih

Optimalisasi pengelolaan

potensi air tanah untuk

mengatasi kelangkaan air

bersih

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.

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

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

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

Potensi energi baru dan

terbarukan yang sudah di

kembangkan di

Kalimantan Tengah

adalah pembangkit

listrik tenaga mikrohidro,

78

Aspek Isu Strategis

Kondisi Saat Ini

Kalimantan Barat Kalimantan Timur Kalimantan Selatan Kalimantan Tengah

pembangkit listrik pada

penggunaan bahan bakar minyak

menyebabkan biaya

produksi energi menjadi

relatif mahal

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 (Pemanfaatan

lahan ganda);

Terjadinya kerusakan lahan dan

pencemaran lingkungan akibat

kegiatan PETI

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

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

79

1.6.4 Wilayah Sulawesi

162. 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

163. 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.

164. 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.

2. Optimalisasi pemanfaatan potensi energi alternatif dan terbarukan

165. 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.

80

166. 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

167. 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

168. Salah satu kendala dalam pengembangan infrastruktur khususnya air bersih

antara lain belum optimalnya pemenuhan kebutuhan masyarakat akan air bersih,

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.

169. 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

170. 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.

171. Kualitas lingkungan di Indonesia akhir-akhir ini terus mengalami penurunan.

Khususnya di Provinsi Sulawesi Utara, hal ini disebabkan oleh beberapa

81

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

172. 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 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

173. 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.

82

Tabel 29 Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan Wilayah Sulawesi


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.

83



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

membutuhkan

penanganan terpadu

guna menjamin

keberlanjutan akan

ketersediaan air baku

melalui pelaksanaan

konservasi hutan dan

pengendalian

sedimentasi

Adanya potensi energi

alternatif dan

terbarukan antara lain:

1) Air : 995 MW

2) Matahari : 64

-78 %

3) Angin : 2 – 5

m/s

4) 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 dibeberapa titik

yang tersebar di

Kabupaten Poso dan

Donggala dengan potensi

berkisar antara 20 s/d 40

Mwe.

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 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

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

(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

Mengembangkan

energi alternatif

untuk mendukung

pembangunan

berkelanjutan

Pengembangan

WKP Panas Bumi

di Kabupaten

Gorontalo, Bone

Bolango dan

Kabupaten

Gorontalo Utara

84



ketergantungan

terhadap bahan bakar

minyak (BBM)

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.

85



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

86

1.6.5 Wilayah Bali, Nusa Tenggara, Maluku, dan Papua

174. 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

175. 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.

176. 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.

2. Optimalisasi penggunaan energi alternatif dan terbarukan

177. 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.

87

178. 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

179. 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 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

180. 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

181. 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

88

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.

6. Penataan kawasan pertambangan dan kehutanan

182. 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

183. 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.

89

Tabel 30 Isu Strategis Sektor Sumber Daya Energi, Mineral dan Pertambangan Wilayah Bali, NTT, NTB, Maluku, Maluku Utara Dan

Papua Barat


Bali NTB NTT 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%

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)

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

90



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

dikembangka

n 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,

91



Kabuoaten

Halmahera

Barat,

Kabupaten

Halmahera

Utara, dan

Kota Tidore

Infrastruktur Optimalisasi

infrastruktur

pendukung sektor

energi, mineral,

dan

pertambangan

Keterbatasan

anggaran

pemerintah dalam

membiayai

pengembangan

infrastruktur air

bersih

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

Masih

lambatnya

pengembangan

sektor ESDM

karena belum

memadainya

infrastruktur

pendukung

yang

menghambat

masuknya

investor di

Provinsi

Maluku

92



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

Banyaknya

pertambanga

n yang belum

memperhatik

an keletarian

lingkungan di

Provinsi

Maluku Utara

Peningkatan

SDM pengelola

pertambangan

Kurangnya

pemberdayaan

masyarakat

lingkar tambang

dan tanggung

jawab sosial

perusahaan

tambang

Pertambangan

kurang

memberikan

dampak

terhadap

kesejahteraan

masyarakat

karena SDM

yang masih

relatif rendah

di Provinsi

NTT

Penataan

kawasan

pertambangan

dan kehutanan

karena pada

umummya

potensi tambang

berada di

Perlu sinkronisasi

dan peninjauan

kembali

peraturan

peraturan di

sektor

pertambangan

dan kehutanan,

93



kawasan hutan terkait dengan

eksplorasi/eksploi

tasi 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.

94

1.7 Ketahanan Energi dan Energi Bersih

1.7.1 Ketahanan Energi

184. Energy security atau yang secara sederhana diterjemahkan sebagai

ketahanan energi dapat didefinisikan sebagai kemampuan ekonomi suatu Negara

untuk menyediakan pasokan energi secara tepat waktu, dengan harga yang tidak

membebani ekonomi negara tersebut. Secara sistematis the Asia Pacific Research

Centre (APERC) telah mengidentifikasi tiga dimensi penting dari energy security

yaitu, physical, economic, dan environmental sustainability. Physical energy

security adalah dimensi yang berkaitan dengan ketersediaan (availability) dan

aksesibilitas (accessibility) sumber-sumber energi. Availability berkaitan dengan

eksistensi geologis dari sumber-sumber energi yang dipunyai oleh suatu negara.

Availability dapat diindikasikan dari jumlah sumber daya (resource) dan cadangan

(reserve) dari sumber-sumber energi yang ada dalam batas geologis suatu negara.

Accessibility merepresentasikan infrastruktur energi yang menghubungkan

sumber energi dan penggunanya.

185. Economic energy security adalah dimensi yang berkaitan dengan sejauh

mana sebuah negara mampu (affordability) untuk menyediakan energi untuk

mendorong kegiatan ekonomi. Sedangkan dimensi environmental sustainability adalah berkaitan dengan sejauh mana seseorang dapat menerima (acceptability)

dampak negatif dari sistem penyediaan energi.

1.7.1.1 Indikator dan Indeks Ketahanan Energi

186. Sovacool, B.K and Mukherje, I. mengusulkan bahwa energy security terdiri

atas 5 dimensi yaitu ketersediaan (availability), keterjangkauan (affordability),

technology development, keberlanjutan (sustainability), dan regulasi (regulation).

Kemajuan teknologi salah satunya dapat ditandai dengan peningkatan efisiensi

(efficiency) sebuah sistem. Semakin efisien sebuah sistem maka semakin sedikit

input yang diperlukan untuk menghasilkan output yang sama.

