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

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


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


HALAMAN PENGESAHAN

Tesis ini diajukan oleh


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 (.................................)

Penguji : Ir. Sutrasno Kartohardjono, MSc.,PhD (.................................)

Penguji : Ir. Dijan Supramano, MSc (.................................)

Ditetapkan di : Depok

Tanggal : 6 Januari 2011


UCAPAN TERIMAKASIH

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


PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI TESIS UNTUK KEPENTINGAN AKADEMIS

Sebagai sivitas akademik Universitas Indonesia, saya yang bertanda tangan di

bawah ini:


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 )


ABSTRAK


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


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


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


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


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


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


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 5.1 Daily Contract Quantity (DCQ) (2003-2023) 49

Tabel 5.2 Ship or Pay (SOP) 2010-2020 50

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


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


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.


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.


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.


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


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


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).


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)

Tahun Minyak Bumi Kondensat Total1989 1,12 0,18 1,301990 1,28 0,18 1,461991 1,41 0,18 1,591992 1,51 0,00 1,511993 1,50 0,00 1,501996 1,33 0,17 1,501998 1,32 0,15 1,472000 1,27 0,14 1,422001 1,21 0,13 1,342002 1,12 0,13 1,252003 1,01 0,13 1,142004 0,97 0,13 1,102005 0,93 0,13 1,062006 0,87 0,12 0,982007 0,84 0,12 0,952008 0,85 0,12 0,982009 0,80 0,12 0,922010 0,39 0,06 0,45

TOTAL 19,72 2,21 21,92 Sumber: Ditjen Migas

Dari Tabel 2.1 bisa terlihat bahwa penurunan produksi minyak bumi telah

terjadi setelah tahun 1996. Pada tahun 1996 Produksi minyak nasional mencapai


1,5 juta barel/hari, dan terus mengalami penurunan sehingga produksi tahun

2009 hanya sebesar 920 ribu barel/hari. Sebagian besar sekitar 88% dari total

produksi nasional berasal dari lapangan yang ditemukan pada awal tahun 1940-

an dan 1970/1980-an sehingga mengalami penurunan produksi secara alami

dengan laju penurunan sebesar 5-15% per tahun. Di lain pihak harga minyak

bumi sangat sulit untuk diperkirakan, sebagai akibat banyaknya faktor tak

menentu yang berpengaruh. Seiring dengan meningkatnya pembangunan

terutama pembangunan di sektor industri, pertumbuhan ekonomi dan

pertumbuhan penduduk, kebutuhan akan energi terus meningkat. Menyadari

kebergantungan yang sangat besar kepada minyak bumi tersebut, maka telah

dilakukan upaya untuk menekan pertumbuhan penggunaan bahan bakar minyak

(BBM) dengan menggunakan bahan bakar non-minyak untuk memenuhi

kebutuhan energi di dalam negeri, dimana salah satunya adalah pemanfaatan gas

bumi. Dengan adanya kebijakan pemerintah dalam penghapusan subsidi bahan

bakar minyak dan listrik yang dilakukan sejak akhir tahun 2000 serta konversi

minyak tanah ke gas, maka diperkirakan pada tahun 2005 hingga 2025

pemakaian gas bumi akan terus meningkat sepanjang kurun waktu tersebut

seiring dengan berkurangnya pemakaian bahan bakar minyak.

Gambar 2.2 Target Energy Mix di Indonesia sampai tahun 2025

Sumber: Ditjen Migas

Dalam gambar 2.2 terlihat bahwa penggunaan minyak bumi di tahun

2005 sebagai sumber energi sangatlah besar yaitu 54% dan ditargetkan pada


tahun 2025 penggunaannya akan dikurangi menjadi kurang dari 20% dan

meningkatkan pemakaian sumber energi yang lain seperti batubara, geothermal,

dan gas bumi yang terakhir ini ditargetkan pemakaiannya menjadi 30% di tahun

2025.

2.1.2 Cadangan Gas Bumi Indonesia

Berdasarkan data dari Ditjen Migas, Indonesia memiliki cadangan gas

bumi sebesar 159,63 juta standar kaki kubik (TSCF) pada tahun 2009, terdiri dari

kategori cadangan terbukti 107.34 TSCF dan kategori cadangan potensial 52.29

TSCF seperti yang terlihat dalam Gambar 2.2, dimana total cadangan gas bumi

di Indonesia turun sebanyak 6.14 % dari tahun 2008. Cadangan terbesar berada

di Natuna, Sumatera, dan Papua. Khusus untuk Sumatera selatan, cadangan gas

alam per 1 Januari 2009 yaitu 17.74 TSCF.

Saat ini terdapat 10 KKKS produsen gas utama Indonesia yaitu Total

E&P, Conoco Phillips, Pertamina dan mitra, BP Tangguh, ExxonMobil, Vico,

Petrochina, Chevron, PHE ONWJ dan Santos. Berdasarkan data Ditjen Migas,

produksi Total E&P pada tahun 2009 mencapai 2.738.65 MMSCFD, Conoco

Phillips sebesar 1.434.82 MMSCFD, Pertamina dan mitra sebesar 1.045.15

MMSCFD, BP Tangguh sebesar 225.83 MMSCFD, ExxonMobil sebesar 651.69

MMSCFD, Vico sebesar 464,81 MMSCFD, Petrochina sebesar 322.27

MMSCFD, Chevron sebesar 313 MMSCFD, PHE ONWJ sebesar 300,84

MMSCFD dan Santos sebesar 131,44 MMSCFD. Sementara total produksi dari

berbagai KKKS lainnya mencapai 757,53 MMSCFD.


Gambar 2.3 Peta Cadangan Gas Alam Indonesia (per 1 Januari 2009) Sumber: Ditjen Migas

2.1.3 Penjualan Gas Bumi di Indonesia

Berdasarkan data Ditjen Migas data produksi gas alam Indonesia tahun

2009 sebesar 2,887 BSCF. Produksi gas dihasilkan dari produksi Pertamina,

Pertamina Joint Operation Body (JOB), Pertamina Technical Assistance

Contract (TAC) dan Pertamina Joint Operation Body - Production Sharing

Contract (JOB-PSC), serta Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) /

Production Sharing Contract (PSC). Tingkat produksi gas sebagian besar

dihasilkan dari Production Sharing Contract (PSC) yakni sekitar 2,542 BSCF,

diikuti oleh produksi Pertamina (termasuk JOB, JOB-PSC dan TAC) sekitar 344

BSCF.

Tabel 2.2 Pemakaian Gas Indonesia Tahun 2009

Own Use Local Fertilizer Refinery LPG Condensate LNG PGN GasPertamina 40.27 105.2 65.842 16.038 1.557 - - 85.883 - Pertamina TAC 2.726 19.939 - - - - - 1.279 - JOB-PSC 0.58 0.316 5.332 - - - - - - PSC 286.25 363.122 154.994 14.926 16.166 4.6 1218.501 187.253 296.108Total 329.82 488.58 226.17 30.96 17.72 4.60 1,218.50 274.42 296.11

11.42% 16.92% 7.83% 1.07% 0.61% 0.16% 42.21% 9.51% 10.26%

Pemakaian Gas Tahun 2009 (dalam BSCF)

Sumber: Ditjen Migas (data diolah kembali)

Dari Tabel 2.2 bisa dilihat pemakaian Gas alam di Indonesia dipakai pada

beberapa sektor. Penggunaan gas alam di Indonesia antara lain untuk

penggunaan pada sumur gas sendiri untuk keperluan produksi, industri pupuk,


pengilangan, LPG (Liquified Petroleum Gas), kondensat, LNG (Liquified

Natural Gas), dll. Sebagian besar gas alam yang diproduksi di Indonesia diproses

menjadi LNG yakni sekitar 1,218 BSCF atau sekitar 42% dari jumlah produksi

gas bumi Indonesia per tahunnya., sementara untuk pasar dalam negeri (lokal)

rata-rata sekitar 488 BSCF per tahunnya.

