.webp)
Sejak awal PT PGN Tbk tidak ingin semua gas pipa yang dimilikinya saat ini mencapai kurang lebih 6.000 kilo meter (KM) berstatus open access.
"Dalam aturan open access tidak diharuskan, tetapi jika pemerintah bisa meminta untuk kebutuhan tertentu, jadi bukan harus open access tersebut," kata Direktur Utama PT PGN Hendi Priyo Santoso, di Rapat Dengar Pendapat di Komisi VII DPR, seperti dikutip Kamis (12/12/2013).
SCROLL TO CONTINUE WITH CONTENT
Sebagai contoh pipa dijalur Wampu-Belawan dengan panjang 37 km berstatus open acces dengan biaya toll fee US$ 0,40 per mscf, Grissik-Duri dengan panjang pipa 536 km dengan biaya toll fee US$ 0,47 per mscf, Grissik-Singapura panjang pipa 470 km dengan biaya tol fee US$ 0,74 per mscf.
Walau 33% atau kurang lebih 2.000 km pipa gas PGN berstatus open access namun PGN tidak menginginkan seluruh pipa yang dibangunnya open acces. Pasalnya jika itu terjadi maka akan menyebabkan rantai distribusi gas semakin panjang.
"Akan menambah rantai distribusi gas makin panjang, makin banyak trader yang justru tidak punya infrastruktur jaringan pipa dan tentu akan menaikan cost dalam distribusi gas sehingga ujung-ujungnya biaya tersebut akan ditanggungkan ke konsumen," ucap Hendi.
Hendi mencontohkan distribusi gas melalui pipa transmisi dengan skema open access antara Kangean Energi Indonesia (KEI) yang diangkut Pertagas untuk distribusikan ke konsumen dan PGN.
"Kontrak pengiriman gas sebesar 100 mmscfd (juta kaki kubik per hari), dalam pengiriman gas tersebut melalui 5 trader masing-masing 20 mmscfd baru ke konsumen dan PGN. Hal ini menyebabkan penambahan komponen harga, seperti penambahan toll fee Pertagas sebesar US$ 49 sen, margin Pertagas Niaga sebesar US$ 53 sen dan margin trader swasta US$ 60 sent," ungkap Hendi.
Hendi mengungkapkan PGN memiliki usulan dalam pengelolaan infrastruktur minyak dan gas bumi nasional. Untuk pengelolaan minyak mulai dari produksi minyak, alokasi BBM oleh BPH Migas diberikan kepada badan usaha yang memiliki kemampuan mendistribusi (yang dimaksud adalah Pertamina), karena Pertamina memiliki 68 SPBU yang dikelola sendiri, dan 4.959 SPBU yang dikelola swasta.
Sementara untuk pengelolaan gas bumi, PGN mengusulkan agar alokasi gas diberikan kepada Badan Usaha yang memiliki infrastruktur terintegritas transmisi dan distribusi berkomitment mengembang wilayah baru. Apalagi menurut Hendi , setelah 2007 PGN tidak lagi menerima alokasi pasokan atau kontrak gas baru yang signifikan.
"Dengan hanya 1.600 km pipa gas, sebaiknya Pertamina mengkonsolidasikan pengelolaan gas kepada PGN, karena dengan 6.000 km pipa gas yang dimiliki, membuktikan bahwa PGN mampu dan berkomitmen dalam pengembangan gas domestik," ulas Hendi.
Sementara dalam RDP yang sama, Direktur Utama PT Pertamina (Persero) Karen Agustiawan membantah jika penerapan open access akan menambah beban konsumen, khususnya harga Kangean Energi Indonesia ke Pertagas kemudian ke konsumen.
"Perlu dikoreksi, harga gas dari well head dari Kangean sebesar US$ 4,95 per mmbtu dengan skema open access tarif pipa (tol fee) US$ 0,85 per mmbtu sehingga harga gas ke Petro Kimia Gresik hanya US$ 5,80 per mmbtu, bandingkan dengan gas dari well head Santos di Jawa Timur sebesar US$ 5,6 per mmbtu + tol fee US$ 0,59 per mmbtu sehingga harga gasnya ke kawasan Industri Jatim dengan skema pipa dedicated hilir sebesar US$ 8,60 per mmbtu (lebih mahal) atau well head dari Pertamina EP dengan harga US$ 5,6 per mmbtu + tol fee US$ 0,57 per mmbtu harga sampai ke konsumen di Industri Jawa Barat sebesar US$ 9-11 per mmbtu (lebih mahal lagi)," jelas Karen. Dengan skema pipa open access membuktikan harga gas yang dinikmati konsumen jauh lebih murah.
Ditambahkan Direktur Gas Pertamina, Hari Karyuliarto, pada prinsipnya, pipa open access akan memberikan manfaat bagi pertumbuhan ekonomi dan peningkatan kesejahteraan masyarakat.
"Pipa open access memiliki banyak kelebihan yakni mendorong iklim persaingan usaha yang sehat, transparansi biaya dimana tarif ditentukan regulator (BPH Migas) dengan tetap menjamin keekonomian proyek, open access memberikan optimalisasi kapasitas pipa, sehingga menghindari duplikasi pembangunan infrastruktur sehingga tidak terutilitas maksimal, memberikan efisiensi dimana menjamin competitiveness industri hilir, dan mendukung program konversi BBM ke BBG," tutur Hari.
Ditambahkan Karen lagi untuk menyelesaikan polemik tersebut, dirinya memberikan beberapa usulan, seperti pemerintah menentukan dengan tegas ukuran pipa gas seperti apa yang ditetapkan sebagai pipa open access atau sebagai pipa dedicated hilir.
"Usulan saya kalau open access diameter pipanya lebih dari 8 inchi dengan tekanan lebih dari 16 bar, sedangkan untuk pipa dedicated hilir ukuran pipanya di bawah 8 inchi dengan tekanan di bawah 16 bar," ujarnya.
Karen mengusulkan BPH Migas dapat menunjuk atau menetapkan ruas transimisi tertentu dan wilayah jaringan distribusi tertentu untuk dibangun oleh BUMN gas atau anak perusahaan BUMN gas.
"Tentu kami berharap yang ditunjuk adalah badan usaha yang 100% secara langsung dan tidak langsung dimiliki negara," katanya.
Karen menegaskan BPH Migas meninjau kembali pemberian izin usaha niaga gas yang tidak memiliki infrastruktur, sehingga dapat menimalisasikan jumlah steakholder tambang yang dapar membebani harga jual gas kepada konsumen akhir.
"Selain itu tidak perlu dilakukan pembatasan jumlah Badan Usaha Pemegang Izin Usaha Niaga Gas yang dapat melaksanakan Kegiatan Usaha Niaga Gas Bumi melalui pipa pada wilayah niaga tertentu untuk menjaga fleksibilitas," tutupnya.
(rrd/dru)