187. Dimensi-dimensi ketahanan energi dalam studi ini mengadopsi tiga elemen

penting energy security dari APERC ditambah dengan dimensi technology development dari hasil studi Sovacool, B.K dan Mukherje, I serta memperkenalkan

dua dimensi baru sebagai keunikan kondisi energi Indonesia. Dengan demikin

definisi ketahanan energi yang dirumuskan di atas, mengandung beberapa dimensi

yaitu: (1) Physical energy security yang terdiri dari elemen availability dan

accessibility, (2) Economical energy security merupakan dimensi yang bekaitan

dengan affordability, (3) Environmental sustainability merupakan dimensi yang

berkaitan dengan acceptability, (4) Technology development yang menggambarkan

elemen efficiency dari sistem penyediaan energi, (5) Technology development and economy yang menggambarkan elemen elastisitas energi, dan (6) Social dimension yang merepresentasikan aspek sosial dan pemerataan akses energi.

188. Guna memudahkan pengambil keputusan dalam memahami keterkaitan

berbagai dimensi dalam ketahanan energi, diperlukan indikator yang dapat

memotret kondisi ketahanan energi dari berbagai macam dimensi. Dalam studi ini

diusulkan Composite Energy Security Index (ESI) sebagai indikator ketahanan

energi, yang terdiri dari tujuh indikator elemen. Indikator-indikator tersebut

95

adalah import dependency (E1), concentration of primary energy sources weighted by a share of net import (E2), overall system cost (E3), primary energy consumption per GDP (E4), total CO2 emission (E5), energy elasticity (E6), dan electrification ratio (E7). Elemen tersebut mewakili dimensi ketahanan energi. Import dependency (E1)

dan concentration of primary energy sources weighted by a share of net import (E2)

mewakili dimensi physical energy security, overall system cost (E3) dan primary energy consumption per GDP (E4) mencerminkan economic energy security, total CO2 emission (E5) mencerminkan environmental sustainability, E4 juga mewakili

dimensi technology development sementara energy elasticity (E6) mencerminkan

dimensi technology development and economy, dan inverse electrification ratio (E7)

mencerminkan aspek sosial dalam ketahanan energi. Gambar 28 memperlihatkan

keterkaitan antara dimensi ketahanan energi dan indikator elemen dari Energy Security Index (ESI).

Gambar 28 Keterkaitan antara dimensi ketahanan energi dan indikator elemen

dari Energy Security Index (ESI)

189. Ada dua pilihan metode dalam mengintegrasikan indikator-indikator elemen

tersebut menjadi sebuah indikator komposit yaitu dengan menggunakan teknik

root-mean-square (RMS) dari nilai relatif kelima indikator elemen diatas dan

teknik pembobotan masing-masing nilai relatif dari indikator elemen. Untuk

menentukan bobot masing-masing elemen, teknik yang kedua menggunakan

metode pair-wise comparion matrix. ESI didesain untuk bernilai antara 0 dan 1.

Skor ESI sebuah skenario penyediaan energi mendekati 0 menunjukkan bahwa

skenario tersebut mempunyai tingkat ketahanan energi paling rendah dibanding

skenario-skenario yang lain. Begitu juga sebaliknya, Skor ESI sebuah skenario

penyediaan energi mendekati 1 menunjukkan bahwa skenario tersebut mempunyai

tingkat ketahanan energi paling tinggi dibanding skenario-skenario yang lain.

190. Seperti disebutkan sebelumnya, Composite Energy Security Indicator (ESI)

sebagai indikator ketahanan energi, terdiri atas tujuh indikator elemen. Apabila ej,k

adalah indikator relatif ketahanan energi untuk indikator absolut ketahanan

energi Ej,k pada skenario j dan elemen indikator k, untuk sebuah sistem yang

terdiri dari a skenario dan tujuh elemen indikator ketahanan energi, indikator

relatif ej,k dari Ej,k untuk elemen m (k=m) didefinisikan dalam persamaan berikut:

)(min)(max

)(max

,

,

,1,

,

,1

,,

,

,1

,

kj

mkaj

mkjkj

mkaj

mkj

kjkj

mkaj

mkj

kj

EE

EEe

dimana ej,k merupakan nilai relatif dari Ej,k yang telah diskalakan untuk bernilai

antara 0 dan 1. Selanjutnya lima indikator relatif tersebut diintegrasikan menjadi

96

sebuah indikator komposit.

191. Teknik integrasi indeks komposit dapat dilakukan melalui dua cara. Cara

pertama mengadopsi metode yang digunakan oleh Gnansounou, E. dalam studinya

yang berjudul Assessing the energy vulnerability: Case of industrialised countries.

Dengan metode ini, ESI didefinisikan sebagai root-mean-suare (RMS) dari kelima

indikator relatif. Untuk skenario n (j=n), skor ketahanan energi berdasarkan

indikator ini didefinisikan sebagai berikut:

,5

1 5,

1,

2

,

knj

knj

knjnj eESI

Dengan kata lain, metode ini memberikan bobot yang sama untuk setiap elemen

indikator. Kelebihan metode ini adalah lebih sederhana dan tidak terdapat unsur

subyektivitas dalam penentuan bobot masing-masing indikator relatif.

192. Cara yang kedua adalah dengan menggunakan metoda pair-wise comparison.

Pada metode ini, ESI untuk skenario n (j=n) didefinisikan oleh persamaan berikut:

5,52,21,1 ... nnnnj ewewewESI

Di mana w1, w2, w3,…, w5 adalah bobot untuk masing-masing indikator elemen.

Pemberian bobot ini menggunakan teknik matriks perbandingan berpasangan

(pair-wise comparison). Kelebihan teknik ini adalah lebih realistis dibandingkan

teknik RMS. Hal ini dikarenakan setiap negara pasti mempunyai prioritas yang

berbeda terhadap penilaian ketahanan energi, sehingga bobot tiap indikator

elemen ketahanan energi pasti berbeda pula. Kelemahan teknik ini adalah adanya

unsur subyektivitas karena pembobotan dilakukan dengan metode pair-wise comparison yang melibatkan survei terhadap para ahli. Walaupun melibatkan

pendapat para ahli dalam memberikan bobot elemen-elemen indikator, setidaknya

teknik ini berusaha memberikan teknik penentuan bobot prioritas yang transparan

dan mempunyai landasan statistik yang kuat.

193. Import dependency (E1)dijadikan sebagai elemen pertama (k=1) dari ESI, dan

mewakili dimensi physical energy security yaitu elemen availability dan

accessibility. Indikator ini mengukur sampai sejauh mana sebuah negara

tergantung kepada dunia internasional, dalam hal penyediaan energi dan

menggambarkan besarnya persentase penyediaan energi primer yang berasal dari

import terhadap total penyediaan energi primer, dengan indikator relatifnya ej,k=1.