2.2 INFRASTRUKTUR GAS BUMI

2.2.1 Rencana Pengembangan Jaringan Pipa Gas Bumi Indonesia

Sejalan dengan meningkatnya permintaan gas bumi serta membaiknya

harga gas di dalam negeri, para produsen gas bumi aktif melakukan kegiatan

eksplorasi untuk menemukan cadangan gas bumi yang baru. Upaya tersebut,

mulai menampakkan hasil dengan ditemukannya sumber-sumber baru seperti di

Natuna, Sumatera Tengah, Sumatera Selatan, Jawa Timur dan Sulawesi Tengah.

Penemuan-penemuan tersebut umumnya belum bisa dimanfaatkan secara optimal

mengingat sumber gas bumi yang ditemukan jauh dari pasar sedangkan sarana

penghubungnya, yaitu sistim transmisi gas, masih terbatas. Dalam

mengembangkan infrastruktur gas bumi nasional, Pemerintah menetapkan

Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional sebagai

acuan bagi badan usaha untuk melakukan investasi dalam pembangunan jaringan

pipa transmisi dan distribusi gas bumi nasional yang nantinya akan saling

terintegrasi satu sama lainnya seperti yang bisa dilihat dari gambar dibawah ini.

Adanya kemudian interkoneksi pipa gas Sumatera - Jawa Barat – Jawa Timur

ataupun dari Kalimantan Timur ke Jawa Timur adalah sangat penting dan

strategis. Dengan adanya pipa tersebut maka kelebihan pasokan gas bumi dari

suatu daerah akan mudah dialihkan ke daerah lain yang mengalami kekurangan.

Multiplier effect dari pembangunan jaringan pipa gas antara wilayah, selain

menyerap tenaga kerja, juga akan menumbuhkan usaha distribusi gas serta

munculnya sentra-sentra industri baru di wilayah yang dilalui pipa gas seperti di

Lampung, Jawa Tengah dan wilayah lainnya. Apabila rencana interkoneksi pipa

antar wilayah dapat terealisasi maka akan terbentuk jaringan pipa gas bumi

nasional terpadu (Indonesia Integrated Gas Pipeline) yang menghubungkan

Sumatera, Jawa dan Kalimantan. Rencana tersebut merupakan agenda nasional


untuk yang mewujudkan cita-cita penggunaan pipa sebagai common carrier

pipelines. Pengembangan jaringan transmisi gas antar wilayah, selain akan

berdampak positif bagi pembangunan ekonomi dan sosial, tetapi juga akan

menghasilkan penghematan nasional dalam pemanfaatan energi.

Gambar 2.4 Peta Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional Sumber: BPH Migas

2.2.2 Jaringan Pipa Gas di Sumatera

Jaringan transmisi gas melalui pipa telah beberapa yang dibangun di

Sumatera, dikembangkan berdasarkan kebutuhan proyek. Transporter

mengoperasikan jalur transmisi dari Sumatera Selatan menuju ke arah –

Sumatera Tengah yang mempunyai panjang 536 km dan dari Sumatera Selatan-

Singapura dengan panjang 468 km dengan Transporternya adalah Transgasindo

Indonesia (TGI). PGN selaku Transporter juga mengoperasikan jalur Sumatera

Selatan-Jawa Barat yang terdiri dari tiga tahap, yaitu tahap pertama adalah Pagar

Dewa-Labuhan Maringgai sepanjang 268 km dan Labuhan Maringgai-

Bojonegara dengan panjang pipa 105 km (SSWJ I), dan Grissik Pagar dewa

sepanjang 196 km dan Pagardewa-Labuhan Maringgai-Muara Bekasi-Rawa


Maju sepanjang 466 km (SSWJ II). Sementara Pertamina mengoperasikan pipa

transmisi dari Musi menuju Palembang dengan panjang 200 km dan di bagian

utara Sumatera, Pertamina juga mengoperasikan pipa dari Pangkalan Branda

menuju Wampu dengan panjang 51 km yang bisa dilihat selengkapnya dari

gambar berikut ini:

Gambar 2.5 Infrastruktur Pipa Transmisi di Sumatera

Sumber: Wood Mackenzie

2.2.3 Desain Basis Pipa Transmisi

Untuk membangun suatu jaringan pipa Transmisi perlu ditentukan

terlebih dahulu parameter yang akan dipakai sebagai dasar pengkajian desain

basis dari pipa yang akan dibuat, diantaranya adalah:

a) Pemilihan jalur pipa

Gas Pipeline


Pemilihan jalur pipa dikembangkan untuk keperluan penentuan lokasi

yang disusun sebagai suatu standar penilaian rute yang akan dipakai untuk

penentuan lokasi jalur pipa. Pemilihan jalur pipa harus memperhatikan hal-hal

berikut ini:

- Cost efficiency

- Pipeline Integrity

- Environment Impacts

- Public Safety,

- Land-use constraints

- Restricted proximity to existing facilities

b) Tekanan operasional maksimum

Pembatasan tekanan operasional atau bisa diistilahkan dengan Maximum

Allowable Operating Pressure (MAOP) dimaksudkan untuk mendapatkan

tingkat keamanan yang layak disesuaikan dengan lokasi. Mengacu kepada

ASME B31.8, untuk menentukan besarnya tekanan operasi boleh maksimum,

beberapa variabel yang perlu dipertimbangkan adalah: spesifikasi pipa

(diameter, ketebalan serta sambungan pipa) serta lokasi jaringan pipa dibangun.

MAOP = ( 2 x S x t x F x E x T) / D + 14,7

Dimana :

S = Specific Minimum Yield Strength

t = Tebal pipa,

F = Faktor desain

E = Longitudinal joint function

D = Diameter luar pipa

T = Temperatur duration

c) Faktor Desain Pipa

Untuk menentukan Faktor Desain Pipa, harus ditentukan terlebih dahulu

Kelas Lokasi. Mengacu kepada ASME B31.8, Kelas Lokasi adalah klasifikasi

geografi dari area berdasarkan kepadatan populasi dan karakteristik lain dengan

mempertimbangkan tipe konstruksi, tekanan operasi dan metode pengetesan.


Klasifikasi lokasi untuk desain dan konstruksi dibagi dalam empat kelas lokasi

yaitu :

• Kelas lokasi 1, merupakan lokasi dalam 1 mil mempunyai 10 bangunan atau

kurang yang digunakan untuk hunian manusia. Kelas lokasi 1 dimaksudkan

untuk merefleksikan area seperti tanah terlantar, gurun, padang rumput,

pegunungan, tanah peternakan, tanah pertanian dan area yang jarang

berpenghuni.

• Kelas lokasi 2, merupakan lokasi dimana dalam 1 mil area mempunyai lebih

dari 10 bangunan dan kurang dari 46 bangunan yang berpenghuni. Kelas

lokasi ini merefleksikan area pinggiran kota, kawasan industri, daerah

peternakan, pedesaan dan lain-lain.

• Kelas lokasi 3, merupakan lokasi dimana dalam 1 mil area mempunyai 46

atau lebih bangunan berpenghuni. Kelas lokasi ini merefleksikan

perkembangan perumahan pinggir kota, pusat perbelanjaan, daerah

pemukiman, kawasan industri dan sebagainya.

