UNIVERSITAS INDONESIA ANALISA KENAIKAN TARIF TRANSPORTASI GAS BUMI PADA JALUR PIPA TRANSMISI DI INDONESIA TESIS OLEH AULIA RAMADHANI 0706174114 FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS INDONESIA PROGRAM PASCA SARJANA TEKNIK KIMIA KEKHUSUSAN MANAJEMEN GAS JAKARTA JANUARI 2011 Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
85
Embed
UNIVERSITAS INDONESIA ANALISA KENAIKAN TARIF …lontar.ui.ac.id/file?file=digital/136801-T 28371-Analisa kenaikan... · Judul Tesis : Analisa Kenaikan Tarif Transportasi Gas Bumi
This document is posted to help you gain knowledge. Please leave a comment to let me know what you think about it! Share it to your friends and learn new things together.
Transcript
UNIVERSITAS INDONESIA
ANALISA KENAIKAN TARIF TRANSPORTASI GAS BUMI PADA
JALUR PIPA TRANSMISI DI INDONESIA
TESIS
OLEH
AULIA RAMADHANI
0706174114
FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS INDONESIA PROGRAM PASCA SARJANA TEKNIK KIMIA
KEKHUSUSAN MANAJEMEN GAS JAKARTA
JANUARI 2011
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
UNIVERSITAS INDONESIA
ANALISA KENAIKAN TARIF TRANSPORTASI GAS BUMI
PADA JALUR PIPA TRANSMISI DI INDONESIA
TESIS Diajukan sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Master Teknik
OLEH
AULIA RAMADHANI
0706174114
FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS INDONESIA
PROGRAM PASCA SARJANA TEKNIK KIMIA KEKHUSUSAN MANAJEMEN GAS
JAKARTA JANUARI 2011
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
PERNYATAAN KEASLIAN TESIS
Tesis ini adalah hasil karya saya sendiri,
dan semua sumber baik yang dikutip maupun dirujuk telah saya nyatakan dengan benar.
Nama : Aulia Ramadhani
NPM : 0706174114
Tanda Tangan :
Tanggal : 6 Januari 2011
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
HALAMAN PENGESAHAN
Tesis ini diajukan oleh
Nama : Aulia Ramadhani
NPM : 0706174114
Program Studi : Program Pasca Sarjana Teknik Kimia Kekhususan
Manajemen Gas
Judul Tesis : Analisa Kenaikan Tarif Transportasi Gas Bumi
Pada Jalur Pipa Transmisi di Indonesia
Telah berhasil dipertahankan di hadapan Dewan Penguji dan diterima
sebagai bagian persyaratan yang diperlukan untuk memperoleh gelar
Magister Teknik pada Program Studi Teknik Kimia Kekhususan
Managemen Gas, Fakultas Teknik, Universitas Indonesia.
DEWAN PENGUJI
Pembimbing : Dr. Ir. Asep Handaya S.,MEng (.................................)
Penguji : Prof Dr. Ir. Widodo Wahyu Purwanto, DEA (.................................)
Puji syukur saya panjatkan kepada Allah SWT, karena atas berkat dan
rahmat-Nya, saya dapat menyelesaikan skripsi ini. Penulisan skripsi ini dilakukan
dalam rangka memenuhi salah satu syarat untuk mencapai gelar Sarjana Teknik
Jurusan Manajemen Gas pada Fakultas Teknik Kimia Universitas Indonesia. Saya
menyadari bahwa, tanpa bantuan dan bimbingan dari berbagai pihak, dari masa
perkuliahan sampai pada penyusunan Tesis ini, sangatlah sulit bagi saya untuk
menyelesaikan Tesis ini. Oleh karena itu, saya mengucapkan terima kasih kepada:
1. Bapak Dr. Ir. Asep Handaya Saputra.,MEng, sebagai pembimbing yang telah
meluangkan waktunya untuk memberikan bimbingan, diskusi serta saran dan ide
yang sangat membantu dalam penyusunan tesis ini;
2. Orang tua dan keluarga saya yang telah memberikan bantuan dukungan material
dan moral; dan
3. Sahabat-sahabat saya di S2 Manajemen Gas yang telah banyak membantu saya
dalam menyelesaikan skripsi ini.
Akhir kata, saya berharap Allah SWT berkenan membalas segala kebaikan
semua pihak yang telah membantu. Semoga skripsi ini membawa manfaat bagi
pengembangan ilmu.
Depok, 6 Januari 2011
Aulia Ramadhani
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI TESIS UNTUK KEPENTINGAN AKADEMIS
Sebagai sivitas akademik Universitas Indonesia, saya yang bertanda tangan di
bawah ini:
Nama : Aulia Ramadhani
NPM : 0706174114
Program Studi : Program Pasca Sarjana Teknik Kimia Kehususan Manajemen Gas
Departemen : Teknik
Fakultas : Teknik Kimia
Jenis karya : Tesis
Demi pengembangan ilmu pengetahuan, menyetujui untuk memberikan
kepada Universitas Indonesia Hak Bebas Royalti Non-eksklusif (Non-exclusive
Royalty- Free Right) atas karya ilmiah saya yang berjudul :
Analisa Kenaikan Tarif Transportasi Gas Bumi Pada Jalur Pipa Transmisi
di Indonesia
Dengan Hak Bebas Royalti Non-eksklusif ini Universitas Indonesia berhak
menyimpan, mengalihmedia/formatkan, mengelola dalam bentuk pangkalan data
(database), merawat, dan memublikasikan tugas akhir saya selama tetap
mencantumkan nama saya sebagai penulis/pencipta dan sebagai pemilik Hak Cipta.
Demikian pernyataan ini saya buat dengan sebenarnya.
Dibuat di : Depok
Pada tanggal : 6 Januari 2011
Yang menyatakan
( Aulia Ramadhani )
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
ABSTRAK
Nama : Aulia Ramadhani
Program Studi : Program Pasca Sarjana Teknik Kimia Kekhususan Manajemen Gas
Judul : Analisa Kenaikan Tarif Transportasi Gas Bumi Pada Jalur Pipa
Transmisi di Indonesia
Tujuan Tesis ini adalah untuk menganalisa pengaruh jika terjadi kenaikan Tarif terhadap keekonomian dari sisi Shipper, Transporter dan Pemerintah dengan menggunakan variasi kenaikan Tarif mulai dari US$ 0,8 / MSCF sampai US$ 2,0 / MSCF.
Dari sisi Shipper, setiap kenaikan Tarif sebesar US$ 0,1 / MSCF maka akan menurunkan Net Contractor Share sebesar US$ 69 juta pada level TOP, US$ 73 juta pada level DCQ dan US$ 83 juta pada level MDQ.
Dari sisi Transporter, hasil evaluasi terhadap analisa IRR menunjukkan bahwa setiap kenaikan Tarif sebesar US$ 0,1 / MSCF akan menaikan IRR Transporter sebesar kurang lebih 1%.
Dari sisi Pemerintah, setiap kenaikan Tarif sebesar US$ 0,1 / MSCF akan menurunkan Penerimaan Negara menjadi US$ 143 juta pada level TOP , US$ 151 juta pada level DCQ dan US$ 173 juta pada level MDQ.
Selain itu juga dibuat perbandingan terhadap keekonomian investasi pembangunan pipa baru dengan besarnya tambahan biaya yang muncul karena adanya kenaikan Tarif. Dari hasil analisa menunjukkan bahwa biaya investasi pembangunan pipa baru akan menjadi lebih murah ketika Tarif dinaikkan mulai dari US$ 1,2 / MSCF
Kata Kunci: Tarif, IRR, Penerimaan Negara, Net Contractor Share
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
ABSTRACT
Name : Aulia Ramadhani
Major : Post Graduate Program Chemical Engineering Specialty in Gas
Management
Title : Analysis of Natural Gas Transportation Tariff Increase on
Transmission Pipeline in Indonesia
The purpose of this thesis is to analyze the economic effect of the Shipper, Transporter and Government if there is any Tarif increase started from US$ 0,8 / MSCF to US$ 2,0 / MSCF.
