News

Alokasi Gas Domestik Naik Tipis

JAKARTA (IFT) – Satuan Kerja Sementara Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SK Migas) meningkatkan alokasi gas untuk domestik tahun ini menjadi 50,95% dari alokasi gas domestik 2012 sebesar 49,47%. Hadi Prasetyo, Kepala Divisi Humas, Sekuriti, dan Formalitas SK Migas, mengatakan kenaikan alokasi gas domestik seiring meningkatnya target produksi gas tahun ini menjadi 7.890 juta kaki kubik per hari (mmscfd) dari 7.307 mmscfd pada 2012.

Jumlah alokasi gas ke domestik tahun ini mencapai 4.020 mmscfd, naik dari tahun lalu 3.615 mmscfd. Sementara ekspor mencapai 3.870 mmscfd, naik dari tahun lalu sebesar 3.692 mmscfd. "Peningkatan alokasi gas domestik juga lebih ke komitmen alokasinya (untuk memenuhi kebutuhan gas domestik)," ujarnya.

Berdasarkan data SK Migas, alokasi gas domestik tahun ini terbesar ditujukan ke industri, mencapai 10,75 triliun kaki kubik (tcf), selebihnya untuk kelistrikan 7,79 tcf dan pupuk 3,65 tcf. Jumlah alokasi tersebut setara 22,2 tcf, naik dari 2012 yang sebesar 21,52 tcf.

Pada 2012, alokasi gas domestik ditujukan untuk industri 10,34 tcf, kelistrikan 7,56 tcf, dan pupuk 3,61 tcf. Ini berarti, ada tambahan gas domestik sekitar 677 miliar kaki kubik (bcf), terdiri dari tambahan untuk industri 414 bcf, listrik 227 bcf, dan pupuk 36 bcf.

Dia mengatakan, harga rata-rata gas domestik sekitar US$ 5-US$ 6 per mmbtu, sementara harga gas untuk ekspor US$ 12 per mmbtu. "Peningkatan volume karena produksi gas alam cair (LNG) Tangguh sudah mulai dijual untuk domestik, untuk pupuk dan listrik, namun penjualannya melalui perusahaan yang mempunyai terminal penerima LNG," paparnya.

Peningkatan produksi gas antara lain didorong beberapa proyek lapangan gas yang akan mulai berproduksi tahun ini. Lapangan yang akan berproduksi tersebut antara lain Sumpal-Sumatera Selatan yang dikelola ConocoPhillips sebesar 155 mmscfd, lapangan Ruby-Kalimantan Selatan yang dikelola Pearl (100 mmscfd), lapangan Peciko 7B&Sisi Nubi 2B-Kalimantan Timur oleh Total E&P Indonesie (170 mmscfd), dan Peciko 7C-Kalimantan Timur oleh Total (120 mmscfd).

Hadi menambahkan, target lifting gas tahun ini 7.890 mmscfd atau sekitar 1,36 juta barel setara minyak per hari (boepd) dan berpotensi menghasilkan penerimaan US$ 24,22 miliar. Penerimaan negara diperkirakan US$ 12,11 miliar, biaya operasi yang dikembalikan pemerintah (cost recovery) US$ 5,99 miliar, dan penerimaan kontraktor US$ 6,12 miliar. "Itu dengan asumsi harga gas sekitar US$ 9,1 per mmbtu," jelasnya.

Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN) 2013 menetapkan lifting minyak 900 ribu barel per hari (bph) dan lifting gas 1,36 juta boepd atau total lifting sebesar 2,26 juta boepd. Penerimaan kotor dari lifting minyak diperkirakan US$ 32,85 miliar dengan asumsi harga minyak US$ 100 per barel.

Bagian penerimaan negara US$ 19,64 miliar, cost recovery US$ 9,55 miliar, dan penerimaan kontraktor US$ 3,66 miliar. Ini berarti, total penerimaan negara dari lifting migas US$ 31,75 miliar, cost recovery US$ 15,54 miliar, dan bagian kontraktor US$ 9,78 miliar.

Sementara investasi hulu migas pada rencana kerja dan anggaran atau work plan&budget (WP&B) 2013 ditetapkan US$ 26,24 miliar. Terdiri dari investasi untuk wilayah kerja produksi atau pengembangan US$ 23,39 miliar dan wilayah kerja eksplorasi US$ 2,84 miliar.

Konsumsi PLN

Suryadi Mardjoeki, Kepala Divisi BBM dan Gas PT PLN (Persero), menargetkan peningkatan konsumsi gas PLN tahun ini 385 tera British thermal unit (TBTU) dari proyeksi konsumsi 2012 sebesar 354 TBTU. Peningkatan dipicu kenaikan pasokan gas dari blok Gundih-Jawa Tengah sebesar 50-60 mmscfd juga pasokan LNG menjadi 26-27 kargo dari tahun lalu 13-14 kargo.

Pasokan LNG dari kilang Bontang-Kalimantan Timur 22 kargo dan kilang LNG Tangguh-Papua Barat dua kargo. Peningkatan konsumsi gas diperkirakan berimbas pada harga beli gas rata-rata perseroan yang diperkirakan naik menjadi US$ 9 per mmbtu dari tahun ini US$ 6,12 per mmbtu.

Peningkatan harga beli karena harga gas dari LNG untuk diregasifikasi kembali di unit penampungan dan regasifikasi LNG terapung (FSRU) Jawa Barat makin meningkat dan porsi LNG juga naik mencapai 25% dari total kebutuhan gas perseroan. Harga gas via FSRU Jawa Barat saat ini mencapai US$ 16 per mmbtu, lebih tinggi dari harga gas pipa domestik sekitar US$ 6 per mmbtu.