• Kelas lokasi 4, merupakan area dimana terdapat banyak bangunan bertingkat,

padat lalu lintas dan pada daerah tersebut banyak terdapat utilitas di bawah

tanah dan sebagainya.

Kaitan antara faktor desain pipa dengan kelas lokasi ditunjukkan sebagai

berikut:

Kelas lokasi Faktor desain pipa

Kelas lokasi 1 0,72

Kelas lokasi 2 0,60

Kelas lokasi 3 0,50

Kelas lokasi 4 0,40 Tabel 2-3 Faktor Desain Untuk Jaringan Pipa Gas

Sumber: ASME B31.8

e) Penentuan Diameter Pipa dan Ketebalan Pipa

Penentuan diameter pipa tergantung pada besarnya total volume gas yang akan

dialirkan sedangkan ketebalan pipa tergantung pada tekanan operasi maksimum

dan kelas lokasi. Hal ini mengacu pada standar ASME B31.8.


TEFSDxPt

2=

dimana :

t = Tebal minimum, in

P = Tekanan desain, psig

D = Nominal Diameter luar pipa, in

F = Desain faktor ditentukan dari Kelas lokasi

S = Spesific minimum Yield Strength, psi

E = Longitudinal Joint Factor

T = Temperatur derating factor

2.3 KONTRAK PENJUALAN GAS BUMI

2.3.1 Kontrak Sebagai Sumber Perikatan

Kontrak merupakan dasar dari banyak kegiatan sehari hari dan bagian

dari ekonomi pasar. Dalam masyarakat modern kontrak menyediakan cara-cara

bagi para individu maupun badan hukum untuk melakukan transaksi penyediaan

barang dan atau jasa untuk suatu harga sebagai hal yang pokok. Di Indonesia

istilah kontrak sehari-hari mengandung arti suatu perjanjian tertulis yang

menimbulkan perikatan bagi para pihak. Dalam hukum Indonesia, pengertian

perjanjian sebagaimana disebutkan dalam Pasal 1313 Kitab Undang-undang

Hukum Perdata Indonesia (KUH Perdata) adalah suatu perbuatan dengan mana

satu pihak atau lebih mengikatkan diriya terhadap satu orang atau lebih.

Perjanjian atau kontrak dapat dibedakan menurut berbagai cara, misalnya:

a. Perjanjian dapat dibedakan berdasarkan subyeknya, seperti kontrak jual beli,

sewa, konstruksi dsb.

b. Perjanjian dibedakan menurut jenisnya, apakah mempunyai bentuk baku atau

dapat dinegosiasikan sendiri-sendiri.

c. Perjanjian dibedakan berdasarkan nama, perjanjian bernama mempunyai

nama sendiri yang diatur dan diberi nama oleh pembentuk undang-undang

atau merupakan perjanjian yang dikenal dalam KUH Perdata dan undang-

undang lain. Perjanjian tidak bernama adalah perjanjian yang timbul,


tumbuh, hidup dan berkembang dalam masyarakat. Perjanjian ini lahir dalam

praktik asas kebebasan berkontrak yang diatur dalam pasal 1338 KUH

Perdata yang menyatakan bahwa semua perjanjian yang dibuat secara sah

berlaku sebagai undang-undang bagi mereka yang membuatnya. Kontrak

GTA merupakan bagian dari kontrak yang tidak bernama karena tidak diatur

secara spesifik di dalam undang-undang.

2.3.2 Resiko Hukum Dalam Kontrak Migas

Resiko hukum adalah hal yang umum di semua terjadi dalam suata

industri (misalnya risiko hukum yang timbul sehubungan dengan

kontrak manajemen, surat peraturan, hukum perburuhan, dll). Setiap industri

menghadapi risiko tertentu yang unik untuk industri itu. Dengan demikian,

perusahaantertentu industri umumnya mengadopsi kebiasaan tertentu dan

praktek-praktek pada industri secara luas untuk mengalokasikan

risiko tersebut dengan cara yang berlaku umum. Hal ini juga berlaku dalam

industri minyak dan gas,yang sangat khusus dan terdiri dari sejumlah relatif kecil

pemain kunci. Dalam hal ini. Dalam industri minyak dan gas, seperti di semua

industri lainnya, risiko hukum muncul dengan mengacu pada

hubungan antara perusahaan dan pemain lain di pasar. Ada tiga hubungan yang

mempunyai kaitannya dengan resiko hukum yang mungkin terjadi, diantaranya

adalah (Robert Lewis:2005) :

a) Hubungan dengan Pemerintah, resiko yang bisa terjadi diantaranya adalah:

• Resiko politik, dimana Pemerintah bisa mempengaruhi suatu perusahaan

Migas untuk memastikan agar tujuannya tercapai.

• Heavy regulation, yaitu adanya kebijakan peraturan yang sangat berlebihan

(heavy regulation), dimana perusahaan Migas menjadi subjek dari banyak

peraturan-peraturan mulai dari peraturan mengenai lingkungan, tenaga kerja,

pajak, perdagangan, distribusi dan transportasi, dll, sehingga perusahaan

Migas harus menyediakan waktunya untuk memastikan agar mereka

compliance dengan semua peraturan-peraturan yang ada.

• Expropriation of Asset, tindakan Pemerintah untuk melakukan

pengambilalihan asset dari perusahaan Migas merupakan salah satu resiko


yang dihadapi seperti yang terjadi pada gerakan nasionalisai perusahaan

Migas di Venezuela.

• Mulitple jurisdiction, jika aktivitas dari perusahaan Migas berada dalam

juridiksi dari beberapa negara, yang masing mempunyai peraturannya

masing-masing, maka perusahan Migas tersebut harus melakukan

compliance terhadap setiap juridiksi hukum dari masing-masing negara yang

berbeda.

b) Hubungannya dengan perusahaan lain, resiko yang bisa terjadi adalah:

• Interdependence, dimana biasanya perusahan Migas satu sama lainnya adalah

rekan kerja sekaligus kompetitor. Perusahaan Migas seringkali bekerjasama

untuk memenangkan suatu proyek tertentu, tapi bisa saling bersaing untuk

memenangkan proyek lainnya. Hal ini tentu bisa menimbulkan conflict of

interest.

• Intellectual property, teknologi memainkan peran yang vital. Perusahaan

yang mempunyai keunggulan teknologi pasti mempunyai keunggulan

kompetitif terhadap kompetitornya. Adanya secondment dari karyawan

masing-masing perusahaan Migas bisa mengekpose kepada terbukanya

informasi yang dianggap rahasia kepada kompetitornya.

• Contractual Obligation, adanya kontrak Migas membutuhkan keahlian yang

mendalam mengenai industri Migas. Perbedaan pemahaman terhadap kontrak

Migas bisa mengakibatkan adanya dispute atau sengketa satu sama lain yang

biasanya bisa bernilai jutaan dolar dan proses penyelesaiannya bisa

membutuhkan jangka waktu yang lama.

• Market volatility, dalam sejarahnya industri Migas sangat mudah terpengaruh

terhadap banyak kejadian diluar kontrol dari Industri Migas itu sendiri.

Seperti adanya serangan teroris, perang, dll. Permintaan dan penawaran bisa

berubah secara tiba-tiba yang mengakibatkan ketidakmampuan dari

perusahaan Migas untuk melaksanakan kewajibannya dalam kontrak.

c) Hubungannya dengan resiko yang lain, seperti adanya resiko operasional

yang mungkin terjadi seperti kebakaran, pipa bocor dsb, yang bisa

mengakibatkan adanya tuntutan hukum dari pihak lain.