From Shipper point of view, every increase in Tariff for US$ 0,1 / MSCF will decrease Net Contractor Share to US$ 69 Million at TOP level, US$ 73 Million at DCQ level and US$ 83 Million at MDQ level.
From Transporter point of view, the evaluation results of the IRR analysis shows that every increase in Tariff for US$ 0,1 / MSCF will raise IRR by 1%.
From Government point of view, every increase in Tariff for US$ 0,1 / MSCF will decrease Goverment Revenue to US 143 Million at TOP level, US$ 151 Million at DCQ level, and US$ 173 Million at MDQ level.
Comparison has also been made between investment cost to build new pipeline with additional cost appear due to Tariff increase. The analysis result shows that the investment cost will be cheaper when Tariff is being increased started from US$ 1,2 / MSCF
Key Words: Tariff, IRR, Government Revenue, Net Contractor Share
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
DAFTAR ISI
HALAMAN JUDUL TESIS i
PERNYATAAN KEASLIAN TESIS ii
PENGESAHAN iii
UCAPAN TERIMAKASIH iv
PERSETUJUAN PUBLIKASI TESIS v
ABSTRAK vi
DAFTAR ISI viii
DAFTAR GAMBAR xi
DAFTAR TABEL xii
DAFTAR LAMPIRAN xiii
1. PENDAHULUAN 1
1.1 LATAR BELAKANG 1
1.2 PERUMUSAN MASALAH 3
1.3 TUJUAN PENELITIAN 3
1.4 BATASAN MASALAH 3
1.5 SISTEMATIKA PENULISAN 5
2. TINJAUAN PUSTAKA 6
2.1 PEMANFAATAN GAS BUMI DI INDONESIA 5
2.1.1 Peranan Gas Bumi Dalam Perekonomian Indonesia 6
2.1.2 Cadangan Gas Bumi Indonesia 9
2.1.3 Penjualan Gas Bumi di Indonesia 10
2.2 INFRASTRUKTUR GAS BUMI INDONESIA 11
2.2.1 Rencana Pengembangan Jaringan Pipa Gas Bumi 11
2.2.2 Jaringan Pipa Gas di Sumatera 12
2.2.3 Desain Basis Pipa Transmisi 14
2.3 KONTRAK PENJUALAN GAS BUMI 16
2.3.1 Kontrak Sebagai Sumber Perikatan 16
2.3.2 Resiko Hukum Dalam Kontrak Migas 17
2.3.3 Struktur Kontrak Penjualan Gas 19
2.3.4 Penetapan Harga Gas Bumi 21
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
2.3.5 Model Harga Gas Bumi 23
2.4 MEKANISME PRODUCTION SHARING CONTRACT
DI INDONESIA 24
2.4.1 Prinsip-prinsip dalam Production Sharing Contract 24
2.4.2 Mekanisme Production Sharing Contract 26
2.5 PENENTUAN TARIF TRANSPORTASI GAS BUMI DI
AMERIKA SERIKAT 29
2.5.1 Industri Gas Bumi di Amerika Serikat 29
2.5.2 Aturan Mengenai Tarif di Amerika Serikat 31
2.5.3 Proses Perubahan Kenaikan Tarif 33
2.6 PENENTUAN TARIF TRANSPORTASI GAS BUMI DI
INDONESIA 34
2.6.1 Aturan Mengenai Tarif di Indonesia 34
2.6.2 Mekanisme Pengajuan Kenaikan Tarif di Indonesia 36
2.7 ANALISA KEEKONOMIAN 37
2.7.1 Net Present Value (NPV) 37
2.7.2 Internal Rate of Return (IRR) 38
3. METODE PENELITIAN 39
3.1 PENGUMPULAN DATA AWAL 39
3.2 EVALUASI KENAIKAN TARIF TRANSPORTASI GAS 40
3.3 EVALUASI JARINGAN PIPA 40
3.4 HASIL KEEKONOMIAN 41
4. EVALUASI KENAIKAN TARIF TRANSPORTASI GAS 39
4.1 ASAS KEADILAN DAN KEPASTIAN HUKUM DALAM
KONTRAK GTA 43
4.2 PERUBAHAN TARIF DALAM KONTRAK GTA 45
5. EVALUASI KENAIKAN TARIF TRANSPORTASI GAS 48
5.1 EVALUASI PENYALURAN GAS BUMI MELALUI PIPA
TRANSMISI 48
5.2 EVALUASI TEKNIS JARINGAN PIPA TRANSMISI 51
5.3 EVALUASI KEEKONOMIAN 54
5.3.1 Biaya Investasi Pipa 54
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
5.3.2 Biaya Operasional Pipa 55
5.3.3 Perhitungan Aliran Kas 56
5.4 HASIL KEEKONOMIAN 60
5.4.1 Hasil IRR 61
5.4.2 Penerimaan Negara 63
5.4.3 Keekonomian Pembangunan Pipa Baru 66
6. KESIMPULAN 69
DAFTAR PUSTAKA
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
DAFTAR GAMBAR
Gambar 2.1 Produksi Minyak Bumi Harian di Indonesia (1966-2008) 7
Gambar 2.2 Target Energy Mix di Indonesia sampai tahun 2025 8
Gambar 2.3 Peta Cadangan Gas Alam Indonesia (per 1 Januari 2009) 10
Gambar 2.4 Peta Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas
Bumi Nasional 12
Gambar 2.5 Infrastruktur Pipa Transmisi di Sumatera 13
Gambar 2.6 Skema Kontrak Jual Beli Gas 21
Gambar 2.7 Model Production Sharing Contract 28
Gambar 2.8 Industri Gas Bumi di Amerika Serikat sebelum deregulasi 30
Gambar 2.9 Industri Gas Bumi di Amerika Serikat setelah deregulasi 31
Gambar 2.10 Tahapan-tahapan Penetapan Tarif 36
Gambar 3.1 Diagram Alir Metodologi Penelitian 40
Gambar 5.1 Skema Pipa Transmisi Transporter 52
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
DAFTAR TABEL
Tabel 2.1 Total Produksi Harian Minyak Bumi dan Kondensat
(1989-Juni 2010) 7
Tabel 2.2 Pemakaian Gas Indonesia Tahun 2009 10
Tabel 2.3 Faktor Desain Untuk Jaringan Pipa Gas 16
Tabel 5.3 Maximum Daily Quantity (MDQ) ( 2010-2023) 51
Tabel 5.4 Spesifikasi Pipa Transporter 51
Tabel 5.5 Perkiraan Biaya Investasi 54
Tabel 5.6 Biaya Investasi Tetap 54
Tabel 5.7 Estimasi harga beli gas Singapura 57
Tabel 5.8 Biaya Pembangunan Gas Plant 59
Tabel 5.9 Hasil Perhitungan IRR 61
Tabel 5.10 Hasil Perhitungan IRR Dengan Kenaikan Biaya Operasional di
Tahun 2010 63
Tabel 5.11 Hubungan Kenaikan Tarif dengan Net Contractor Share 68
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
DAFTAR LAMPIRAN
Lampiran 1 Simulasi Penyaluran Gas
Lampiran 2 Biaya Investasi Pembangunan Pipa
Lampiran 3 Perhitungan WACC
Lampiran 4 Hasil Perhitungan IRR
Lampiran 5 Hasil Perhitungan IRR dengan Kenaikan Tarif di Tahun 2010
Lampiran 6 Hasil Simulasi Penerimaan Negara
Lampiran 7 Simulasi Keekonomian Pembangunan Pipa Baru
Lampiran 8 Hasil Perhitungan Net Contractor Share
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 LATAR BELAKANG
Industri Minyak dan Gas Bumi merupakan sektor penting di dalam
pembangunan nasional baik dalam hal pemenuhan kebutuhan energi dan bahan
baku industri di dalam negeri maupun sebagai penghasil devisa negara sehingga
pengelolaannya perlu dilakukan seoptimal mungkin. Dalam upaya menciptakan
kegiatan usaha minyak dan gas bumi yang mandiri, andal, transparan, berdaya
saing, efisien, dan berwawasan pelestarian fungsi lingkungan serta mendorong
perkembangan potensi dan peranan nasional sehingga mampu mendukung
kesinambungan pembangunan nasional guna mewujudkan peningkatan
kemakmuran dan kesejahteraan rakyat, maka ditetapkan Undang-undang Nomor
22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi. Undang-undang tersebut
memberikan landasan hukum bagi pembaharuan dan penataan kembali kegiatan
usaha Migas nasional mengingat peraturan perundang-undangan sebelumnya
(UU No.44 Prp. Tahun 1960 tentang Pertambangan Minyak dan Gas Bumi dan
UU No.8 Tahun 1971 tentang Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi
Negara) sudah tidak lagi sesuai dengan keadaan sekarang maupun tantangan yang
akan dihadapi di masa yang akan datang.