,1,

1,

1,

kj

kj

kjTPEC

EI

nconsumptioenergyprimarytotal

importenergyprimarytotalE

194. Semakin tinggi Indonesia mengkonsumsi energi primer yang berasal dari

impor, maka semakin tinggi pula peluang Indonesia untuk terpapar risiko

gangguan pasokan energi. Risiko gangguan ini dapat berupa kenaikan/volatilitas

harga energi dunia, gangguan pasokan/transportasi, ataupun gangguan bencana

alam. Semakin tinggi persentase energi yang berasal dari impor (E1) maka semakin

rendah tingkat ketahanan energinya begitu juga sebaliknya. Nilai yang mendekati

nol menunjukkan bahwa skenario sangat bergantung terhadap impor sehingga

skenario tersebut paling rendah tingkat ketahanan energinya dibanding skenario

yang lain. Sebaliknya nilai mendekati 1 menunjukkan bahwa suatu negara dapat

memenuhi kebutuhan energinya dari sumber indigenous (dalam negeri), sehingga

kondisi tersebut paling tinggi tingkat ketahanan energinya dibanding dengan

97

skenario yang lain.

195. Concentration of primary energy sources weighted by a share of net import (E2) merupakan modifikasi setiap sumber energi yang didapat dari impor. Indikator

ini menggambarkan tingkat diversifikasi sumber-sumber energi primer yang

digunakan. '

2, 1 NDE kj

di mana ,)ln(' iii ppcD

dan ,

ln

'

max'

''

T

D

D

DND

Persamaan di atas digunakan untuk menghitung indikator, dimana ND’ adalah

Shannon’s indeks hasil normalisasi dengan pembobotan terhadap persentase impor

energi untuk tiap jenis sumber energi primer, ci = 1-mi adalah bobot yang

menyatakan persentase tiap sumber energi i yang berasal dari indigenous, dan mi

adalah persentase sumber energi jenis i yang diperoleh dari impor. T adalah jumlah

total energi primer yang digunakan pada sistem penyediaan energi.

196. Indeks hasil normalisasi dengan pembobotan terhadap persentase impor

energi untuk tiap jenis sumber energi primer adalah bobot yang menyatakan

persentase tiap sumber energi yang berasal dari indigenous/dalam negeri, dan

persentase sumber energi jenis yang diperoleh dari impor. Indikator ini pada

dasarnya menggambarkan tingkat terkonsentrasinya sumber energi primer suatu

sistem penyediaan energi. Nilai indikator absolut Ej,k=2 akan berkurang seiring

dengan bertambahnya jumlah energi primer dan/atau bertambah seimbangnya

persentase masingenergi primer yang digunakan pada sistem tersebut. Nilai

indikator realtif ej,k=2 mendekati nol menunjukkan bahwa tingginya tingkat

terkonsentrasinya sumber energi primer tertentu, berarti kondisi paling rendah

tingkat ketahanan energinya.

197. Overall system cost (E3) mewakili dimensi ekonomi dari ketahanan energi,

dan merupakan indikator elemen ketiga (k=3) dari ESI. Untuk skenario dengan

Demand Side Management (DSM), total biaya yang dimaksud termasuk biaya

tambahan untuk DSM tersebut. Indeks overall system cost untuk skenario

didefinisikan sebagai Ej,k=3 sedangkan indikator relatifnya adalah ej,k=3. Total biaya

penyediaan energi yang murah menunjukkan kondisi mempunyai tingkat

ketahanan energi yang tinggi, begitu juga sebaliknya. Nilai ej,k=3 mendekati nol

menunjukkan bahwa biaya penyediaan energi untuk skenario paling mahal

diantara skenario yang lain ini berarti skenariopaling rendah tingkat ketahanan

energinya.

198. Primary energy supply per GDP (E4) mewakili dua dimensi ketahanan energi

sekaligus, yaitu economic energy security dan technology development. Indikator

ini merupakan indikator keempat (k=4) dari ESI, dan menggambarkan keefektifan

penggunaan energi primer untuk menggerakkan perekonomian, seperti

digambarkan dalam persamaan di bawah ini. Nilai Ej,k=4yang tinggi menunjukkan

ekonomi skenario boros dalam mengunakan energi, dan merupakan kondisi dengan

ketahanan energi rendah.

98

GDP

plyenergyprimarytotalE kj

sup4,

199. Emisi CO2 (E5) mewakili dimensi environmental sustainability dan

acceptability. Total emisi CO2 yang dihasilkan sebuah sistem penyediaan energi

digunakan sebagai elemen kelima (k=5) dari ESI. Nilai yang mendekati nol

menunjukkan skenario yang paling tidak ramah lingkungan sehingga paling

rendah tingkat ketahanan energinya,

1.7.1.2 Ketahanan Energi Indonesia

200. 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

201. 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”.

99

202. Dari sisi konsentrasi terhadap jenis energi tertentu atau tingkat

diversifikasinya, 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.

203. 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.

204. 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.

205. 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).

1.7.2 Energi Bersih

206. 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.

1.7.2.1 Indikator Energi Bersih

207. 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:

100

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 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.

208. 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.

209. 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.

210. 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.

211. Walaupun CO2 merupakan emisi GHG terbanyak diantara GHGs yang lain,

emisi GHG yang lain tidak dapat diabaikan, karena walaupun total emisinya

sangat 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 31 berikut ini. Indikator ini dinyatakan dalam satuan kg CO2 eq.

101

Tabel 31 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.

212. 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 32 berikut ini. Indikator ini

dinyatakan dalam satuan kg C2H4 eq.

Tabel 32 Faktor Kesetaraan POCP

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.

213. 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 33 berikut ini. Indikator ini dinyatakan dalam

satuan kg SO2 eq.

102

Tabel 33 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.

214. 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.

1.7.2.2 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 30 Skor CEI Indonesia dan Grafik Nilai Indikator Relatifnya Tahun

2007-2011

215. 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”

103

adalah pada tahun 2008.

216. 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 ditinjau dari emisi pembentuk kabut asap atau Photochemical Ozone Creation Potential (POCP), Indonesia paling bersih pada 2008.

217. 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).

1.8 Penyiapan dan Pasokan Energi

218. Bagaimana cara memenuhi kebutuhan energi? Dengan melihat kebutuhan

energi yang semakin meningkat, diperlukan penyempurnaan kebijakan terutama

yeng berkaitan dengan kebijakan harga energi, infrastruktur energi dan

ekspor/impor. Kebijakan harga energi ditujukan guna memfasilitas pengguaan

beberapa jenis energi yang jumlah nya cukup banyak tersedia di dalam negeri,

seperti gas alam dan batubara, serta pemanfaatan energi baru dan terbarukan.

1.8.1 Kebijakan Harga Energi

1.8.1.1 Harga BBM

219. 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.

220. 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 Rp4.500,- per liter menjadi

Rp6.500,- dan solar dari Rp4.500,- menjadi Rp5.500,-.

104

Tabel 34 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

221. 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.

222. 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.

223. 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.

105

Gambar 31 Volume BBM Bersubsidi (2008-2013)

224. 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 32 Besaran Subsidi BBM dan Listrik (2008-2013)

225. 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

106

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.