2.3.3 Struktur Kontrak Penjualan Gas

Volume gas yang tersedia untuk dijual oleh perusahaan minyak dan gas

adalah dipengaruhi oleh besarnya jumlah gas yang diproduksi dan ketentuan-

ketentuan fiskal yang berlaku. Biaya produksi, pajak, kendali pemerintah atau

kekuatan supply dan demand adalah faktor-faktor yang menentukan harga jual

gas.

Ada beberapa hal-hal yang menjadi isi utama dalam suatu kontrak jual

beli gas diantaranya adalah (vivek chandra:2006):

• Terms (Jangka Waktu), jangka waktu didalam kontrak jual beli gas bisa

singkat hanya satu hari, atau bisa sangat lama 20 sampai 30 tahun atau

sampai umur ekonomis dari sumur tersebut diproduksi.

• Quantity (Kuantitas), secara umum ada dua jenis tipe kontrak jual beli gas

dilihat dari jenis komitmennya, yaitu, depletion kontrak dan supply kontrak.

Depletion kontrak adalah kontrak jual beli gas yang mempunyai dedicated

field atau gas reserves yang dikomitmenkan untuk kontrak tersebut. Supply

kontrak adalah kontrak jual beli gas yang suplai gasnya bersumber dari

uncommited gas reserves dari Seller (penjual gas). DCQ (Daily Contract

Quantity) adalah jumlah kontrak harian gas yang bisa di suplai oleh Seller.

Sementara MDQ (Maximum Daily Quantity) adalah jumlah gas maksimum

yang bisa diambil oleh Buyer. Sementara kewajiban Buyer adalah untuk

mengambil gas di level TOP (Take-or-Pay).

• Delivery Obligation (Kewajiban Pengiriman), Seller mempunyai kewajiban

pengiriman gas sesuai kontrak. Untuk firm kontrak, Seller berkewajiban

untuk mengirim gas sesuai dengan contract quantity yang diperjanjikan,

untuk flexible contract, Seller hanya berkewajiban untuk mengirim gas

selama ketersediaan gas yang diminta oleh Buyer dapat dipenuhi oleh Seller

(interuptible contract)

• Take-or-Pay (TOP), adalah jumlah mínimum gas yang harus dibayar oleh

Buyer, hal ini untuk memastikan adanya jaminan minimum pendapatan yang

bisa diperoleh oleh Seller.


• Gas Quality (Kualitas Gas), meliputi maksimum dan mínimum heating

value, maksimum level impurities yang diperbolehkan seperti kandungan

O2, CO2, delivery pressure, dan kandungan air.

• Condition Precedent (Kondisi Pendahuluan) adalah hal hal yang harus

dipenuhi terlebih dahulu sebelum suatu kontrak itu bisa berlaku, seperti

selesainya proyek, telah lengkapnya perijinan, GTA atau GSPA telah

ditandatangani.

• Nomination (Nominasi), adalah kebutuhan gas yang diminta oleh Buyer

untuk keesokan harinya dan untuk beberapa hari kedepan (misalnya 3 hari,

atau 1 minggu kedepan)

• Force Majeure (Keadaan Kahar), adalah hal-hal yang berada diluar

jangkauan manusia dan tidak bisa diprediksikan sebelumnya yang bisa

mengakibat terhambatnya baik itu suplai, pengiriman maupun penerimaan

gas, contohnya: gempa bumi, kebakaran.

• Stabilization clauses, yaitu hal-hal yang memberikan pengampunan bagi

para pihak untuk tidak melaksanakan kewajibannya dan terbebas dari suatu

sanksi jika suatu kontrak tidak lagi mempunyai nilai ekonomis bagi salah

satu atau semua pihak dalam kontrak jual beli gas, seperti sudah habisnya

cadangan gas (reserves) yang ada lebih cepat dari perkiraan dan perubahan

hukum yang berlaku.

Secara lengkap skema suatu kontrak jual beli gas dapat dilihat dari gambar

berikut ini:

GSPA

Construction Period

Start date & Firm date

Field

UncommittedReserve

DCQ, MDQ,TOP, ACQ

Gas Source

Field readiness

Maintenance day

Daily demand swings

Production rate / storage capacity

ContractPeriod

Contract Volume

GasSpecification

Contract Price

Delivery point

Penalties

Legal issues

Seller appointment

Law & resolution

CP & FM

Gambar 2.6 Skema Kontrak Jual Beli Gas


2.3.4 Penetapan Harga Gas Bumi

Harga jual gas bumi menyangkut kepentingan beberapa pihak

diantaranya adalah Seller, Buyer dan Pemerintah. Seller dalam hal ini adalah

KKKS, sedangkan konsumen gas bumi adalah perusahaan pemakai gas bumi

yaitu pabrik pupuk, baja, semen, gas kota dan lain-lain.

Harga ekonomi gas bumi bisa dibilang unik dimana setiap

lapangan/wilayah berbeda-beda harganya. Faktor-faktor yang mempengaruhi

harga keekonomian gas bumi adalah (Ditjen Migas : 2004)

a) Letak lapangan gas bumi (onshore, offshore, remote dan laut dalam)

b) Jarak sumber gas dengan pasar

c) Jumlah cadangan (besar, sedang, kecil)

d) Karakteristik gas (high/low CO2, H2S, etc.)

e) Infrastruktur (sistem transportasi gas, jalan, dll)

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),


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.


- 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.


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.


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


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


- 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


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


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


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


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


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


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


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.


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


- 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


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


http://id.wikipedia.org/wiki/Suku_bunga�

http://id.wikipedia.org/wiki/Investasi�

return (MARR). MARR adalah laju pengembalian minimum dari suatu investasi

yang berani dilakukan oleh seorang investor

Sedangkan MARR (Minimum Attractive Rate of Return) merupakan tingkat

pengembalian minimum yang diinginkan dan sebagai indikator dalam

pengambilan keputsan manajemen dari beberapa pertimbangan. Diantara

pertimbangan-pertimbangan tersebut adalah sebagai berikut:

- jumlah uang yang tersedia untuk investasi dan sumber dari dana-dana

tersebut (yaitu: dana ekuitas atau dana pinjaman).

- Jumlah proyek yang layak untuk investasi dan keperluannya (yaitu, apakah

mempertahankan operasi yang ada sekarang dan bersifat esensial atau

memperluas operasi sekarang dan bersikap selektif).

- Besarnya resiko yang dirasakan sehubungan dengan peluang-peluang

investasi.

Dengan menggunakan rumus NPV, IRR adalah i’% yang pada nilai ini

)'%,,/()'%,,/(00

kiFPEkiFPRN

kk

N

kk ∑∑

==

=

Untuk Rk = penghasilan atau penghematan netto untuk tahun ke-k.

Ek = pengeluaran netto termasuk tiap biaya investasi untuk tahun ke-k

N = umur proyek

Apabila IRR lebih besar daripada tingkat biaya modal yang diperhitungkan,

maka proyek investasi layak untuk dilaksanakan.

Apabila IRR lebih kecil daripada tingkat biaya modal (MARR), maka sebaliknya

proyek investasi tersebut ditolak.


http://id.wikipedia.org/wiki/Investor�

BAB III

METODOLOGI PENELITIAN

Metodologi Penelitian dalam bentuk diagram ilir dapat dilihat dari pada

gambar 3.1 berikut ini:

Gambar 3.1 Diagram Alir Metodologi Penelitian

3.1 PENGUMPULAN DATA AWAL

Penelitian ini dimulai dengan pengumpulan data awal informasi

mengenai data cadangan gas di Sumatera dan informasi supply demand gas

untuk pasar yang ada serta pasar potensial untuk pemasaran gas terhadap volume

gas yang belum dimanfaakan. Juga dilihat peraturan perundang-undangan yang

mengatur mengenai industri Migas khususnya mengenai masalah Transportasi

Gas dan dilanjutkan dengan melihat bagaimana mekanisme perubahan Tarif

transportasi pipa gas di Indonesia dan membandingkannya dengan mekanisme

perubahan Tarif transportasi gas di Amerika Serikat. Struktur dari kontrak GTA

sebagai bagian dari kontrak Migas juga akan dilihat beserta resiko-resiko bisnis

yang ada dalam kontrak Migas dan bagaimana kontrak GTA mengatur mengenai

masalah Tarif. 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.