Sebagaimana ditegaskan dalam UU No. 22 Tahun 2001, Kegiatan Usaha
Hilir Migas berintikan atau bertumpu pada kegiatan usaha Pengolahan,
Pengangkutan, Penyimpanan, dan/atau Niaga dan diselenggarakan melalui
mekanisme persaingan usaha yang wajar, sehat, dan transparan. Didalam
melaksanakan tanggung jawab atas pengaturan dan pengawasan di sektor Hilir,
maka Pemerintah sesuai amanat Undang-undang No. 22 Tahun 2001 telah
membentuk suatu badan independen yaitu badan yang mengatur penyediaan dan
pendistribusian bahan bakar minyak dan kegiatan usaha pengangkutan gas bumi
melalui Pipa (Peraturan Pemerintah No. 67 Tahun 2002 jo Keputusan Presiden
No. 86 Tahun 2002), yang selanjutnya badan ini disebut Badan Pengatur Hilir
Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas) yang selanjutnya akan disebut Pemerintah.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
Untuk melaksanakan ketentuan-ketentuan dalam UU No.22 Tahun 2001
khususnya yang menyangkut kegiatan usaha hilir Migas, Pemerintah telah
menetapkan Peraturan Pemerintah No.36 Tahun 2004 tentang Kegiatan Usaha
Hilir Minyak dan Gas Bumi.
PT. X, yang selanjutnya disebut Transporter adalah pihak yang
mengoperasikan jalur pipa di wilayah Sumatera sepanjang kurang lebih 400 km
telah mengajukan kenaikan Tarif kepada Pemerintah menjadi dua kali lipat dari
sekitar US$0,7/MSCF. Kenaikan tersebut kemudian tidak disetujui oleh PT.Y,
yang selanjutnya disebut Shipper, yang merupakan Kontrator Kontrak Kerja
Sama (KKKS) dengan pemerintah yang menggunakan pipa tersebut untuk
mengangkut gas menuju ke tempat Buyer (pembeli gas). Shipper adalah pihak
yang mempunyai kontrak Gas Transportation Agreement (GTA) dengan
Transporter. Proses penentuan Tarif awal sebesar US$ 0.7/MSCF dilakukan
melalui kajian bersama antara PT.X dan PT.Y, dimana disepakati oleh kedua
belah pihak bahwa PT.X akan mendapatkan mendapatkan keuntungan yang wajar
didalam GTA dengan tingkat Internal Rate of Return (IRR) sebesar kurang lebih
9% untuk pengiriman gas selama 20 tahun melalui pipa berukuruan 28”.
Permasalahan bisa muncul dikemudian hari jika Pemerintah menyetujui
kenaikan Tarif seperti yang diajukan oleh Transporter, karena sudah ada kontrak
GTA antara Shipper dan Transporter yang salah satu isinya adalah menyepakati
besaran Tarif yang berlaku di dalam kontrak GTA tersebut. Jika Transporter
kemudian memberlakukan kenaikan Tarif terhadap kontrak GTA yang sudah ada,
tentunya bisa berpengaruh kepada keekonomian kontrak GTA itu sendiri dan juga
keekonomian kontrak yang terkait seperti Kontrak Jual Beli Gas (GSPA) antara
Seller dan Buyer dan mempengaruhi besarnya bagi hasil yang diterima oleh
Pemerintah. Sebuah wacana kemudian jika Shipper ingin membandingkan antara
biaya mana yang paling rendah antara biaya tambahan yang harus dikeluarkan
atas kenaikan Tarif yang sebelumnya adalah US$ 0.7/MSCF dengan keekonomian
membangun suatu pipa baru dengan spesifikasi pipa yang sama yang dimiliki oleh
Transporter.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
1.2. PERUMUSAN MASALAH
Permasalahan yang menjadi fokus dari penelitian ini adalah untuk melihat
seberapa besar dampak keekonomian bagi Shipper, Pemerintah dan
Transporter jika terjadi kenaikan Tarif.
1.3. TUJUAN PENELITIAN
Tujuan dari Penelitian ini adalah untuk:
- Mengetahui pengaruh kenaikan Tarif terhadap penerimaan Shipper jika terjadi
kenaikan Tarif Transportasi Gas
- Menganalisa kenaikan IRR dari sisi Transporter jika Tarif jadi dinaikkan.
- Mengetahui pengaruh kenaikan Tarif terhadap Penerimaan Negara jika terjadi
kenaikan Tarif Transportasi Gas.
- Menganalisa keekonomian pembangunan pipa baru yang mempunyai
spesifikasi pipa yang sama dengan Transporter jika dibandingkan dengan
tambahan biaya yang harus dikeluarkan oleh Shipper terhadap kenaikan Tarif.
1.4. BATASAN MASALAH
- Simulasi pembangunan pipa baru akan menggunakan data teknis Pipa yang
dipakai dalam kontrak GTA yang ada.
- Proyeksi kebutuhan gas bumi sampai tahun 2023.
- Data keekonomian diperoleh melalui data yang sudah pernah dipublikasikan.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
1.5 SISTEMATIKA PENULISAN
Penelitian ini dibagi dalam 6 bab, dengan sistematika penulisan sebagai
berikut:
BAB I. PENDAHULUAN
Bab Pendahuluan memberikan penjelasan mengenai latar belakang
permasalahan, perumusan masalah, tujuan penelitian, batasan masalah serta
sistematika penulisan.
BAB II. TINJAUAN PUSTAKA
Bab Tinjauan Pustaka menjelaskan mengenai teori-teori yang berkaitan
dengan Industri Gas Bumi, struktur dari kontrak jual beli Gas Bumi, Konsep
Production Sharing Contract (PSC) di Indonesia, penentuan Tarif di negara lain
sebagai pembanding, pasokan dan pemanfaatan gas bumi di Indonesia. Juga
dilihat peraturan perundang-undangan yang mengatur mengenai industri Migas
khususnya mengenai masalah Transportasi Gas Pengumpulan data teknis pipa
terkait yang meliputi, jenis, panjang, volume, diameter, tekanan pipa, serta
spesifikasi gas yang masuk ke pipa juga sebagai informasi awalan untuk simulasi
pembuatan pipa baru.. Dan terakhir adalah mengenai teori keekonomian juga akan
dijabarkan lebih lanjut untuk melakukan analisa keekonomian.
BAB III. METODOLOGI PENELITIAN
Pada bab Metodologi Penelitian, dibahas tahapan-tahapan yang dilakukan
didalam penelitian ini.