1.8.1.2 Harga Gas

226. 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.

227. 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.

228. 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 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.

229. Harga gas konsumen yang dijual oleh PGN relatif rendah dibandingkan

dengan jenis energi kompetitornya. Gambar Gambar 33 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.

107

Gambar 33 Harga Jual Gas Konsumen dari PGN dan Harga Energi Lainnya yang

Merupakan Kompetitor Gas (2013)

230. 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 34 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 34 Harga Rata-rata Gas Domestik dan Ekspor (2012)

108

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)

Gambar 35 Komponen Harga Gas untuk Sektor Transportasi

231. 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.’

232. 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.

233. 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

109

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.

234. Dalam tahun-tahun kedepan, harga gas dalam negeri perlu mengacu kepada

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( )

235. 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.

110

Gambar 36 Harga Patokan Gas Dalam Negeri (2000-2013)

236. Gambar 36 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.

237. 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, 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.

111

1.8.1.3 Harga Panas Bumi

238. 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.

239. 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.

240. 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. Gambar 37 memperlihatkan harga listrik panas bumi

yang diberlakukan dengan menggunakan skema feed-in tariff.

Gambar 37 Harga Listrik Panas Bumi dengan Skema Feed-In Tariff

241. Gambar 38 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

112

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 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 38 Harga Listrik Panas Bumi untuk Beberapa Lapangan Panas Bumi

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

242. 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.

243. 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 panas bumi dengan suhu menengah. Kandngan air dari

reservoir suhu rendah relatif cukup banyak sehingga dibutuhkan fasilitas yang

lebih ‘lengkap’ untuk membuat uap panas.

113

244. 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.

245. 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.

246. 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 feed-tariff dan subsidi listrik

panas bumi mensyaratkan adanya informasi yang cukup untuk menjadi basis

penentuan feed-in tarif dan subsidi.

1.8.1.4 Harga Listrik

247. 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).

114

248. 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.

249. 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.

250. 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 dilakukan oleh Pemerintah pusat yang

biasanya diatur dalam Perpres atau Kepres.

251. 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.

252. 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).

253. 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

115

No. 7 tahun 2010 tanggal 7 Februari 2011.

Tabel 35 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)

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


665 T (Traksi)

595 C (Curah)

1450 L (Layanan Khusus)

1 Januari - 1

Oktober 2013

(Naik bertahap per

tiga bulan dari

Januari - Oktober)

Permen No. 30

Tahun 2012

325-900 Hanya pelanggan S2


535-1352 B1-B2 (Bisnis)

485-1112 I1 (Industri), Pengecualian

kepada pelanggan I2-I4


411-808 T (Traksi)

611-707 C (Curah)

1500-1650 L (Layanan Khusus)

116

254. 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.

255. 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 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.

256. 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.

257. 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.

258. 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

117

listrik. Berikut adalah perkembangan subsidi listrik dari tahun 2000 – 20136.

Tabel 36 Perkembangan Subsidi Listrik dari Tahun 2000 – 2013

Tahun 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 *2013

Jumlah

(Triliun) 8,90 30,39 33,07 83,90 49,54 57,60 90,44 64,97 80,93

Sumber: Nota Keuangan 2013 Kementerian *alokasi APBN

259. 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).

260. 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.

261. 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.

1.8.1.5 Harga Batubara

262. 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

6 KESDM, Memoir Akhir Jabatan Menteri ESDM 2000 – 2009 dan nota keuangan 2012

118

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.

263. Indeks harga batubara sebagaimana dimaksud di atas, terdiri atas indeks

harga batubara:

a. Steam (thermal), indeks harga batubara yang diterbitkan

- Indonesian Coal Index/Argus Coalindo;

- Indeks New Castle, Australia;

- Indeks Platts; dan

- Global Coal New Castle Index.

b. Coking (metallurgical), indeks yang diterbitkan oleh:

- Platts, dan

- Energy Publishing.

264. 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)

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)

265. Harga Patokan Batubara utama ditetapkan dengan formula yang di

dalamnya mengandung variabel:

a. Harga Batubara Acuan steam (thermal);

b. Nilai Kalor Batubara (calorific value);

119

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:

a. Harga Patokan Batubara Hard Coking

b. Harga Patokan Batubara Semi Soft Coking

c. Harga Patokan Batubara Pulverised Coal Injenction

266. Secara lengkap, jenis batubara utama dan jenis batubara lainnya beserta

formula harga patokan batubara steam (thermal) dapat dilihat pada Tabel 37.

Sementara perkembangan harga batubara dari tahun 2009 sejak HPB ini

diluncurkan sampai Desember 2013 dapat dilihat pada Gambar 39.

120

Tabel 37 Jenis dan Formula Harga Patokan Batubara

N o 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 1 * Pinang 6 1 5 0 ) - 5.2 8 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


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

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

35 PT. Kaltim Prima Coal Pinang 5 9 0 0 (0.9 0 1 5 * Pinang 6 1 5 0 ) - 0.3 4 7


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 6 * Indominco IM_East) - 3.4 2 9

39 PT. Teguh Sinar Abadi TSA coal (0.9 9 3 9 * Indominco IM_East) - 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 0 * Indominco IM_East) + 1.0 4 0

42 PT. Kaltim Prima Coal Pinang 5 7 0 0 (0.9 8 1 8 * Indominco IM _ E ast ) + 4.4 5 4

43 PT. Arutmin Indonesia Arutmin A 5 7 0 0 (1.0 7 8 8 * Indominco IM_East) - 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 3 * Indominco IM_East) + 2.1 0 7

46 PT. Kaltim Prima Coal Pinang 5 5 0 0 (0.9 2 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 1 5 * Melawan Coal) - 1.3 7 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

121

N o Perusahaan Nama Dagang Formula

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

54 PT. Arutmin Indonesia Arutmin A 5 0 0 0 (1.0 4 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

267. Formula Harga Patokan Batubara Coking (Metallurgical) mengikuti

ketentuan sebagai berikut :

a. Harga Patokan Batubara Hard Coking 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 Publishing

[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 - Platts

[USD/ton]

PO = Semi-soft Coking Coal Poland - Platts

[USD/ton]

122

Gambar 39 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)

123

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]

268. 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.

269. 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.

270. 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.

271. 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.

272. 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 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.

273. 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)

124

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.

1.8.1.6 Harga Energi Baru Terbarukan

274. 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.

275. 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 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 .

276. Dari hasil audit tahun anggaran 2012 diketahui bahwa biaya pokok produksi

bioethanol berada di kisaran Rp. 7000 – 8000 per liter.

1.8.2 Kebijakan Pembangunan Infrastruktur Energi

277. 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.