Mekanisme Production Sharing Contract juga akan dijabarkan sehubungan

dengan akan dianalisanya bagian dari pemerintah yang mungkin akan

terpengaruh jika Tarif transportasi gas dinaikkan. Dan terakhir adalah mengenai

teori keekonomian juga akan dijabarkan lebih lanjut untuk melakukan analisa

keekonomian nantinya jika Tarif transportasi dinaikkan.


3.2 EVALUASI KENAIKAN TARIF TRANSPORTASI GAS

Analisa akan berfokus kepada pemetaan permasalahan kenaikan Tarif

transportasi gas milik Transporter dilihat 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.

3.3 EVALUASI JARINGAN PIPA

Pada tahap ini akan beberapa evaluasi yaitu

- Evaluasi teknis, yang meliputi, lokasi awal tapping point dan titik keluaran

pipa, jenis, panjang, diameter, tekanan pipa, serta spesifikasi gas yang masuk

ke pipa akan menggunakan akan dibuat sama dengan yang dimiliki

Transporter. Selain itu juga akan dievaluasi kapasitas pipa, kebutuhan kapasitas

kompresor, kapasitas atau volume pipa, kebutuhan akan fuel gas, biaya operasi

dan kompresor pipa, depresiasi, biaya investasi pipa dan kompresor yang

berlaku umum untuk pemakaian pipa sampai tahun 2023.

- Evaluasi Supply dan Demand Gas, akan melihat pemanfatan ruas pipa

berdasarkan besarnya supply gas yang diambil dari pipa gas milik Transporter,

sedangkan analisa tingkat utilitas pipa di tahun tahun mendatang berdasarkan

proyeksi pasar gas bumi hingga tahun 2023.

- Evaluasi Keekonomian, menggunakan metode penelitian yang mengambil data-

data baik data-data literatur maupun data lapangan yang kemudian diolah

menjadi data-data yang akan digunakan sebagai input data untuk dimasukkan

kedalam suatu model dengan menggunakan Microsoft Excel untuk

mengevaluasi keekonomian kenaikan Tarif sampai tahun 2023 dengan

menggunakan asumsi kenaikan Tarif dengan variasi dari US$ 0.8/MSCF


sampai dengan US$ 2/MSCF. Evaluasi keekonomian ini nantinya akan melihat

keekonomian dari tiga pihak yaitu:

1) Dari sisi Transpoter, untuk melihat berapa pendapatan yang akan diterima

oleh Transporter dengan menganalisa Internal Rate of Return (IRR) pipa

milik Transporter tersebut pada level penggunaan pipa di Take-or-Pay

(TOP), Daily Contract Quantity (DCQ), dan Maximum Daily Quantity

(MDQ) yang datanya akan diambil dari data kontrak yang sudah pernah

dipublikasikan. Kapasitas pipa gas di level TOP akan memakai asumsi

pemanfaatan gas hanya 95% dari DCQ dan untuk MDQ akan memakai

asumsi 115% dari DCQ dengan memakai variasi kenaikan Tarif dari

menjadi US$ 0.8/MSCF sampai dengan US$ 2 /MSCF.

2) Dari sisi Shipper, keekonomiannya akan dilihat dengan menganalisa

penerimaan yang akan diterima oleh Shipper dan selain itu juga

membandingkan biaya yang paling rendah antara biaya tambahan yang

harus dikeluarkan dengan adanya kenaikan Tarif dengan variasi kenaikan

Tarif dari menjadi US$ 0.8/MSCF sampai dengan US$ 2 /MSCF dengan

menggunakan biaya investasi dan biaya operasional yang berlaku umum

yang harus dikeluarkan oleh Shipper dengan membangun suatu jaringan

pipa gas yang baru yang memiliki spesifikasi yang sama seperti yang

dimiliki Transporter.

3) Dari sisi Pemerintah, adalah untuk melihat pendapatan yang akan diterima

oleh Pemerintah dari Production Sharing Contract, jika Tarif dinaikkan

dengan memakai variasi kenaikan Tarif menjadi US$ 0.8/MSCF sampai

dengan US$ 2 /MSCF. Sebagai alat analisa akan digunakan mekanisme

Production Sharing Contract untuk bagi hasil gas bumi.

3.4 HASIL KEEKONOMIAN

Berdasarkan evaluasi keekonomian maka akan dilihat bagaimana hasil

keekonomian tersebut untuk melihat tiga hal seberikut:

- Besarnya Net Contractor Share jika Tarif dinaikkan dengan memakai variasi

angka kenaikan Tarif dari US$ 0.8/MSCF sampai US$ 2,0/MSCF


- Besarnya IRRTransporter jika Tarif dinaikan dengan memakai variasi angka

kenaikan Tarif dari US$ 0.8/MSCF sampai US$ 2,0/MSCF.

- Besarnya penerimaan negara dari Production Sharing Contract jika Tarif

dinaikkan.

- Mana yang lebih ekonomis biaya tambahan yang harus dikeluarkan dengan

adanya kenaikan Tarif dengan Biaya harus dikeluarkan oleh Shipper untuk

membangun suatu jaringan pipa gas yang baru.


BAB IV

EVALUASI KENAIKAN TARIF TRANSPORTASI GAS

4.1 ASAS KEADILAN DAN KEPASTIAN HUKUM DALAM KONTRAK

GTA

Dalam kehidupan masyarakat yang saling membutuhkan dan saling

tergantung dalam memenuhi kehidupan ekonomi yang semakin berskala global,

kontrak merupakan bagian dari Hukum Perdata yang sangat penting. Lingkupnya

sangat luas dan dipengaruhi oleh berbagai gaya dan sistem hukum, antara lain

sistem common law dan sistem civil law. Secara sederhana bisa diartikan sistem

hukum common law menjadikan keputusan-keputusan pengadilan

(yurisprudensi) sebagai dasar hukum dan konsep peradilannya memakai sistem

juri, sedangkan pada civil law, yang dijadikan dasar hakim mengambil keputusan

adalah peraturan perudang-undangan yang berlaku. Di Indonesia istilah kontrak

dalam terminologi sehari-hari mengandung arti suatu perjanjian tertulis yang

menimbulkan pengikatan bagi para pihak untuk melakukan sesuatu pada masa

mendatang. Kontrak sebagai bagian dari Hukum Perjanjian memiliki beberapa

asas penting yang perlu diketahui terutama pada saat pembuatannya untuk

menjamin adanya keadilan dan kepastian hukum, diantaranya adalah:

- Kebebasan berkontrak

Asas kebebasan berkontrak pada pokoknya menyatakan bahwa para

pihak bebas membuat perjanjian-perjanjian dengan siapapun yang dikehendaki

dan menentukan cakupan isi serta persyaratan dari suatu perjanjian. Berlakunya

asas kebebasan berkontrak di Indonesia dapat dilihar dari Pasal 1329

KUHPerdata yang menyatakan bahwa tiap orang berwenang untuk membuat

perikatan kecuali jika ia dinyatakan tidak cakap untuk hal itu. Pemahaman asas

kebebasan berkontrak ini bukan dalam pengertian yang mutlak karena dalam

kebebasan tersebut terdapat berbagai pembatasan, antara lain oleh aturan-aturan


hukum nasional yang sifatnya publik seperti ketertiban umum dan kesusilaan.