Subbab III.1 Pengumpulan Data Awal
Subbab III.1 Evaluasi Kenaikan Tarif Transportasi Gas
Subbab III.2 Evaluasi Jaringan Pipa
Subbab III.3 Hasil Keekonomian
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
BAB IV. EVALUASI KENAIKAN TARIF TRANSPORTASI GAS
Evaluasi terhadap kenaikan Tarif transportasi gas milik Transporter akan
dilihat dari sisi asas keadilan dan kepastian hukum dalam kontrak GTA di
Indonesia, bagaimana pengaturan Tarif dalam kontrak GTA dengan melihat dari
model-model pengaturan Tarif yang umumnya ada dalam kontrak GTA dan
kemudian akan dilakukan analisa mengenai apakah kenaikan Tarif transportasi
gas bisa diimplementasikan kedalam kontrak GTA, terutama kontrak GTA yang
sudah ada. kemudian akan dievaluasi lebih lanjut resiko-resiko bisnis yang
mungkin akan muncul jika Tarif transportasi dinaikkan, khususnya mengenai
keberlakuan dari Tarif baru tersebut terhadap kontrak GTA dan resiko-resiko yang
ada jika salah pihak melakukan tidak melanjutkan ketentuan dalam kontrak GTA.
BAB V. EVALUASI JARINGAN PIPA
Pada bab ini akan memuat mengenai hasil analisa terhadap hal-hal sebagai
berikut yaitu:
- Besarnya penerimaan yang akan diterima oleh Shipper jika Tarif dinaikkan
- Besarnya IRR yang akan didapatkan oleh Transporter jika Tarif dinaikkan.
- Keekonomian Penerimaan Negara jika Tarif dinaikan.
- Keekonomian pembangunan pipa baru dibandingkan dengan kenaikan Tarif.
BAB VI. KESIMPULAN
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
BAB II
TINJAUAN PUSTAKA
2.1 PEMANFAATAN GAS BUMI DI INDONESIA 2.1.1 Peranan Gas Bumi Dalam Perekonomian Indonesia Kontribusi kegiatan Migas dalam perekonomian nasional telah terbukti
peranannya dalam memajukan perekonomian dan mendorong pembangunan
negara Indonesia sejak awal mula berdirinya negara ini sampai dengan sekarang .
Sektor Migas merupakan salah satu penyumbang penerimaan negara terbesar,
yaitu sebesar 31.6% dari total pendapatan negara pada tahun 2008 (Siaran Pers
Ditjen Migas:2009). Secara khusus, sampai saat ini, minyak bumi masih
merupakan sumber energi yang utama dalam memenuhi kebutuhan di dalam
negeri.
Selain untuk memenuhi kebutuhan energi di dalam negeri, minyak bumi
juga berperan sebagai komoditi penghasil penerimaan negara dan devisa.
Peranan minyak bumi yang besar tersebut terus berlanjut, sedangkan cadangan
minyak bumi semakin menipis. Intensitas penggunaan minyak bumi dalam
konsumsi energi primer di Indonesia sebesar 0,507. Artinya, separuh lebih
konsumsi energi primer yang menggerakkan perekonomian kita berasal dari
minyak bumi dan dari data APBN dari tahun 2005 sampai dengan tahun 2010.
Dalam lima tahun terakhir, sektor migas mampu menyumbang pendapatan
negara sebesar 16% hingga 32%, atau rata-rata sekitar 25%. Pada tahun 2005,
sektor migas menyumbang 138 trilyun, dari APBN sekitar 490 trilyun, atau 28%.
Pada tahun 2006, kontribusinya meningkat menjadi 32%, atau sebesar 201
trilyun dari sekitar 636 trilyun APBN. Tahun 2007 menurun menjadi 24%, dan
naik lagi menjadi 29% pada tahun 2008 (Cas Dira:2010).
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
Gambar 2.1 Produksi Minyak Bumi Harian di Indonesia (1966-2008)
Sumber: Ditjen Migas
Tabel 2.1 Total Produksi Harian Minyak Bumi dan Kondensat di Indonesia (1989-Juni 2010)
f) Biaya (investment capital/non-capital, OM, dll)
g) Pendanaan (sendiri, pinjaman)
h) Peraturan Pemerintah (pajak, insentif, dll)
i) Model perusahaan (KKKS, Joint Operating Business (JOB), Technical
Asisstance Contract (TAC), dll)
Salah satu faktor yang sangat mempengaruhi harga ekonomi gas bumi
adalah pajak dan besarnya bagi hasil, dimana total pajak dan bagi hasil untuk
Pemerintah mencapai 85% untuk minyak dan 70% untuk gas bumi. Harga jual
gas bumi, selain bergantung pada harga ekonomisnya, tetapi juga
mempertimbangkan daya beli konsumen sehingga harga jual kepada konsumen
yang satu berbeda dengan yang lainnya.
Ada beberapa pihak yang dapat melakukan kontrak jual beli gas bumi
dengan produsen gas bumi, diantaranya adalah: Pabrik pupuk, Pembangkit
listrik (PLN dan Listrik Swasta), Transporter / Distributor gas (seperti PGN),
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
Pabrik petrokimia, Kilang minyak bumi, Industri, Trader. Harga gas bumi, akan
ditentukan pada saat negosiasi antara Seller (penjual gas bumi) dengan Buyer
(pembeli gas bumi), namun harga tersebut harus mendapat persetujuan dari
Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (MESDM).
Sebelum harga gas bumi tersebut disetujui ada beberapa hal yang akan
dievaluasi terlebih dulu, yaitu (Ditjen Migas:2009)
- Gas Reserves (cadangan gas), yang tersedia harus dapat memenuhi kebutuhan
sesuai dengan kontrak dan cadangan tersebut disertifikasi oleh lembaga yang
memiliki kompetensi.
- Gas Price (Harga), ditentukakan berdasarkan kesepakatan antara produsen dan
konsumen mengacu kepada perhitungan keekonomian pengembangan lapangan
serta memenuhi prinsip kewajaran bisnis (penilaiannya dilakukan dengan
benchmarking dengan harga gas bumi pada region yang sama atau dengan
konsumen sejenis).
- Economics (Keekonomian), mengacu pada Plant of Development (POD) yang
sudah disetujui dan memberikan keuntungan bagi negara serta mempunyai biaya
produksi efektif dan efisien.
- Technical (aspek Teknis), rencana pengembangan lapangan dan pembangunan
infrastruktu sesuai dengan kemampuan produksi yang optimal.
- Legal (aspek Hukum), yaitu perjanjian jual beli gas tidak boleh bertentangan
dengan Production Sharing Contract antara Pemerintah dan KKKS dan
mekanisme jual beli meminimalkan adanya inside trading.
2.3.5 Model Harga Gas Bumi
Ada beberapa model dari harga gas bumi di Indonesia, diantaranya adalah
(Ditjen Migas:2009) :
- Fixed Price, dimana harga gas bumi berlaku tetap sepanjang kontrak. Formula
ini tidak diminati oleh produsen gas, karena tidak memberikan keuntungan
jangka panjang bagi produsen gas bumi, sebaliknya bagi konsumen formula ini
dianggap paling menguntungkan.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
- Fixed with Escalation Price, dimana harga gas bumi berlaku eskalasi harga
secara periodik. Formula ini memberikan keuntungan bagi produsen gas bumi,
namun konsumen masih dapat menerima
- Cap Price, dimana harga gas bumi berfluktuasi, mengacu pada kombinasi
harga produk dan harga minyak bumi dengan menetapkan Floor Price dan
Ceiling Price. Formula ini dimaksudkan untuk melindungi produsen gas bumi
dari jatuhnya harga minyak bumi serta melindungi konsumen gas bumi dari
melambungnya harga minyak bumi.