125

1.8.2.1 Infrastruktur BBM

278. 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 38 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%

Diesel 4,24 1,63 5,95 5,39 0,97 0,17 18,34 25,5 (7,16) 72%

Gambar 40 Kilang Pertamina dan Kapasitas Produksinya

279. 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.

126

280. 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.

281. Berdasarkan data dari PT (Pertamina) Persero, supply dan demand gasoline

dapat digambarkan sebagai berikut:

Gambar 41 Penyediaan dan Permintaan Gasoline

282. 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.

127

Gambar 42 Penyediaan dan Permintaan Diesel

1.8.2.2 Infrastruktur Gas

283. 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 43). 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.

128

Gambar 43 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario BAU

284. 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.

285. Skenario berorientasi ekspor menunjukkan bahwa permintaan domestik

mengalami penurunan (Gambar 44). 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.

286. 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 45). Permintaan domestik dapat dipenuhi oleh suplai gas domestik hingga

2056.

129

Gambar 44 Proyeksi Penyediaan dan Permintaan Gas Berdasarkan Skenario

Berorientasi Ekspor


Produksi Tinggi

287. Skenario permintaan domestik yang tinggi atau skenario berorientasi

domestik menunjukkan bahwa hingga tahun 2025, pendorong utama permintaan

domestik adalah industri lainnya (Gambar 46). Setelah tahun 2025, pendorong

utama adalah pembangkit listrik, yang tumbuh pada tingkat yang sangat tinggi,

130

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.


Berorientasi Domestik

Permintaan Gas Domestik yang Tidak Terpenuhi dan Tahun Pertama Impor

288. 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).

289. Gambar 47 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.

131

Gambar 47 Proyeksi Permintaan Domestik Belum Terpenuhi

290. 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

48 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.

Gambar 48 Proyeksi Neraca Permintaan dan Suplai Hingga 2070 (Skenario BAU)

Neraca Suplai-Permintaan Gas Tingkat Regional

291. Gambar 49 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

132

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.

292. Gambar 50 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.

293. 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.

294. Gambar 51 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.

133

Gambar 49 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan BAU

134

Gambar 50 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan Skenario Berorientasi Ekspor

135

Gambar 51 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan Skenario Produksi Tinggi

136

295. 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.

296. Gambar 52 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.

297. 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.

Kebutuhan Infrastruktur di Seluruh Wilayah

298. Dalam skenario BAU, bagan yang terdapat pada Gambar 53 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.

137

Gambar 52 Proyeksi Neraca Suplai-Permintaan Regional Berdasarkan Skenario Berorientasi Domestik

138

Gambar 53 Neraca Suplai-Permintaan di Seluruh Wilayah berdasarkan Skenario

BAU

299. 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.

300. 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.

301. 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 terpenuhi ada. Ini berarti bahwa

lebih banyak pilihan infrastruktur yang diusulkan. Pilihan infrastruktur baru yang

termasuk dalam skenario ini (Gambar 54) dan yang tidak termasuk dalam BAU

dan skenario ekspor adalah:

139

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.


Produksi Tinggi

302. 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 memiliki kapasitas cadangan (Gambar 55).

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.

140


Domestik

Rekomendasi Pembangunan Infrastruktur Gas

303. 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.

304. 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 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

305. 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.

141

Ketersediaan fasilitas ini juga harus berkontribusi besar untuk memasok

keamanan dan manajemen beban operasional.

306. 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).

307. 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.

308. 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.

b. Fasilitas regasifikasi LNG di Jawa

309. 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 regasifikasi 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.

310. Total kapasitas regasifikasi yang diperlukan di Jawa diperkirakan 900 Bcf/y

142

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.

311. 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.

c. Gas dari lapangan Natuna Timur.

312. 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

313. 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.

143

1.8.2.3 Infrastruktur Listrik

Tabel 39 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

144

314. 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.

315. 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.

316. 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 39).

317. Rencana pengembangan sistem penyaluran mencapai 122.331 MCA untuk

pengembangan gardu induk serta 55.234 kms pengembangan jaringan transmisi.

Tabel 40 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

318. 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 41 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

145

319. 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 sewa pembangkit. Pada tahun 2011, sewa

pembangkit mencapai 3.031 MW.

Tabel 42 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

146

2 Pertambangan

2.1 Pendahuluan

320. 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.

321. 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.

322. 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 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.

323. 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

147

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..

324. 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.

325. 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.

2.2 Review RPJMN 2010-2014

2.2.1 Perkembangan Sektor Pertambangan Mineral dan Batubara

326. 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 optimalisasi peningkatan nilai tambah,

menjamin ketersediaan bahan baku industri dalam negeri, membantu penyerapan

tenaga kerja dan peningkatan penerimaan negara.

327. 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)

148

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 43 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

328. 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 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.

149

Gambar 56 Produksi Batubara 2009-2013

329. 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.

Tabel 44 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


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

150

Tabel 45 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


330. 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 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.

331. 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.

332. 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 46.

151

Tabel 46 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

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


333. 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 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

152

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 47 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

334. 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), 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.

335. 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.

336. 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 48).

153

Tabel 48 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

337. 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.

338. 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 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.

2.2.2 Pertumbuhan PDB dan Industri Pengolahan

339. 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.

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

Gambar 57 Pertumbuhan Industri Pengolahan dibandingkan dengan Pertumbuhan

PDB (2001-2013)

340. 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.

154

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(%)

Gambar 58 Kontribusi Sektor Industri Pengolahan terhadap Pertumbuhan PDB

(2001-2013)

341. Ekspor komoditi non-migas didominasi oleh produk tambang. Dalam tiga

tahun terakhir terjadi peningkatan ekspor komoditi tambang yang luar biasa.

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

Gambar 59 Ekspor Komoditi Baerbasis Sumber Daya Alam (Pertanian, Indsutri,

dan Tambang)

342. Sebagian besar ekspor Indonesia merupakan komoditas. Proporsi ekspor

komoditas terlihat meningkat, di mana sejak tahun 2011 kontribusinya mencapai

lebih dari 50 persen.

155

Tabel 49 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%

343. 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 50 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

Logam 1.338,5 1.388,3 3,7% 4,4% 3,7%

74 Tembaga 457,8 423,1 -7,6% 11,8% 1,1%

80 Timah 646,7 657,0 1,6% 22,4% 1,8%

156

Tabel 51 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%

2.3 Permasalahan dan Isu Strategis

344. 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.

345. 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.

346. 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.

347. Permasalahan pertambangan rakyat menjadi permasalahan tersendiri

walaupun sudah diatur dalam UU No. 4 tahun 2009 dan PP No. 23 tahun 2010

tentang 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

157

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.

348. 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.

349. 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

pengembangan keterkaitan usaha pertambangan dengan sektor industri secara

efisien.

350. 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.

351. 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

158

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.

2.4 Kebijakan Bidang Mineral dan Pertambangan

352. 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.