Undang-undang tertentu telah mencantumkan ketentuan-ketentuan yang boleh

dan tidak boleh dicantumkan dalam suatu kontrak Batas ini dikenal dalam

prinsip hukum latin yang berbunyi ”pacta private juri publicio derogare non

posunt\”. Dalam KUHPerdata, rambu-rambu yang membatasi kebebasan

berkontrak termasuk yang termuat dalam Pasal 1320 mengenai empat

persyaratan untuk sahnya suatu perjanjian dan Pasal 1338 ayat (3) yang

menyatakann bahwa perjanjian harus dilakukan dengan itikad baik. Itikad baik

merupakan suatu sendi yang terpenting dalam Hukum Perjanjian. Menurut

Madjedi yang mengutip Subekti, hukum itu selalu mengejar dua tujuan, yaitu

untuk menjamin kepastian (ketertiban) dan memenuhi tuntutan keadilan. Pasal

1338 ayat (1) KUHPerdata dapat dipandang sebagai suatu syarat atau tuntutan

kepastian hukum (janji itu mengikat) dan Pasal 1338 ayat (3) KUHPerdata

dipandang sebagai tuntutan keadilan.

- Itikad Baik

Rambu-rambu lain yang membatasi kebebasan berkontrak adalah asas

Itikad Baik. Dalam istilah bisnis, itikad baik yang berasal dari Latin ”bona fide”

diartikan sebagai upaya untuk tidak mencari keuntungan yang tidak wajar atau

tidak menipu orang lain. Persyaratan itikad umumnya berhubungan dengan

kinerja dan penegakan berlakunya kontrak dan juga sering diberlakukan selama

negosiasi. Di Indonesia asas itikad baik dalam KUHPerdata dimuat dalam Pasal

1338 ayat (3) yang menyatakan bahwa perjanjian harus dilakukan dengan itikad

baik. Berlakunya asas itikad baik yang ditetapkan dalam Pasal 1338 tersebut

mempunyai daya kerja baik pada waktu perjanjian dilaksanakan maupun pada

waktu perjanjian itu dibuat. Artinya suatu perjanjian tidak sah apabila dibuat

berlandaskan itikad buruk, seperti penipuan dan karenanya itikad baik

mengandung pengertian bahwa kebebasan suatu pihak dalam membuat

perjanjian dibatasi oleh itikad baiknya. Selanjutnya, itikad baik pada waktu

pelaksanaan hak-hak dan kewajiban adalah itikad baik pada waktu melaksanakan

perjanjian, dimana pelaksanaan harus mengindahkan norma-norma kepatutan


dan keadilan dengan menjauhkan diri dari perbuatan yang mungkin

menimbulkan kerugian terhadap pihak lain, yakni suatu penilaian baik terhadap

tindak-tanduk salah satu pihak dalam melaksanakan apa yang dijanjikan, yang

bertujuan mencegah kelakuan yang tidak patut atau sewenang-wenang dalam

pelaksanaan tersebut.

- Kepatuhan terhadap kontrak (Sancity of Contract)

Kepatuhan terhadap kontrak berlandaskan pada prinsip-prinsip bahwa pra

pihak harus mematuhi ketentuan-ketentuan dalam kontrak yang disepakati.

Dalam hal ini hukum tidak memberikan keringanan atau pembebasan kepada

pihak yang berusaha menghindari akibat dari suatu persetujuan atau tawar

menawar yang sekarang hasilnya disesalkan.

4.2 PERUBAHAN TARIF DALAM KONTRAK GTA

Dalam pasal no. 64 UU no 22 tahun 2001, telah diatur bahwa semua

kontrak yang dibuat oleh badan usaha yang bergerak di bidang minyak dan gas

akan tetap berlaku sampai kontrak tersebut berakhir. Dalam hal ini kontrak GTA

bisa dikategorikan sebagaimana kontrak yang dimaksud dalam pasal 64 tersebut

dikarenakan kontrak GTA di buat dan di tandatangani sebelum UU no.22 tahun

2001 berlaku.

Dalam rangka melakukan pengawasan transportasi gas bumi melalui

pipa, Pemerintah juga berwenang untuk menetapkan tarif transportasi gas

melalui pipa. Dalam pasal 30 dari peraturan BPH Migas no.16 tahun 2008

mengenai penetapan Tarif Transportasi Gas Bumi dikatakan bahwa Tarif yang

sudah ada sebelum peraturan tersebut dikeluarkan akan tetap berlaku, yang bisa

diartikan keberlakuaannya adalah sampai kontrak berakhir.

Di dalam kontrak GTA sendiri juga sudah terdapat pengaturan bahwa

kontrak tidak bisa dirubah, diamandemen atau ditambah, kecuali dengan adanya

perjanjian tertulis yang dilakukan oleh para pihak.


Dapat disimpulkan bahwa Undang-undang no.20 tahun 2001 dan

peraturan BPH Migas no 16 tahun 2008 telah memberikan bukti yang jelas

bahwa hukum di Indonesia sendiri memberikan pengakuan terhadap prinsip

Sancity of Contract, sehingga aturan-aturan yang ada mengenai Tarif tetap

berlaku.

Dalam kontrak GTA biasanya terdapat beberapa hal yang diatur berkaitan

dengan kewajiban baik itu Shipper maupun Transporter sebagai berikut:

- Transporter akan mengasuransikan pipa transmisi untuk mengantisipasi

resiko yang mungkin akan muncul pada saat periode konstruksi dan operasi

selama berlakuknya kontrak GTA.

- Transporter berhak untuk membuat pipa interkoneksi dengan syarat bahwa

Gas yang disalurkan melalui pipa interkoneksi tersebut memenuhi

persyaratan kualitas dan tekanan sesuai di dalam kontrak GTA.

- Transporter gagal, selain dari alasan force majeur, untuk melaksanakan

kewajiban penyaluran gas maka Transporter harus membayar ganti rugi

termasuk penalti yang terjadi di dalam kontrak GSPA.

- Shipper bertanggung jawab untuk membangun fasilitas yamg diperlukan

untuk melakukan koneksi dengan pipa Transporter.

- Transporter akan bertanggung jawab menanggung biaya interkoneksi di titik

keluar gas.

- Transporter akan secepatnya melakukan perbaikan jika Pipa Transmisi

mengalami kerusakan atau atau tidak mampu untuk melakukan kewajiban

transportasi gas.

- Seluruh biaya untuk perbaikan dan pemeliharaan jalur pipa adalah atas biaya

dari Transporter.

- Shipper membayar Tarif sesuai dengan yang disepakati.

Ketidakmampuan dari satu pihak untuk melaksanakan kewajibannya dan

menyerahkan kewajiban tersebut kepada pihak akan membuat pihak yang tidak

bisa melaksanakan kewajibanya sebagai pihak yang melakukan “breach of

contract” dan kepadanya bisa dituntut hal-hal sebagai berikut:


- Kompensasi Kerugian, yaitu sejumlah pembayaran sebagai biaya untuk

mengkompensasi kerugian yang dialami.

- Consequential Damage - uang untuk kerugian yang disebabkan oleh

pelanggaran yang terjadi di masa mendatang. Dimana para pihak pada saling

mengetahui bahwa akan ada kerugian yang terjadi di masa yang akan dating

jika salah satu pihak tidak melaksanakan kewajibannya.