- Indexed Price, dimana harga gas bumi berfluktuasi, mengacu harga
minyak bumi tertentu seperti mengindeks pada harga Indonesia Crude Price
(ICP), Japan Crude Cocktail, HSFO. Formula ini sangat memberatkan konsumen
gas bumi, mengingat tingginya harga minyak bumi saat ini
2.4 MEKANISME PRODUCTION SHARING CONTRACT DI INDONESIA
Kontrak Production Sharing (Production Sharing Contract) yang
diterjemahkan ke dalam bahasa Indonesia sebagai Kontrak Bagi Hasil menurut
PP No.35 tahun 2004 adalah suatu bentuk Kontrak Kerja sam dalam Kegiatan
Usaha Hulu berdasarkan prinsip pembagian hasil produksi. Bentuk Kontrak.
Producion Sharing ini disebut dalam Undang-Undang Nomor 8 Tahun 1971
tentang Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas bumi Negara dan seterusnya
masih tetap dipergunakan dalam UU No.22 tahun 2001.
Dalam Pasal 6 dan 11 UU No. 22 Tahun 2001 tersebut dijelaskan bahwa
kegiatan usaha hulu (eksplorasi dan eksploitasi) dilaksanakan oleh Badan Usaha
atau Bentuk Usaha Tetap berdasarkan Kontrak Kerja Sama dengan Badan
Pelaksana (BPMIGAS). Bagian ketentuan umum menjelaskan bahwa yang
dimaksud sebagai Kontrak Kerja Sama adalah Kontrak Bagi Hasil atau bentuk
kontrak kerja sama lain dalam kegiatan Eksplorasi dan Eksploitasi yang lebih
menguntungkan Negara dan hasilnya dipergunakan untuk sebesar-besar
kemakmuran rakyat.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
2.4.1. Prinsip-prinsip dalam Production Sharing Contract
Prinsip-prinsip utama dalam Production Sharing Contract (Simamora:
2000) adalah sebagai berikut:
a. Manajemen ada tangan negara
Negara ikut serta dan mengawasi jalannya operasi secara aktif dengan
tetap memberikan kewenangan kepada KKS untuk bertindak sebagai Operator
dan menjalankan operasi di bawah pengawasannya
b. Penggantian biaya operasi (Cost Recovery)
Penggantian biaya operasi yang telah dikeluarkan oleh KKKS dalam
Production Sharing Contract mengandung makna bahwa KKKS mempunyai
kewajiban untuk menalangi terlebih dahulu biaya operasi yang diperlukan, yang
kemudian diganti kembali dari hasil penjualan atau dengan mengambil bagian
dari minyak dan gas bumi yang dihasilkan.
c. Pembagian hasil produksi (production split)
Pembagian hasil produksi setelah dikurang biaya operasi dan kewajiban
lainnya merupakan keuntungan yang diperoleh Kontraktor dan pemasukan dari
sisi negara. Biasanya pembagian hasil produksi antara minyak dan gas bumi
berbeda. Dalam pembagian minyak biasanya negara mendapatkan bagian yang
lebih besar dari pada KKKS, sebaliknya untuk pembagian hasil gas bumi
biasanya bagian negara lebih kecil karena secara teknologi, komersial dan
finansial minyak lebih mudah pengelolaannya. Menurut PP No.35 Tahun 1994,
biasanya untuk minyak, production split adalah 85:15 yang artinya adalah KKKS
akan mendapat bagian 15% dari pendapatan setelah dikurangi pajak. Sementara
untuk gas sendiri porsinya adalah dari 65:35 sampai dengan 70:30.
d. Pajak (Tax)
Pengenaan pajak penghasilan perusahaan ini dikaitkan erat dengan
besarnya pembagian hasil produksi antara negara dan KKKS. Besarnya pajak
biasanya adalah 48% setelah Production split.
e. Kepemilikan aset ada pada negara
Umumnya semua peralatan yang diperlukan untuk pelaksanaan operasi
menjadi milik negara segera setelah dibeli atau setelah depresiasi.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
f. Jangka Waktu
Jangka waktu Production Sharing Contract adalah 30 tahun (sesuai
dengan pasal 18 Undang-undang No.1 tahun 1967 tentang Penanaman Modal
Asing) dimana termasuk jangka waktu eksplorasi selama 6-10 tahun. Di dalam
fase eksplorasi
g. Relinquishment
Kontraktor wajib mengembalikan sebagian wilayah kerjanya kepada
negara. Hal ini dimaksudkan untuk optimalisasi pemanfaatan wilayah kerja
pertambangan migas. Wilayah kerja yang sudah dikembalikan ke negara
biasanya akan dibuka kembali untuk lelang terbuka. Pengembalian sebagian
wilayah kerja biasanya dilakukan pada tahun ketiga seluas 25% dari wilayah
kerja, kemudian di tahun keenam seluas 25% dari wilayah kerja asal, dan
terakhir di tahun kesepuluh seluas 15%-20% dari wilayah kerja asal. Sehingga
ketiga memasuki tahun kesebelas, kontraktor secara efektif hanya berusaha di
wilayah kerja seluas 30%-35% dari wilayah kerja asal.
Kegiatan usaha eksplorasi dan eksploitasi sumber daya Migas yang
diterapkan dalam PSC sangat memerlukan adanya kepastian pengembalian
modal investasi yang telah ditanam oleh para investor, kondisi tersebut
merupakan bisnis yang penuh resiko. Modal investasi dan resiko yang besar
adalah merupakan karakteristik yang khusus pada kegiatan usaha eksplorasi dan
eksploitas sumber daya Migas. Lebih lanjut dikatakan bahwa setiap keputusan
kegiatan kegiatan eksplorasi sangat dipengaruhi oleh dua hal yang patut
dipertimbangkan yaitu resiko dan ketidakpastian. Untuk memenuhi hal tersebut
diperlukan suatu analisis ekonomi kelayakan dan penilaian resiko keuangan yang
akan dihadapi dalam pelaksanaan pengembangan lapangan minyak dan atau gas
bumi yang diketemukan atau berhasil.
Analisis ekonomi pada pengembangan lapangan minyak dan atau gas
serta pendapatan yang akan dihasilkan dari pengembangan lapangan
direfleksikan dalam suatu proyeksi arus kas (cash flow) berdasarkan aturan dan
ketentuan fiskal yang disepakati dalam Production Sharing Contract.
Berdasarkan proyeksi arus kas dapat dilakukan penilaian apakah pengembangan
lapangan Migas tersebut ekonomis atau tidak ekonomis. Analisis ekonomi
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
merupakan rangkaian terakhir dalam tinjauan proses perencanaan pengembangan
lapangan Migas dalam kerangka Production Sharing Contract. Hasil analisis
ekonomi sangat berpengaruh terhadap rencana selanjutanya.
2.4.2 Mekanisme Production Sharing Contract
Mekanisme Production Sharing Contract Indonesia merupakan
kententuan fiskal yang mengacu pada aturan dan kebijaksanaan yang dibuat oleh
Pemerintah yaitu Peraturan Pemerintah (PP) nomor 35 tahun 1994 tentang
Ketentuan Kontrak Bagi Hasil. Secara mendasar ketentuan fiskal akan menjadi
cerminan arus kas pada Production Sharing Contract tersebut dan akan
berpengaruh dalam perhitungan penerimaan atau bagi hasil yang akan diperoleh
Pemerintah dan KKS. Di sisi lain dalam perhitungan arus kas akan sangat
dipengaruhi pula oleh parameter yang bersifat kondisional yang merupakan
faktor yang tidak dapat ditentukan sebelumnya.