353. 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 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.

354. 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

159

Pertambangan (IUP); dan (5) Pengaturan produksi batubara/mineral dan

pemenuhan pasokan batubara untuk keperluan dalam negeri (Domestic Market Obligation/DMO).

355. 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.

356. Beberapa kebijakan dan strategi yang akan dilakukan diarahakan untuk: (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 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.

357. 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.

160

358. 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 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.

2.5 Tantangan

359. 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.

360. 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.

361. 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 rehabilitasi kawasan bekas tambang; dan (iv) mitigasi,

pengembangan teknologi, dan fasilitasi dalam rangka penetapan langkah-langkah

penanggulangan krisis energi dan bencana geologi.

362. Prioritas Peningkatan Pengelolaan Sumber Daya Mineral dan Pertambangan

diuraikan dalam 2 (dua) fokus yaitu (i) peningkatan produksi dan nilai tambah

161

produk pertambangan mineral dan batubara; dan (ii) pengurangan dampak negatif

akibat kegiatan pertambangan dan bencana geologi.

2.6 Pengkajian dan Pemikiran ke Depan

2.6.1 Kebijakan Peningkatan Nilai Tambah

363. Nilai tambah sektor mineral dan batubara (minerba) Indonesia umumnya

berupa penerimaan negara dan daya dukung untuk sektor lainnya di

perekonomian nasional.

364. 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).

365. 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.

366. Dilihat dari sisi penerimaan negara, kegiatan ekstraksi dan eksploitasi

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).

367. 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.

162

368. 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.

369. 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.

370. 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 multiplier) dan pada gilirannya akan

mendorong peningkatan pendapatan rumah tangga (income multiplier).

371. 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).

372. 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

163

kebijakan pengendalian ekspor bahan mentah minerba akan mampu

memperpanjang rantai nilai domestik sehingga berdampak positif bagi

perekonomian.

373. 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 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.

374. Terkait dengan hilirisasi sector 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.

2.6.1.1 Dampak Pembatasan Ekspor Pajak

375. 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.

Gambar 60 Dampak Pajak Ekspor Bagi Negara Pengekspor - Kasus Negara Kecil

Sumber: Suranovic (2012)

376. Sebelum diberlakukannya pajak ekspor, harga dunia adalah Pw, di atas harga

164

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.

377. 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.

378. 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.

Gambar 61 Dampak Pajak Ekspor Bagi Negara Pengekspor – Kasus Negara Besar

Sumber: Suranovic, 2012

379. 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

165

kemakmuran Negara adalah keseluruhan negara menanggung kerugian sebesar

+c-f-h.

Tabel 52 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

380. 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.

381. 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 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.

2.6.1.2 Komoditas Unggulan Indonesia

Tembaga

382. 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.

383. 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 53 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

166

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 53 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

Sumber: Presentasi APKABEL (Asosiasi Pengusaha Kabel) pada seri FGD Minerba, 14

Agustus 2012

384. 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.

Gambar 62 Sumber daya, Cadangan, Produksi, Smelter, dan Rencana

Pembangunan Smelter Tembaga di Indonesia (Sumber: Kementerian ESDM, 2012)

385. 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

167

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.

386. 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.

387. 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.

388. 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.

389. 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 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.

168

390. 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.

391. 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 54.

Tabel 54 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.

392. 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 pada Tabel 55.

169

Tabel 55 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


393. 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 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.

170

Tabel 56 Volume Impor Produk Tembaga

Tahun I m p o r Te m b a g a S e s u a i K o d e S I T C ( To 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

Sumber: StatistikPerdaganganLuarNegeri, BPS, 2000-2011, diolah.

394. Perbandingan nilai ekspor dan impor produk tembaga dan turunannya pada

Gambar 63 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.

Gambar 63 Nilai Total Ekspor dan Impor Produk Tembaga dan Turunannya (Ribu

USD) (Sumber: Statistik Perdagangan Luar Negeri, BPS, 2000-2011, diolah)

171

Tabel 57 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


395. 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. Tabel 57 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 58 secara konsisten menunjukkan volume

neraca perdagangan defisit dimana volume impor lebih tinggi daripada ekspor

untuk tiga produk hilir dan satu produk hulu tersebut.

172

Tabel 58 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

396. 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 sampai 4 persen,

tergantung dari kualitas bijih nikelnya.

397. 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.

173

Gambar 64 Sumber Daya, Cadangan, Smelter dan Rencana Pengembangan Nikel

Indonesia (Sumber: Kementerian ESDM, 2012)

398. 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 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.

399. 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 65 Produksi laterite ore

tumbuh rata-rata 13 persen per tahun sedangkan rata-rata pertumbuhan

produksi nickel matte yaitu -3 persen per tahun.

174

Catatan: **) Merupakan hasil produksi smelter Soroako yang diekspor

ke Jepang dan mengandung 78 persen nikel.

Gambar 65 Produksi Ore Laterite dan Nickel Matte Indonesia, 2006-2009 (Sumber: Mineral Year Book, 2009)

400. 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.

401. 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.

402. Indonesia merupakan eksportir bijih nikel yang besar dengan kenaikan per

tahun yang tinggi. Ekspor bijih nikel (kode SITC 2841) pada Gambar 66

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. 11 Tahun 2012 sebagai aturan untuk membatasi

ekspor mineral dalam bentuk mentah.

175

Gambar 66 Volume Ekspor Total Bijih Nikel (Ton)

(Sumber: Statistik Perdagangan Luar Negeri, BPS, 2000-2011, diolah.)

403. Indonesia juga mengekspor nikel dalam bentuk olahan yang berasal dari

smelter (kode SITC 2842) yang besarnya berfluktuasi seperti yang ditampilkan

dalam Tabel 59. 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 59 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


404. 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.

176

Tabel 60 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

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


405. 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 61 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

and tube or pipe

fiftings

(0,8) 1,1 (0,2) 0,6 (2,2) (2,8) 3,3 (0,8) (1,9) (1,5) 3,4)

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

406. 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.

177

407. 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 62 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

2.6.2 Rencana Pengembangan Industri Manufaktur

408. 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.

2.6.2.1 Industri Baja

409. Berdasarkan Klasifikasi Baku Lapangan Usaha Indonesia (KBLI) Industri

Logam. Dasar Besi dan Baja termasuk dalam kode 2710 yang terdiri dari:

178

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.

Gambar 67 Pohon Industri Baja

(Sumber: Peraturan Presiden No.28 Tahun 2008)

410. Selanjutnya, struktur industri baja nasional tersebut dapat pula dibagi dalam

pengelompokan sebagaimana ditunjukkan dalam Tabel 63 berikut. Pengelompokan

tersebut diusulkan sebagai bentuk penyederhanaan dalam identifikasi kondisi

masing-masing tahapan proses.