- Peniadaan - kontrak dibatalkan dan kedua belah pihak dibebaskan dari kinerja

lebih lanjut

Dapat disimpulkan bahwa kontrak GTA yang dibuat sebelum UU No.22

tahun 2001 dan juga Peraturan BPH Migas no 16 tahun 2008 dinyatakan tetap

berlaku sampai kontrak tersebut berakhir dan setiap perubahan dari isi kontrak

termasuk Tarif harus berdasarakan kesepakatan para pihak yang terkait. Dan para

pihak yang melanggar dapat dikenakan sanksi atas pelanggarannya tersebut.


BAB V

EVALUASI JARINGAN PIPA

5.1 EVALUASI PENYALURAN GAS BUMI MELALUI PIPA

TRANSMISI

Kontrak GTA antara Transporter dengan Seller menyepakati penyaluran

gas bumi menuju Singapura dan Batam. Start Up dilakukan 30 bulan setelah

penandatangan kontrak GTA dan Commisioning dilakukan dua bulan sebelum

Start Up pada tahun 2003. Buyer membeli Gas dari Seller berdasarkan besarnya

kandungan energi (Btu) yang terkandung di dalam Gas tersebut, sedangkan

Seller membayar Tarif kepada Transporter berdasarkan besarnya volume (Scf)

yang disalurkan kedalam Pipa Transmisi. Kontrak penyaluran gas bumi melalui

Jaringan Pipa Transmisi milik Transporter adalah sampai tahun 2020 dengan

volume Daily Contract Quantity (DCQ) yang disepakati naik secara bertahap

dengan peningkatan penyaluran volume gas mulai tahun 2006 dan mencapai

plateau pada tahun 2010 untuk penyaluran gas ke Singapura (355.1 Mmscfd) dan

tahun 2012 untuk penyaluran gas ke Batam (109.2 Mmscfd). Konsumen gas

terbesar dari Batam adalah PLN dan Batamindo (Independent Power Producer

(IPP)) dengan total penyaluran gas sekitar 80 Bbtud pada tahun 2010 dan sekitar

80% penyaluran gas ke Singapura di gunakan untuk keperluan Power

Generation. Asumsi heating value yang digunakan adalah 1,035

MMBTU/MMSCF. Profil penyaluran gas berdasarkan data yang didapat dari

ADB dan Wood Mackenzie dapat dilihat dari tabel 5.1 berikut ini:


Tabel 5.1 Daily Contract Quantity (DCQ) (2003-2020)

Periode Batam Singapore Bbtud Mmscfd Bbtud Mmscfd

2003 31,1 30,0 75 72,0 2004 31,1 30,0 152 147,0 2005 31,1 30,0 185,8 179,6 2006 39,1 37,7 236,1 228,1 2007 51,2 49,5 268,2 259,1 2008 72,3 69,8 318,3 307,5 2009 72,8 70,4 321,4 310,5 2010 79,4 76,7 367,5 355,1 2011 67,2 64,9 367,5 355,1 2012 113,0 109,2 367,5 355,1 2013 113,0 109,2 367,5 355,1 2014 113,0 109,2 367,5 355,1 2015 113,0 109,2 367,0 354,6 2016 101,0 97,5 367,0 354,6 2017 101,0 97,5 367,0 354,6 2018 101,0 97,5 367,0 354,6 2019 101,0 97,5 367,0 354,6 2020 45,8 44,3 367,0 354,6 2021 45,8 44,3 368,0 355,5 2022 45,8 44,3 369,0 356,5 2023 45,8 44,3 370,0 357,5

Shipper mempunyai kewajiban pengiriman gas sesuai kontrak. Untuk

firm kontrak, Shipper berkewajiban untuk mengirim gas sesuai dengan contract

quantity yang diperjanjikan, untuk flexible contract, Shipper hanya berkewajiban

untuk mengirim gas selama ketersediaan gas yang diminta oleh Buyer dapat

dipenuhi oleh Seller Selain dari volume DCQ yang disepakati, biasanya juga

disepakati besaran volume untuk TOP atau Ship or Pay (SOP) yang mempunyai

prinsip yang sama dengan TOP dimana Seller berkewajiban untuk menyalurkan

sejumlah minimal volume Gas kedalam Pipa Transmisi milik Transporter.

Besarnya persentase nilai SOP sama nilainya dengan besarnya TOP. Besaran

SOP adalah 95% dari DCQ.


Besarnya MDQ, yaitu jumlah maksimal gas yang bisa disalurkan juga

disepakati antara Transporter dengan Seller yang besarnya adalah sekitar 115%

DCQ. DCQ (Daily Contract Quantity) adalah jumlah kontrak harian gas yang

bisa di suplai oleh Seller. Sementara MDQ (Maximum Daily Quantity) adalah

jumlah gas maksimum yang bisa diambil oleh Buyer. Sementara kewajiban

Buyer adalah untuk mengambil gas di level TOP (Take-or-Pay).

Volume TOP dan MDQ bisa dilihat dari Tabel 5.2 dan Tabel 5.3 berikut

ini:

Tabel 5.2 Ship or Pay (SOP) 2010-2023


2003 29,5 28,5 70,8 68,4 2004 29,5 28,5 144,5 139,7 2005 29,5 28,5 176,5 170,6 2006 37,1 35,9 224,3 216,7 2007 48,7 47,0 254,7 246,1 2008 68,7 66,3 302,4 292,2 2009 69,2 66,8 305,3 295,0 2010 75,4 72,9 349,1 337,3 2011 63,8 61,7 349,1 337,3 2012 107,4 103,8 349,1 337,3 2013 107,4 103,8 349,1 337,3 2014 107,4 103,8 349,1 337,3 2015 107,4 103,8 348,6 336,8 2016 95,9 92,7 348,6 336,8 2017 95,9 92,7 348,6 336,8 2018 95,9 92,7 348,6 336,8 2019 95,9 92,7 348,6 336,8 2020 43,5 42,1 348,6 336,8 2021 43,5 42,1 349,6 337,8 2022 43,5 42,1 350,5 338,7 2023 43,5 42,1 351,5 339,6


Tabel 5.3 Maximum Daily Quantity (MDQ) ( 2010-2023)


2003 35,7 34,5 85,7 82,8 2004 35,7 34,5 175,0 169,1 2005 35,7 34,5 213,7 206,5 2006 44,9 43,4 271,5 262,3 2007 58,9 56,9 308,4 297,9 2008 83,1 80,3 366,1 353,7 2009 83,8 80,9 369,6 357,1 2010 91,3 88,2 422,6 408,3 2011 77,3 74,7 422,6 408,3 2012 130,0 125,6 422,6 408,3 2013 130,0 125,6 422,6 408,3 2014 130,0 125,6 422,6 408,3 2015 130,0 125,6 422,0 407,8 2016 116,1 112,2 422,0 407,8 2017 116,1 112,2 422,0 407,8 2018 116,1 112,2 422,0 407,8 2019 116,1 112,2 422,0 407,8 2020 52,7 50,9 422,0 407,8 2021 52,7 50,9 423,0 408,7 2022 52,7 50,9 424,0 409,7 2023 52,7 50,9 425,0 410,6

5.2 EVALUASI TEKNIS JARINGAN PIPA TRANSMISI

Spesifikasi Pipa Transmisi Transporter dapat dilihat dari tabel 5.4 berikut

ini:

Tabel 5.4 Spesifikasi Pipa Transporter

Deskripsi Pipa Pipa Transmisi Transporter

Diameter (inch) 28

Total Length (km) 468

Wall thickness 0,47;0,5;0,625

Pipe Grade API 5L X65;API 5L X70,

Coating 3 Layer PE, + Concrete coating Design Pressure (psig) 1.650

Max Operation Pressure (psig) 1.500

CP Protection Impress Current (onshore) & Sacrificial anode (offshore)