Terdapat dua jenis parameter dalam Production Sharing Contract, yaitu:
a. Ketentuan fiskal yang ditentukan dan diatur oleh Pemerintah, ketentuan
fiskal tersebut selanjutnya akan dituangkan dalam kontrak kerja sama yang
akan disetujui oleh KKKS. Ketentuan fiskal tersebut dibuat dengan
berpedoman akan menguntungkan kedua belah pihak yaitu Pemerintah
sebagai pemilik sumber daya serta KKKS sebagai pemilik modal dan
pelaksana pengusahaan. Termasuk dalam ketentuan fiskal ini adalah:
- First Trance Petroleum (FTP)
- Domestic Market Obligation (DMO)
- Investment Credit (IC)
- Equity to be split
- Tax (Pajak)
b. Paramater yang bersifat kondisional atau ditentukan dari kondisi teknis dan
pengaruh lingkungan ekonomi. Keberadaan parameter yang bersifat
kondisional tidak dapat ditentukan sebelumnya namun akan sangat
mempengaruhi hasil perhitungan arus kas Production Sharing Contract.
Termasuk dalam jenis parameter ini adalah:
- Besar dan ukuran cadangan Migas yang diketemukan
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
- Harga minyak atau gas bumi
- Jumlah investasi yang diperlukan
- Biaya operasi produksi
Berdasarkan kedua parameter diatas, dapat dibuat diagram aliran arus kas
Production Sharing Contract Indonesia sebagaiman terlihat pada gambar 2.7
dibawah ini:
Gross Revenue
- F T P
- Cost Recovery
= Profit Share
FTP FTP
+ Profit Share
+ Cost Recovery
+ Profit Share
+ Income Tax - Income Tax
Government Share Contractor Share
20%
100%
67.31%32.69%
48%
32.69% 67.31%
- Investment Credit + Investment Credit
17%
Gambar 2.7 Model Production Sharing Contract
a. Gross Revenue (GR), adalah pendapatan dari hasil produksi minyak atau
gas yang dinyatakan dalam nilai uang atau GR adalah Harga x Produksi.
Keakuratan perkiraan perhitungan cadangan sangat penting untuk
mengetahui berapa GR yang akan dihasilkan, sehingga dapat ditentukan
apakah investasinya akan ekonomis atau tidak.
b. First Tranche Petroleum (FTP), yaitu bagian hasil produksi minyak atau
gas yang akan dikurangkan secara langsung dari GR. FTP adalah
merupakan jaminan penerimaan yang pertama bagi Pemerintah dan KKKS.
Besarnya FTP bermacam-macam dari 15% sampai 25% dari hasil
produksi. Persentase yang umumnya sering digunakan adalah 20%.
c. Investment Credit (IC), KKKS bisa mendapatkan pengembalian dari
investasi yang sudah dikeluarkan untuk membangun fasilitas produksi
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
minyak atau gas. Besarnya sebesar IC biasanya adalah 17% dari jumlah
investasi yang dibutuhkan biaya yang secara langsung atas fasilitas
produksi minyak mentah dan 55% untuk pembangunan fasilitas produksi
gas bumi.
d. Cost Recovery (CR), merupakan biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor
untuk memproduksi minyak dan atau gas bumi yang akan diperoleh
kembali sesuai dengan ketentuan yang ada apabila diketemukan minyak
atau gas. CR secara umum terdiri dari:
- Operating cost
- Intangible development costs
- Depreciation of tangible costs
- Exploration costs
- Prior years unrecovered cost
- Interest Cost Recovery
e. Equity to be split (ETS), merupakan bagian minyak atau gas bumi yang akan
dibagi antara Pemerintah sesuai dengan ketentuan yang berlaku.
f. Domestic Market Obligation (DMO), adalah kewajiban KKKS untuk
memenuhi kebutuhan bahan bakar minyak dalam negeri dengan harga
diskon. Pemerintah akan membayar DMO selama 60 bulan pertama dengan
harga pasar kemudian setelah itu hanya membayar 10% dari harga pasar.
Besarnya kewajiban DMO maksimum adalah 25% dari bagian KKKS.
Namun jika CR lebih besar daripada GR maka, KKKS dibebaskan dari
kewajiban DMO. Berbeda dengan DMO untuk minyak bumi, DMO untuk
gas tidak harga yang diatur oleh Pemerintah karena maksud dan tujuan dari
pemberlakuan DMO gas adalah lebih kepada untuk menjamin kepastian
pasokan gas untuk konsumsi dalam negeri.
g. Taxable Income (TI), adalah pendapatan kontraktor yang akan dikenakan
pajak atau TI = CS-DMO
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
2.5 PENENTUAN TARIF TRANSPORTASI GAS BUMI DI AMERIKA
SERIKAT
2.5.1 Industri Gas Bumi di Amerika Serikat
Amerika Serikat mempunyai Industri gas bumi yang sangat berkembang
pesat. Dalam statistik yang dikutip dari Energy Information Administration
(EIA), di Amerika Serikat terdapat lebih dari 530 tempat pengolahan gas dan 160
perusahaan transmisi gas. Sejarah industri gas bumi di Amerika Serikat bisa
dibagi menjadi dua fase, yaitu sebelum deregulasi dan pasca deregulasi.
a. Sebelum deregulasi, struktur industri gas bumi di Amerika Serikat sangat
sederhana seperti terlihat dalam table 2.5, yang terdiri dari produsen,
Interstate Pipeline (transporter), LDC (Local Distribution Company) dan
End User. Produsen hanya bisa menjual gas di wellhead dengan harga gas
termasuk juga tarif transportasi gas yang diatur oleh badan pengatur yang
bernama Federal Energy Regulatory Committee (FERC) sebagaimana bisa
dilihat dari gambar dibawah ini:
Gambar 2.8 Industri Gas Bumi Amerika Serikat sebelum deregulasi Sumber:EIA
b. Pasca deregulasi, diawali oleh laporan oleh Departemen Kehakiman dan
Federal Trade Commission pada tahun 1938 yang menemukan bahwa
industri pipa transmisi dengan cepat menjadi sebuah industri monopoli
alami. Kemudian dikeluarkanlah beberapa peraturan-peraturan penting yang
merubah struktur industri gas bumi di Amerika Serikat, yang diantaranya
adalah; Natural Gas Act tahun 1978, yang tidak lagi mengatur harga gas di
wellhead, tetapi tetap menetapkan batas atas dari harga gas tersebut (ceiling
price). Sementara semua kontrak-kontrak yang ada sebelum aturan ini
dikeluarkan dinyatakan tetap berlaku. Kemudian pada tahun 1985
dikeluarkan peraturan, Natural Gas Wellhead Decontrol Act; yang
menghapuskan kontrol FERC terhadap penentuan harga gas dan atau tarif
pada saat first gas sales. Selain itu producer diperbolehkan untuk menjual
Interstate PipelineProducer LDC End UserInterstate PipelineProducer LDC End User
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
langsung gas tersebut tidak hanya di wellhead, tetapi juga bisa menjual gas
tersebut langsung ke End User atau melalui Marketer. Di tahun 1992, FERC
mengeluarkan FERC Order 636 yang memisahkan antara fungsi transmisi
dan pemasaran gas (unbundling). Struktur dari industri gas bumi di Amerika
Serikat bisa dilihat dari Gambar 2.8 berikut ini:
Gambar 2.9 Industri Gas Bumi Amerika Serikat setelah deregulasi
Sumber:EIA
2.5.2 Aturan Mengenai Tarif Di Amerika Serikat
Dengan adanya deregulasi industri gas bumi di Amerika Serikat, telah
menjadi praktek standar di Amerika Serikat sejak tahun 1985 bahwa besarnya
Tarif transportasi gas dapat dinegosiasikan secara bebas antara Transporter dan
Shipper atau ditentukan berdasarkan supply dan demand.