179

Tabel 63 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/

Sitting

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

1. Kelompok Industri Hulu

a. Pertambangan

411. 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

412. 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.

413. 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.

414. 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.

415. 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.

180

2. Kelompok Industri Antara 1: Pembuatan Baja Kasar (Crude Steel)

416. 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 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

417. 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

418. 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

419. Kelompok ini merupakan konsumen paling bervariasi dari industri baja.

Berbagai industri pemakai diantaranya industri pembuatan baja batangan, profil,

baja konstruksi, kawat, paku, mur/baut.

420. 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 perkapalan, pipa migas, konstruksi, otomotif, kemasan dan peralatan

rumah tangga.

421. 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,

181

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.

422. Gambar 6.8 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.

Gambar 68 Road Map Industri Baja

(Sumber: Pengembangan Klaster Industri Prioritas Basis Industri Manufaktur Tahun

2010 - 2014)

423. 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

182

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 64 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

Tahap 1 (2006-2010) Tahap 2 (2011-2015) Tahap 3 (2016-2020)

Suporting Memperjelas kemampuan

pasar baik pasar domestik

maupun pasar impor/ekspor

Menghilangkan

bentuk-bentuk penyimpangan

dalam bentuk pajak

Meningkatkan kebijakan

perdagangan serta promosi

Menciptakan pasar konsumsi

yang kondusif dan

pembangunan yang

mengkonsumsi baja secara

iteratif

Penciptaan kondisi yang

kondusif untuk

mengakomodasi

kecenderungan global juga

perlu diusahakan

diantaranya

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

2.6.2.2 Industri Semen

424. 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;

183

Bersifat padat (bulky) dalam volume besar sehingga biaya transportasi tinggi.

425. 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).

426. 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;

3. Standar Nasional Indonesia (SNI) untuk semen telah direvisi dan akan

dinotifikasikan ke Sekretariat WTO bidang standardisasi untuk diberlakukan

secara wajib.

Tabel 65 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

427. 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.

428. 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.

429. Untuk mencapai visi dan melaksanakan arah kebijakan tersebut di atas,

strategi kebijakan pengembangan industri semen yang ditetapkan adalah:

184

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

perekayasaan pengembangan industri semen.

430. 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.

431. 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

432. 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 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.

185

Tabel 66 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

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

SDM :

a. Meningkatkan kemampuan kompetensi SDM

dibidang rekayasa dan pabrikasi melalui

pendidikan dan pelatihan

b. Melaksanakan pelatihan system menajemen

mutu 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

2.6.2.3 Industri Keramik

433. 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

186

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.

434. Industri keramik memiliki karakteristik sebagai berikut:

a. Padat energi

b. Padat karya

c. Penggunaan bahan baku tambang yang tidak dapat diperbaharui.

435. Industri keramik dapat dikelompokkan ke dalam tiga kelompok yaitu

kelompok industri hulu, kelompok industri antara, dan kelompok industri hilir.

1. Kelompok Industri Hulu

436. 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 67 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

437. Kelompok industri antara meliputi industri pembuatan bahan baku body

keramik, bahan pewarna, frits dan glasir.

3. Kelompok Industri Hilir

438. 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.

187

Tabel 68 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 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 Sumber: Roadmap Industri Keramik Tahun 2009

439. 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.

440. 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.

441. 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.

442. 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;

3. Tersedianya industri bahan baku keramik yang sesuai dengan kebutuhan.

443. 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,

188

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.

444. 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.

445. 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.

446. Untuk mencapai visi dan misi pengembangan industri keramik, ditetapkan

program/rencana aksi, yaitu:

A. Rencana Aksi Jangka Pendek (2010 - 2015)

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

189

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.

447. 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 69 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


Daerah 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


Daerah 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

190

(2015-2025)

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

Sumber: Roadmap Industri Keramik Tahun 2009

2.6.3 Kontribusi Sektor Energi dan Pertambangan terhadap PDB

448. 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 70).

449. 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 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).

191

Tabel 70 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.

450. 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.

451. 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).

452. 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?

192

Gambar 69 Konsumsi Energi Final Berdasarkan Sektor Tahun 2006-2010 (BOE) (Sumber: Handbook of Energy & Economic Statistics of Indonesia 2011)

453. 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.

454. 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).

193

455. 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.

456. Model yang telah dibangun sebanyak 9 blok atau persamaan sebelumnya

seperti 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).

457. 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.

458. 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.

459. 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.

460. Dalam perhitungan ini, sektor pertambangan dan penggalian di bagi ke

dalam tiga sektor yaitu sektor Minyak dan Gas Bumi, sektor Pertambangan Bukan

194

Migas dan sektor Penggalian Lainnya. Dari ketiga disagregasi sektor tersebut,

terlihat bahwa sektor 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.

461. 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.

462. 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.

463. 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.

464. 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.

465. 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 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.

195

466. 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.

196

3 Energi Hijau

3.1 Pembangunan Berkelanjutan

3.1.1 Konsep dan Prinsip Pembangunan Berkelanjutan

467. 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.

468. 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.

469. 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 ekonomi dan perlindungan

lingkungan.

470. 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

197

dihadapi untuk mencapai pembangunan berkelanjutan adalah bagaimana

memperbaiki kehancuran lingkungan tanpa mengorbankan kebutuhan

pembangunan ekonomi dan keadilan sosial.

471. 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.

472. 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.

3.1.2 Ekonomi Hijau (Green Economy)

473. 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

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.

474. 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.

475. Seperti halnya konsep pembangunan berkelanjutan, setiap negara memiliki

persepsi masing-masing dalam mendefinisikan konsep ekonomi hijau. Pada

198

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.”

476. 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.

477. Menurut UNEP (2011) ada tiga prinsip utama green economy yang dapat

dijadikan pilar utama yaitu low carbon (rendah karbon), resource efficient (efisiensi

sumberdaya), dan socially inclusive (inklusif sosial). UNEP memfokuskan

pengembangan transisi menuju ekonomi hijau pada 11 sektor/bidang.

Gambar 70 Sebelas Sektor Fokus Pengembangan Transisi Ekonomi Hijau

478. 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

199

digunakan.

Gambar 71 Perbandingan PDB Konvensional dan PDB Hijau Indonesia

3.1.3 Rencana Aksi Nasional Penurunan Emisi Gas Rumah Kaca

479. 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.

480. 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.

481. 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 hijau dan pembangunan berkelanjutan.

482. 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

200

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 71 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

483. 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,

dan ramah lingkungan

484. 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.

201

3.2 Energi Hijau

485. 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.

3.2.1 “Kehijauan” Sektor Energi di Indonesia

486. 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 72 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 72 Perbandingan Pola Hubungan Konsumsi Energi dan Emisi CO2 untuk

Lima Negara Berkembang

487. Dari Gambar 72, 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 73), termasuk menjadi sepertiga sumber energi

pada industri baja dan konstruksi.

