SIARAN MEDIA
Tarikh: 1 Disember 2013 (AHAD)

ADAKAH KERAJAAN MENYALURKAN KOS SEBENAR DAN SAKSAMA KEPADA TARIF ELEKTRIK?

Berdasarkan data Bank Dunia, purata peningkatan tahunan Keluaran Dalam Negeri Kasar (KDNK) Malaysia di antara tahun 2004 dan 2011 adalah 4.88%. Berdasarkan Imbangan Tenaga Kebangsaan 2011 (National Energy Balance 2011), purata peningkatan tahunan bagi Permintaan Tenaga Asas adalah 4.1% dan purata peningkatan permintaan tenaga elektrik adalah 4.88% di antara tahun 2004 dan 2011. Ini membuktikan bahawa peningkatan KDNK Malaysia sangat bergantung kepada tenaga dan ini bukanlah satu pembangunan yang lestari mahupun sihat.

Kerajaan Malaysia telah mengabaikan kecekapan tenaga selama beberapa dekad. Dalam Rancangan Malaysia Ke-10, kerajaan berjanji untuk meningkatkan komitmen kepada kecekapan tenaga dan tadbir urus yang mantap di dalam industri tenaga elektrik bagi meningkatkan produktiviti serta kecekapannya. 3 tahun sudah berlalu dan kita boleh perhatikan yang sebaliknya sedang dilaksanakan.

Persatuan Penyelidikan Air dan Tenaga Malaysia (AWER) telah memerhatikan banyak kenyataan oleh agensi-agensi kerajaan telah bercanggahan sesama lain mengenai subsidi dan industri tenaga elektrik. Isu-isu berikut dibangkitkan oleh AWER berdasarkan kajian penyelidikan kami, perundingan dengan MyPower Corporation dan Suruhanjaya Tenaga (ST) dan pelaksanaan sebenar yang sepatutnya dilaksanakan untuk menangani permintaan tenaga yang semakin meningkat.

Poin 1: Ke manakah perginya penjimatan daripada subsidi yang dihapuskan?

Menurut kenyataan media oleh Presiden dan Ketua Pegawai Eksekutif Petronas, Tan Sri Shamsul Azhar Abbas, harga 'diskaun' gas asli adalah pendapatan diketepikan (foregone) oleh Petronas. Oleh itu, meningkatkan harga gas asli atau biasanya dirujuk sebagai penghapusan subsidi pasti akan meningkatkan pendapatan kepada Petronas. Petronas juga telah membuat komitmen yang dimaklumkan melalui media bahawa ia akan meningkatkan Perbelanjaan Modal (Capex) untuk memajukan perniagaan dan kemudiannya, Perbelanjaan Operasi (Opex) akan meningkat. Ia adalah diketahui umum bahawa sesebuah syarikat akan membayar cukai dan dividen berdasarkan keuntungan. Kini, berapa banyakkah pendapatan yang akan diterima oleh kerajaan daripada Petronas selepas menolak Capex dan Opex ini? Semasa peningkatan tarif pada Jun 2011, kerajaan telah menaikkan harga gas asli sebanyak RM 3 bagi setiap mmBTU (million metric British Thermal Units) dan menjanjikan bahawa 'pendapatan' tambahan daripada Petronas ini akan digunakan untuk kebaikan sosial dan infrastruktur. Berapa banyak sekolah atau jalan raya atau jambatan tambahan telah dibina daripada pendapatan ini? Apakah perakaunan sebenar perbelanjaan ini?

Apabila harga gas asli meningkat, ia meningkatkan pendapatan kepada Petronas secara langsung. Sekarang, pada pendapat anda, siapakah yang akan peroleh manfaat daripada kenaikan tarif yang akan datang? Tenaga Nasional Berhad (TNB), Petronas, Rakyat atau Kerajaan? Oleh itu, dalam pelarasan harga gas asli yang akan datang, kerajaan perlu mengumumkan unjuran pendapatan kepada kerajaan daripada penghapusan subsidi dan apakah rancangan kerajaan untuk menggunakan pendapatan ini secara terperinci. 24 jam adalah lebih daripada mencukupi bagi kerajaan untuk mengumumkan data ini kerana kerajaan sepatutnya mempunyai segala maklumat dengan mereka sekarang.

Poin 2: Apakah struktur kos dalam industri tenaga elektrik?

Terdapat 3 kos utama dalam tarif elektrik, iaitu kos penjanaan, kos penghantaran dan kos pembahagian. Berdasarkan perundingan kami dengan ST, pecahan kos adalah seperti berikut: Kos Penjanaan (74%), kos Penghantaran (7%) dan kos Pembahagian (19%). Kos penjanaan boleh dipecahkan kepada kos bahan api (68%) dan kos caj kapasiti (32%). Kos caj kapasiti adalah untuk loji-loji janakuasa bagi kedua-dua Penjana Bebas (IPP) dan TNB. Ia juga dianggarkan bahawa lebih daripada 70% daripada caj kapasiti adalah kepada IPP kerana Perjanjian Pembelian Tenaga (PPA) yang berat sebelah. Dengan rundingan semula atau 'membetulkan' caj kapasiti IPP, terdapat kebarangkalian yang tinggi untuk mengurangkan tarif elektrik purata semasa lebih daripada 8%.