Berdasarkan Natural Gas Act section 4, FERC tidak lagi menentukan
besarnya Tarif, namun besarnya persentase tetap keuntungan yang diperoleh oleh
Transporter harus mendapat persetujuan terlebih dahulu dari FERC. Besarnya
Return of Equity (ROE) yang disetujui oleh FERC dalam dunia industri minyak
dan gas Amerika Serikat berkisar dari 11% dan tidak lebih dari 13%
(smead:2009). FERC akan memeriksa dengan seksama semua elemen biaya
yang harus dikeluarkan Transporter untuk mereka bisa memberikan pelayanan.
FERC akan memastikan bahwa Transporter tidak akan melakukan praktek
monopoli dan persaingan tidak sehat serta mendapatkan keuntungan yang
berlebihan, sehingga pasar akan menjadi tetap kompetitif. Sebelum melakukan
perubahan Tariff, Transporter harus melakukan pemberitahuan perubahan Tarif,
kepada FERC. Mulai 1 april 2010, pemberitahuan harus diajukan secara
elektronik melalui sistem web (e-filling), hal ini dimaksudkan untuk mengurangi
Marketer
Producer
End User
Transporter
LDCMarketer
Producer
End User
Transporter
LDC
Producer
End User
Transporter
LDC
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
jumlah dokumen yang harus di simpan di tempat penyimpanan dokumen,
sekaligus mengurangi biaya pengiriman dan korespondensi lainnya.
Menurut Crowe (2009), ketika Transporter ingin melakukan perubahan
Tarif (yang biasanya dalam bentuk kenaikan Tarif), ada beberapa informasi
(working paper) yang harus disampaikan agar FERC, Shipper dan pihak terkait
lainnya tidak hanya memahami tapi juga bisa menganalisa basis biaya yang
dipakai oleh Transporter untuk mengajukan kenaikan Tarif dan juga menentukan
apakah perhitungan kenaikan Tarif telah dilakukan secara benar dan
merefleksikan bahwa ada kenaikan biaya yang harus ditanggung Transporter
dalam melaksanakan normal operasinya. Transporter harus menyajikan detail
historikal data bulanan selama 12 bulan yang akan dijadikan sebagai periode
dasar (base period) sekaligus mengidentifikasi perubahan yang diketahui dan
bisa diukur terhadap biaya dan tarif lainnya yang yang akan terjadi dalam selang
waktu 9 bulan setelah base period. Periode selama 9 bulan ini dinamakan
periode pengujian (test period).
Working paper yang dibutuhkan dan harus dilampirkan baik itu dalam
base period maupun test period adalah sebagai berikut:
Statement A: Summary of Cost of Service Statement B: Rate Base Components and Calculation of Return on Rate Base Statement C: Gas Plant in Service Statement D: Accumulated Depreciation Statement E: Working Capital Statement F: Capitalization, Cost of Debt, Rate of Return on Equity and
Weighted Cost of Capital Statement G: Base Period and Projected Test Period Contract Levels and
Volumes Statement H: Operation and Maintenance Expenses, Depreciation Rates and
Expense, Other Taxes and Income Tax Calculations Statement I: Functionalization, Classification and Allocation of Cost of Service Statement J: Billing Determinants and Derivation of Unit Rates Statement L: Balance Sheet Statement O: System Operations Statement P: Prepared Testimony
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
2.5.3 Proses Perubahan Kenaikan Tarif
Tahapan-tahapan yang harus dilakukan oleh Transporter pada saat
mereka akan melakukan kenaikan Tarif adalah sebagai berikut:
- Mengisi formulir pemberitahuan kenaikan tarif kepada FERC dengan
menyertai working papers yang dibutuhkan.
- Transporter juga harus melakukan pembuktian penuh dalam bentuk
kesaksian langsung dari pejabat perusahaan dan saksi ahli yang kompeten.
- Setelah melakukan pemberitahuan, Transporter tidak diperkenankan untuk
memberlakukan kenaikan Tarif lebih awal dari enam bulan setelah
pemberitahuan, dalam rangka memberikan waktu bagi FERC, Shipper dan
pihak terkait lainnya untuk memeriksa working papers Transporter, dan
diharapkan semua masalah telah selesai dalam jangka waktu 6 bulan.
- Dalam waktu sepuluh hari setelah pemberitahuan, Shipper dan atau pihak
terkait lainnya pihak terkait harus mengajukan permohonan untuk campur
tangan jika berkeinginan untuk berpartisipasi dalam kasus tersebut, dalam
bentuk petisi sebagai sebagai sikap protes terhadap kenaikan Tarif .
- Dalam waktu 30 hari setelah pemberitahuan dan protes juga telah diajukan
oleh Shipper dan pihak terkait lainnya, FERC akan memanggil para pihak
terkait dan mengadakan sidang dengar pendapat (hearing).
- Dalam sidang dengar pendapat, semua saksi-saksi akan diperiksa
kesaksiannya dan di cross check kebenaran isinya kesaksiannya satu persatu.
Selain itu juga diperiksa fakta-fakta yang terkait dengan masalah yang
sedang diperiksa. Sidang dengar pendapat dipimpin oleh seorang hakim
yang merupakan anggota dari FERC yang ditunjuk membuat suatu
rekomendasi awal kepada FERC.
- Karena proses formal dapat mengambil waktu yang sangat lama dan
mengkonsumsi sumber daya yang luas, Transporter kebanyakan juga
melakukan upaya penyelesaian diluar sidang. Dalam proses penyelesaian,
perundingan di antara Transporter, Shipper, dan staf FERC berjalan secara
paralel dengan jalannya sidang kasus ini.
- Hasil dari persidangan nantinya adalah berupa suatu rekomendasi awal
kepada FERC dan kemudian FERC akan mengevaluasi rekomendasi awal ini
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
sebelum mengambil keputusan akhir. Terhadap keputusan akhir, bisa
dimintakan re hearing lagi jika ada pihak pihak yang merasa tidak puas
terhadap keputusan yang telah dibuat oleh FERC dan bisa melakukan
banding setelahnya jika tetap merasa kurang puas terhadap keputusan yang
dibuat oleh FERC.
2.6 PENENTUAN TARIF TRANSPORTASI GAS BUMI DI INDONESIA
2.6.1 Aturan Mengenai Tarif Di Indonesia
Sebagaimana ditegaskan dalam UU No. 22/2001, Kegiatan Usaha Hilir
Migas berintikan atau bertumpu pada kegiatan usaha Pengolahan, Pengangkutan,
Penyimpanan, dan/atau Niaga dan diselenggarakan melalui mekanisme
persaingan usaha yang wajar, sehat, dan transparan. Namun Pemerintah tetap
berkewajiban menjamin ketersediaan dan kelancaran pendistribusian bahan bakar
minyak yang merupakan komoditas vital dan menguasai hajat hidup orang
banyak di seluruh Negara Kesatuan Republik Indonesia (NKRI) serta mengatur
kegiatan usaha Pengangkutan Gas Bumi melalui pipa agar pemanfaatannya
terbuka bagi semua pemakai dan mendorong peningkatan pemanfaatan gas bumi
di dalam negeri. Didalam melaksanakan tanggung jawab atas pengaturan dan
pengawasan terhadap kegiatan usaha penyediaan dan pendistribusian BBM dan
usaha pengangkutan gas dalam pipa guna menjamin ketersediaan dan kelancaran
pendistribusian BBM di seluruh wilayah NKRI dan mendorong peningkatan
pemanfaatan gas bumi dalam negeri, Pemerintah telah membentuk suatu badan
independen yaitu Badan Pengatur Penyediaan dan Pendistribusian Bahan Bakar
Minyak dan Kegiatan Usaha Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa (Peraturan
Pemerintah No. 67 Tahun 2002 dan Keputusan Presiden No. 86 Tahun 2002).