202

Gambar 73 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Cina

488. Di samping pola Cina dan Indonesia, pada Gambar 72 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.

489. 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.

490. Sebagai pembanding, proporsi bauran sumber energi pembangkit listrik di

Thailand, Turki, dan Brazil adalah seperti pada Gambar 74 - Gambar 76. 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.

203

Gambar 74 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Thailand

Gambar 75 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Turki

491. 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.

492. 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

204

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 yang dilakukan saat ini.

Gambar 76 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Brazil

493. 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.

Gambar 77 Target Bauran Energi 2025 dan Potensi Emisi Relatif Sumber Energi

205

Gambar 78 Proyeksi Emisi CO2 dari Penggunaan Bahan Bakar Fosil di Indonesia

494. Gambar 78 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 79 terlihat bahwa

diperkirakan bahan bakar fosil, terutama batubara, masih akan mendominasi

komposisi bauran sumber energi pembangkit listrik hingga tahun 2025.

Gambar 79 Komposisi Bauran Sumber Energi Pembangkit Listrik di Indonesia

495. 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)

206

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.

3.2.2 Insentif Harga dan Pengelolaan Permintaan

496. 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 80.

Sumber: GTZ for 2000-2010; World Bank (2012), US EIA, and AA for 2012

Gambar 80 Klasifikasi Harga Eceran Aktual Energi dalam Interval Dua Tahun

Sumber: GTZ for 2000-2010; World Bank (2012), US EIA, and AA for 2012

Gambar 81 Perbandingan Harga Eceran Gasoline dan Diesel di Beberapa Negara

Tahun 2000-2012

497. 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

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

207

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 81). Jika dibandingkan dengan negara-negara

lain, harga bahan bakar di Indonesia adalah 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.

498. 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 82.

Sumber: PLN

Dengan nilai tukar tahun 2011 (Rp. 8.736/US$), Sales 160 TWh, dan PSO Rp. 93 Triliun

Gambar 82 Kebijakan Harga Listrik Tahun 2011 per Kategori Tarif

499. 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:

a. Full pass-through.

b. Partial pass-through, baik secara discretionary maupun rule-based.

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).

208

500. 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.

501. Konsumsi gasoline memiliki kecenderungan untuk terus meningkat

sebanding dengan peningkatan PDB perkapita suatu negara. Gambar 83

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.

Sumber: Data dan Hasil Perhitungan Bank Dunia

Gambar 83 Konsumsi Gasoline per Kapita pada Tingkat PDB per Kapita yang

Berbeda-beda untuk Beberapa Negara Tahun 1986-2010

209

502. 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.

503. 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 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.

3.2.3 Trade-off dari Pilihan-pilihan Kebijakan

Gas Bumi: Untuk Transportasi (CNG) atau Pembangkit Listrik?

504. 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.

505. 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.

210

506. 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 84). 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:

a. Penetapan harga CNG yang lebih rendah (akan tetapi harus tetapi di atas

biaya pengadaannya); atau

b. 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 84 Trade-off antara CNG dan Gasoline di Indonesia pada Harga Tahun

2012

507. 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 72).

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 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.

211

Tabel 72 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

508. 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 73.

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$ 5,74/mmbtu lebih

menguatkan kesimpulan dari simulasi ini.

Tabel 73 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

509. 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 LNG sekalipun)

digunakan untuk mengkonversi/menggantikan pembangkit listrik tenaga diesel

212

daripada alokasi gas tersebut digunakan untuk transportasi (CNG).

Tabel 74 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

213

DAFTAR PUSTAKA

_____________. 2011. Handbook of Energy and Economic Statistic 2012. Pusat Data dan

Informasi, KESDM. Jakarta.

_____________. 2012. Handbook of Energy and Economic Statistic 2012. Pusat Data dan

Informasi, KESDM. Jakarta.

_____________. 2012. Draft Rencana Umum Kelistrikan Nasional (Versi 12 Oktober 2012).

Ditjen Ketenagalistrikan, KESDM. Jakarta.

_____________. 2012. Rencana Umum Penyediaan Tenaga Listrik 2012-2021. Perusahaan

Listrik Negara-PT PLN (Persero). Jakarta.

_____________. 2013. Nota Keuangan. Kementerian Keuangan. Jakarta.

_____________. 2009. Roadmap Industri Semen. Direktorat Jenderal Industri Agro dan

Kimia. Kementerian Perindustrian. Jakarta

_____________. 2009. Roadmap Industri Keramik. Kementerian Perindustrian. Jakarta

_____________. 2012. Draft Naskah Kebijakan Energi Nasional. Dewan Energi Nasional.

Jakarta

_____________. 2012. Roadmap EBTKE. Dirjen EBTKE, Kementerian ESDM. Jakarta

_____________. 2012. Statistik Perdagangan Luar Negeri. BPS. Jakarta

_____________. 2014. Energy Sector Policy Brief. Bappenas dan Bank Dunia. Jakarta

_____________. 2009. Buku 1 Pengembangan Klaster Industri Prioritas Basis Industri

Manufaktur 2010-2014. Kementerian Perindustrian. Jakarta

_____________. 2008. Buku Tarif Bea Masuk Indonesia Tahun 2008. Kementerian

Keuangan. Jakarta

Deendarlianto. 2013. Energy Modeling & Optimization Techniques in Markal Model.

Bahan Presentasi. Pusat Studi Energi, UGM. Yogyakarta.

Heaps, C. 2002. Integrated Energy-Environment Modelling And LEAP. Stockholm Environment Institute. Massachusetts. USA

Heaps, C. 2008. An introduction to LEAP. Stockholm Environment Institute. Massachusetts. USA

Heaps, C. 2012. Long-range Energy Alternatives Planning (LEAP) system. [Software version 2012.0055]. Stockholm Environment Institute. Massachusetts. USA.

Permana, Adhi. 2013. Perencanaan Energi Dengan Model Markal. Bahan Presentasi.

Pusat Teknologi Sumber Daya Energi, BPPT. Jakarta.

214

Purwanto, Widodo. 2013. Tinjauan Umum Pemodelan dan Analysis Kebijakan Energi

di Indonesia. Bahan Presentasi. Departemen Teknik Kimia, UI. Jakarta

Suranovic, Steve M. 2012. International Trade: Theory and Policy. Flat World

Knowledge. Inc.

www.esdm.go.id/statistik/data-sektor-esdm.html

www.iiee.or.id

www.iea.org/statistics/

www.energycommunity.org

http://www.esdm.go.id/statistik/data-sektor-esdm.html

http://www.iiee.or.id/

http://www.iea.org/statistics/

http://www.energycommunity.org/

background study rpjmn 2015-2019 - bappenas

Documents