Berdasarkan struktur kos tarif elektrik, kenaikan kos bahan api akan memberi impak terbesar kepada tarif. Malangnya, kos penjanaan adalah tidak dikawal selia mahupun dijadikan lebih cekap oleh ST dan kerajaan. ST hanya mengawal selia kos penghantaran dan pembahagian yang berjumlah 26% daripada jumlah kos tarif elektrik melalui Peraturan Berdasarkan Insentif (Incentive Based Regulation - IBR). Ini bercanggah dengan janji kerajaan dalam Rancangan Malaysia ke-10.

Sebagai contoh, loji janakuasa Prai baru yang telah diluluskan melalui proses pembidaan kompetitif mempunyai 60% kecekapan penjanaan. Ini bermakna, jika 100 unit gas asli dibekalkan, 60% gas asli akan ditukar kepada bentuk tenaga yang berguna. Disebabkan oleh kelewatan dalam rundingan semula PPA generasi pertama, kerajaan mendalangi apa yang dipanggil proses 'bidaan terbuka yang berjaya' untuk IPP yang akan tamat operasi dan mendakwa ia sebagai satu langkah 'rundingan semula' untuk 'mengurangkan' caj kapasiti IPP dengan 'ketara'. Loji-loji janakuasa ini sepatutnya berhenti daripada operasi menjelang tahun 2017, tetapi kini, ia akan dilanjutkan selama 10 tahun lagi dari tarikh penamatan masing-masing. Kecekapan purata loji-loji janakuasa ini ialah 40%. Jika 100 unit gas asli yang dibekalkan kepada loji ini, hanya 40% daripada gas asli akan ditukar menjadi bentuk tenaga yang berguna. Tetapi, pengguna domestik dan industri masih akan membayar untuk 100 unit gas asli yang sama. Adakah ini merupakan kecekapan yang diperkatakan kerajaan mengenai Penyaluran Kos Bahan Api (FCPT)? Keputusan sebegini tidak mewujudkan tarif yang saksama kerana ketidakcekapan dalam kos bahan api disalurkan terus kepada tarif.

Secara purata, pembinaan loji janakuasa baru (dan cekap)  mengambil masa di antara 3 hingga 5 tahun. ST dan kerajaan sebenarnya mempunyai masa yang mencukupi untuk membina loji janakuasa yang lebih cekap, tetapi mereka memilih melanjutkan beberapa IPP generasi pertama atas alasan 'kesuntukan' masa untuk pembinaan loji janakuasa. Alasan 'kesuntukan masa' tidak boleh diterima pakai langsung kerana proses rundingan semula dengan IPP generasi pertama telah dimulakan sejak tahun 2007. Kini, adakah ia adil kepada pengguna domestik dan industri untuk menanggung kos ketidakcekapan IPP ini?

Poin 3: Apakah kos sebenar Bahan Api?

Berdasarkan maklumat yang diterima daripada MyPower Corporation, 1MDB merancang menjadi entiti tambahan yang baru yang akan mengimport arang batu melalui pembelian lombong arang batu di luar negara. Sebagai pulangan, 1MDB akan dapat membekalkan arang batu pada harga yang lebih murah bagi Malaysia. Ini merupakan justifikasi untuk meningkatkan kapasiti penjanaan elektrik menggunakan arang batu. Adakah perkara ini akan memastikan kita dapat memperolehi arang batu pada kos yang lebih murah? Malangnya, contoh yang ditunjukkan oleh Petronas untuk harga gas asli adalah sebaliknya. Akhirnya, harga pasaran akan dikenakan.

Berdasarkan perbincangan, harga gas asli yang ditetapkan pada RM 42 - RM 44 bagi setiap mmBTU adalah kos untuk Gas Asli Cecair (Liquefied Natural Gas - LNG) yang terdiri daripada kos menukar gas asli kepada bentuk cecair, kos pengangkutan dari pelabuhan ke pelabuhan, kos penukaran gas asli daripada bentuk cecair kepada gas (regasification) dan kos pembahagian. Presiden dan Ketua Pegawai Eksekutif Petronas telah mengumumkan bahawa Petronas mengalu-alukan mana-mana entiti untuk membawa masuk LNG pada kadar lebih murah. Malangnya, kedua-dua sektor industri dan tenaga elektrik telah mengadu bahawa tidak ada pecahan kos bagi kos regasification dan kos menggunakan saluran paip Petronas. Tanpa kos ini, tiada siapa yang berani untuk membawa masuk LNG mereka sendiri. Selain itu, terdapat gas asli yang mengalir terus dari lokasi persisiran pantai ke saluran paip gas Petronas di Semenanjung. ST juga telah membangkitkan isu-isu yang sama dengan AWER dan berkata mereka tidak mempunyai kuasa. Kini, adakah kerajaan menyalurkan kos bahan api sebenar kepada kedua-dua pengguna domestik dan industri?