Untuk selanjutnya Badan ini disebut Pemerintah. Untuk melaksanakan ketentuan
-ketentuan pada UU No.22/2001 khususnya dalam hal kegiatan usaha hilir
Migas, Pemerintah telah menetapkan Peraturan Pemerintah No.36 Tahun 2004
untuk melaksanakan tanggung jawab pemerintah atas pengaturan dan
pengawasan kegiatan usaha penyediaan dan pendistribusian BBM dan
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
kegiatan usaha Pengangkutan Gas Bumi melalui pipa transmisi dan distribusi
yang mendapatkan Hak Khusus yang menyangkut kepentingan umum,
pengusahaannya diatur agar pemanfaatannya terbuka bagi semua pemakai
Peraturan Pemerintah No.67 tahun 2002 tentang Badan Pengatur
Penyediaan dan Pendistribusian Bahan Bakar Minyak dan Kegiatan Usaha
Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa menyatakan fungsi Pemerintah adalah
melakukan pengawasan terhadap pelaksanaan penyediaan dan pendistribusian
Bahan Bakar Minyak dan pengangkutan Gas Bumi melalui pipa, dalam suatu
pengaturan agar ketersediaan dan distribusi Bahan Bakar Minyak yang
ditetapkan pemerintah dapat terjamin di seluruh wilayah negara kesatuan
Republik Indonesia serta meningkatkan pemanfaatan Gas Bumi di dalam negeri.
Tugas Pemerintah meliputi pengaturan, penetapan dan pengawasan mengenai:
- Ketersediaan dan distribusi BBM;
- Cadangan BBM nasional;
- Pemanfaatan fasilitas pengangkutan dan penyimpanan BBM;
- Tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa;
- Harga gas bumi untuk rumah tangga dan pelanggan kecil;
- Pengusahaan transmisi dan distribusi gas bumi
Penentuan Tarif di Indonesia diatur didalam Peraturan no.16/p/BPH
Migas/VII/2008 Tentang Penetapan Tarif Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa
dimana tujuan dari penetapan tersebut adalah:
- Untuk meningkatkan pemanfaatan gas bumi dalam negeri
- Mengoptimalkan pemanfaatan jaringan pipa transmisi dan pipa distribusi gas
bumi.
Tarif yang akan ditetapkan Pemerintah terdiri dari dua sistem, yaitu:
1) Sistem Perangko (Postage Stamp)
Penggunaan sistem perangko dalah penerapan Tarif yang sama dari sumber
gas sampai kepada pelanggan di setiap titik penyerahan pada wilayah tertentu.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
2) Sistem Jarak
Penggunaan sistem jarak adalah penerapan Tarif yang berbeda tergantung
jarak dari sumber Gas Bumi sampai kepada pelanggan pada setiap titik
penyerahan.
Pemerintah dapat melakukan penyesuaian Tarif yang diusulkan oleh
Transporter atau Shipper dengan disertai menyebutkan alasan dan melampirkan
rincian perhitungan serta data pendukung apabila terdapat salah satu atau
beberapa kondisi sebagai berikut:
- Adanya perubahan nilai investasi dan/atau investasi baru.
- Adanya penambahan/pengurangan jumlah Shipper.
- Adanya perubahan Biaya Operasi dan Pemeliharaan yang berpengaruh
- secara signifikan terhadap keekonomian Transporter.
- Habisnya masa manfaat ekonomis yang diperhitungkan dalam penetapan
Tarif yang berlaku.
- Adanya perubahan kontrak (GTA) yang terkait dengan perubahan volume
Gas Bumi yang diangkut.
2.6.2 Mekanisme Pengajuan Kenaikan Tarif di Indonesia
Langkah-langkah penetapan Tarif dapat dilihat sebagaimana disampaikan
gambar berikut ini: Transporter
Menyampaikan dan mempresentasikan usulan Tarif kepada Pemerintah
PemerintahMelakukan verifkasi dan evaluasi usulan
Tarif
Komite PemerintahMengadakan dengar pendapat dengan
Transporter dan Shipper
Komite PemerintahMengadakan sidang komite untuk menetapkan
Tarif
Ka KomiteMenerbitkan SK Penetapan Tarif berdasarkan
hasil sidang komite Gambar 2.10 Tahapan-tahapan Penetapan Tarif
Sumber: BPH Migas
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
- Usulan Tarif diajukan secara tertulis oleh Transporter kepada BPH Migas
dan kemudian BPH Migas akan melakukan verifikasi dan evaluasi terhadap
usulan Tarif yang diajukan oleh Transporter dengan mempertimbangkan
kepentingan baik itu Transporter, Shipper dan Konsumen gas bumi melalui
pipa.
- Apabila usulan penyesuaian Tarif dapat diterima Badan Pengatur dapat
mengadakan dengar pendapat dengan Transporter dan Shipper sebelum
menetapkan Tarif.
- Shipper dapat meminta penjelasan kepada Badan Pengatur mengenai hal-hal
yang terkait langsung dengan usulan Tarif yang telah dievaluasi dan akan
ditetapkan oleh Badan Pengatur.
- Dalam menetapkan Tarif, Badan Pengatur tidak memerlukan persetujuan dari
Transporter dan/atau Shipper dan tidak didasarkan kepada kesepakatan antar
Transporter dan Shipper.
- Sidang Komite BPH Migas kemudian akan menetapkan besarnya Tarif.
2.7 ANALISA KEEKONOMIAN
2.7.1 Net Present Value (NPV)
Net Present Value atau Net Present Worth atau Discounted Cash Flow
merupakan selisih antara pengeluaran dan pemasukan yang telah didiskon, atau
dengan kata lain merupakan arus kas yang diperkirakan pada masa yang akan
datang yang didiskontokan pada saat ini.
Dari uraian yang dikemukakan diatas, net present value adalah selisih
antara jumlah present value dari cash flow yang direncanakan diterima dalam
beberapa waktu mendatang dengan jumlah present value dari investasi. Adapun
kriteria diterima atau tidaknya suatu usulan investasi dengan menggunakan NPV
adalah bahwa jika NPV positif, maka proyek/usulan investasi feasible atau
diterima, sedangkan apabila NPV negatif maka usulan investasi ditolak
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
Arus kas masuk dan keluar yang didiskontokan pada saat ini (present
value (PV)). yang dijumlahkan selama masa hidup dari proyek tersebut dihitung
dengan rumus:
dimana:
t - waktu arus kas
i - adalah suku bunga diskonto yang digunakan
Rt - arus kas bersih (the net cash flow) dalam waktu t
Pada tabel berikut ditunjukkan arti dari perhitungan NPV terhadap
keputusan investasi yang akan dilakukan.
Bila... Berarti... Maka...
NPV> 0 investasi yang dilakukan memberikan manfaat bagi perusahaan
Proyek bisa dijalankan
NPV < 0 investasi yang dilakukan akan mengakibatkan kerugian bagi perusahaan
Proyek ditolak
NPV = 0
investasi yang dilakukan tidak mengakibatkan perusahaan untung ataupun merugi
Kalau proyek dilaksanakan atau tidak dilaksanakan tidak berpengaruh pada keuangan perusahaan. Keputusan harus ditetapkan dengan menggunakan kriteria lain misalnya dampak investasi terhadap positioning perusahaan.
2.7.2. Internal Rate Of Return (IRR)
IRR adalah metode tingkat pengembalian (rate of return) yang paling
luas digunakan untuk menjalankan analisis ekonomi teknik. Metode ini
memberikan solusi untuk tingkat bunga yang menunjukkan persamaan dari nilai
ekivalen dari arus kas masuk (penerimaan dan penghematan) pada nilai ekivalen
arus kas keluar (pembayaran, termasuk biaya investasi)
IRR digunakan dalam menentukan apakah investasi dilaksanakan atau tidak,
untuk itu biasanya digunakan acuan bahwa investasi yang dilakukan harus lebih
tinggi dari Minimum acceptable rate of return atau Minimum atractive rate of