Poin 4: Mengapa ST tidak melaksanakan mekanisme penetapan tarif secara telus?

Semasa perbincangan AWER dengan ST, ST lebih daripada bersedia untuk menjalankan penetapan tarif yang telus seperti cadangan kami. Tetapi, ST juga cepat untuk mengatakan bahawa mereka tidak dibenarkan untuk berbuat demikian. Cadangan AWER bagi penetapan tarif yang telus meliputi pengumuman oleh kerajaan mengenai cadangan pelarasan tarif kepada orang ramai dengan menyatakan struktur kos terperinci yang diringkaskan dan perincian cadangan peningkatan. Selepas itu, mereka juga perlu menjalankan rundingan awam dan mengumpul maklum balas mengenai cadangan sebelum membuat pengumuman muktamad mengenai struktur tarif. Menjemput hanya beberapa NGO untuk sesi taklimat bukanlah perundingan awam. AWER telah berjaya mendesak pelaksanaan mekanisme tarif sebegini bagi sektor perkhidmatan air di bawah Suruhanjaya Perkhidmatan Air Negara (SPAN). Sekarang, adakah Menteri Tenaga, Teknologi Hijau dan Air (KeTTHA) akan membenarkan penetapan tarif yang telus bagi tenaga elektrik dan gas asli untuk kenaikan tarif yang akan datang?

Poin 5: Apakah anggaran peningkatan tarif?

Berdasarkan maklumat dari mesyuarat dengan MyPower dan ST, Petronas akan mengenakan harga gas asli dua lapisan (tier). Sektor tenaga elektrik menggunakan 1300 mmscfd (million standard cubic feet per day) gas asli bagi penjanaan elektrik di mana 1000 mmscfd yang pertama adalah di bawah harga terkawal (harga bersubsidi). Baki 300 mmscfd dan ke atas akan dijual kepada sektor tenaga elektrik pada RM 42 - RM 44 bagi setiap mmBTU (harga pasaran). AWER menganggarkan komponen kenaikan tarif seperti berikut:
Harga gas asli semasa: RM 13.70
Tarif purata semasa: 33.54 sen/kWj
Kenaikan tarif yang dicadangkan (%): 10% hingga 20% (berdasarkan kenyataan menteri KeTTHA)
Kenaikan tarif yang dicadangkan (sen): di antara 3.35 sen dan 6.70 sen
Tiga komponen kos yang dikaji: Harga arang batu, harga gas asli dan tarif asas TNB

(Anggaran dan pengiraan adalah berdasarkan kepada maklumat oleh MyPower, ST, kenyataan akhbar peningkatan Tarif Jun 2011 dari Unit Perancang Ekonomi dan KeTTHA)

Jika kerajaan membenarkan 1000 mmscfd pertama gas asli mempunyai peningkatan RM 1.50 bagi setiap mmBTU, kenaikan tarif adalah di antara 15% dan 17% kepada 38.57 sen/kWj dan 39.24 sen/kWj masing-masing. Jika kerajaan membenarkan 1000 mmscfd pertama gas asli mempunyai peningkatan RM 3.00 bagi setiap mmBTU, kenaikan tarif akan di antara 17% dan 19% kepada 39.24 sen/kWj dan 39.91 sen/kWj masing-masing. Jika kita merujuk kepada pelan kerajaan sebelum ini, iaitu kerajaan meningkatkan harga gas asli tanpa lapisan sebanyak RM 3.00 bagi setiap mmBTU untuk semua 1300 mmscfd gas asli yang digunakan, purata kenaikan tarif boleh dihadkan di antara 7 % dan 9 % kepada 35.89 sen/kWj dan 36.56 sen/kWj masing-masing. Di samping itu, jika peningkatan RM 6.00 bagi setiap mmBTU dikenakan untuk semua 1300 mmscfd gas asli yang digunakan, kenaikan tarif masih boleh dihadkan di antara 12 % dan 14 % kepada 37.56 sen/kWj dan 38.24 sen/kWj masing-masing. Semua anggaran juga termasuk bagi penyaluran kos peningkatan tarif asas TNB dan harga arang batu. Berdasarkan data di atas, adalah jelas bahawa kenaikan harga gas asli akan memberikan impak yang tinggi kepada kenaikan tarif elektrik terutamanya dengan menggunakan mekanisme harga gas asli dua lapisan.

Ini juga merupakan sebab utama mengapa AWER meminta kerajaan telus dalam penetapan tarif sejak 3 tahun yang lalu. Kini, sudah tiba masanya bagi kerajaan untuk mengumumkan pecahan komponen setiap kos dalam tarif termasuk pecahan kos bahan api supaya rakyat memahami apa yang mereka bayar dan sektor perniagaan boleh meramalkan perbelanjaan masa depan mereka disebabkan kenaikan tarif. Ini akan membantu para pelabur yang berpotensi untuk menilai strategi pelaburan mereka di Malaysia juga. Secara keseluruhannya, ia adalah situasi menang-menang untuk semua pihak.

Piarapakaran S.
Presiden
Persatuan Penyelidikan Air dan Tenaga Malaysia (AWER)