Jaringan Pipa Transmisi milik Transporter berjarak total 468 km, dimana

sekitar 220km berada di onshore dan 248km berada di offshore dengan memakai

pipa 28” dengan panjang dari masing-masing ruas pipa adalah sebagai berikut:

Singapore

Segmen 4Batam

Sumatra

Segmen 1

= metering system for = gas in= gas out

Segmen 3

Segmen 2

Gambar 5.1 Skema Pipa Transmisi Transporter

Panjang dari masing-masing segmen ruas pipa adalah sebagai berikut:

- Segmen 1 : 136.1 km

- Segmen 2 : 72.34 km

- Segmen 3 : 214.3 km

- Segmen 4 : 45.56 km

Konfigurasi pipa dipilih sesuai dengan ketersediaan gas, lokasi pasar dan

proyeksi permintaan gas. Pipa ditanam dan dilindungi dengan polyethlene

coating proteksi katodik. Power –operated shut off valves akan dipasang pada

setiap interval 25km dan dioperasikan melalui lokal atau remote stations untuk


mengisolasi segmen-segmen pipa bila terjadi keadaan darurat atau dalam

kegiatan pemeliharaan. Seluruh material yang digunakan untuk kontruksi pipa

dan pengelasan diinspeksi dengan teknik x-ray dan test hidrostastik.

Pipa di desain dengan Tekanan Maksimum Operasi 1650 psig dengan

Maksimum Operation Pressure sebesar 1500 psig dengan memakai Design flow

rate ke Singapore adalah 403/138 MMscfd (max/min) dan 30 MMscfd menuju

Batam. Design pipa dibuat agar bisa mengantisipasi kenaikan demand gas

dimasa depannya. Delivery Pressure di Titik Serah Batam adalah 400/350 psig

(max/min) dan Delivery Pressure di Titik Serah Singapore adalah 1500/420

(max/min). Simulasi penyaluran gas dari tempat Seller menggunakan Pipa milik

Transporter menuju ke Batam dan Singapura dapat dilihat dari Simulasi

Penyaluran Gas yang terdapat pada Lampiran 1. Kapasitas pipa gas tanpa

menggunakan kompressor adalah 400 MMscfd sedangkan jika menggunakan

kompressor (4,000 HP, Ratio @ 1.2) maka kapasitas pipa akan naik menjadi 465

MMscfd. Untuk mengantisipasi kenaikan demand gas maka akan ada

pembangunan kompressor tahap 2 sehingga kapasitasnya akan naik menjadi 600

MMscfd, yang bisa dilihat dari Grafik 5.1 berikut ini:

Grafik 5.1 Kapasitas Pipa Transmisi


5.3 EVALUASI KEEKONOMIAN

5.3.1 Biaya Investasi Pipa

Biaya Investasi Pipa merupakan biaya modal yang diperlukan untuk

pembangunan sistem perpipaan dari awal hingga siap untuk menyalurkan gas.

Biaya investasi diasumsikan berasal dari modal sendiri (equity) dan pinjaman

(debt). Asumsi sumber investasi berasal dari pinjaman Asian Development Bank

(ADB) sebesar 70% dengan suku bunga 6% dan periode pengembaliannya

adalah selama 10 tahun dan modal sendiri sebesar 30. Estimasi Biaya pembuatan

Pipa Transmisi dari adalah sebagai berikut:

Tabel 5.5 Perkiraan Biaya Investasi

Komponen Biaya Investasi US$ Biaya Investasi Tetap 326.376.595 Biaya Modal Kerja 16.318.830 Biaya Kompresor 14.900.000 Total 357.595.425

- Biaya Investasi Tetap

Biaya investasi tetap memakai estimasti biaya pembangunan jaringan transmisi

pipa yang dibuat oleh Transporter yang detail komponennya secara lengkap

dapat dilihat di Lampiran 2. Berikut ini adalah ringkasan dari biaya investasi

tetap:

Tabel 5.6 Biaya Investasi Tetap

Ruas Pipa US$ Segmen 1 75.621.800 Segmen 2 39.613.625 Segmen 3 167.650.844 Segmen 4 43.490.326

Total 326.376.595


- Biaya Modal Kerja

Biaya modal kerja diasumsikan adalah 5% dari total Biaya investasi tetap.

- Biaya Kompresor

Biaya untuk pembangunan kompresor menggunakan rule of thumb

(Sheddon:2006) sebagai berikut:

Biaya Kompresor (dalam US$) = 2,970,000 + 1,120P

P = dalam horse power (hp)

Dengan menggunakan 2 kompresor dengan masing-masing kekuatan sebesar

4000 hp, dimana 1 kompresor dalam posisi standby maka Biaya Kompresor

adalah : 2,970,000 + 1,120 (4000) (2) = US$ 14,900,000

5.3.2 Biaya Operasional Pipa

Biaya Operasional Pipa adalah pengeluaran yang diperlukan agar

kegiatan operasi berjalan lancar sehingga dapat menghasilkan keuntungan sesuai

dengan perencanaan. Biaya operasional pipa diantaranya meliputi biaya pajak

properti, biaya pemeliharan (inspeksi, kalibrasi, peralatan serta perlengkapan),

biaya asuransi dan biaya overhead lainnya (tenaga kerja, administrasi, perizinan,

dsb) dan biaya fuel kompresor.

- Biaya Pemeliharaan Fasilitas

Besarnya biaya pemeliharaan jaringan gas bumi diasumsikan sebesar 1,5%

dari total investasi dengan eskalasi kenaikan sebesar 7,71% tiap tahunnya.

- Biaya Asuransi

Besarnya Biaya Asuransi diasumsikan sebesar 7% dari seluruh biaya

investasi yang dibayarkan secara bertahap dengan schedule pembayaran selama

20 tahun.


- Biaya Overhead

Biaya Overhead pengelolaan jaringan pipa diasumsikan sebesar 2% dari

Biaya Investasi dengan eskalasi kenaikan sebesar 5% tiap tahunnya.

- Biaya Bahan Bakar Gas Kompresor

Konsumsi bahan bakar gas untuk kompresor sesuai dengan yang

disepakati antara Seller dan Transporter yaitu sekitar 4.5 MMSCFD.

Diasumsikan harga gas untuk bahan bakar kompresor di dekat daerah jabung

adalah US$ 1 / MMBTU sampai dengan kontrak berakhir di tahun 2020. Dengan

memakai asumsi 1035 MMBTU/MMSCF maka biaya bahan bakar kompresor

perhari adalah:

Biaya Bahan Bakar Gas Kompresor = 4.5 MMSCFD x US$ 1 / MMBTU x 1035

MMBTU/MMSCF = US$ 4,657.5 / hari

.

5.3.3 Perhitungan Aliran Kas Dalam melakukan perhitungan aliran kas, parameter yang ditetapkan

adalah:

- Periode Operasi

Asumsi penggunaan pipa adalah dari tahun 2003-2023. Pendapatan dan

pengeluran dihitung berdasarkan periode ini.

- Tingkat Pajak Pendapatan

Tarif PPH Badan yang dibayar oleh Transporter sesuai dengan UU No.36

tahun 2008 Pasal yaitu tarif pajak untuk wajib badan dalam negeri dan bentuk

usaha tetap adalah 25%.

- Tingkat Diskonto

Tingkat diskonto merupakan perubahan nilai uang sebagai fungsi waktu.

Tingkat diskonto ditetapkan sesuai dengan besarnya nilai WACC.


- Harga gas bumi

Harga beli gas bumi sesuai dengan perjanjian jual beli gas bumi antara

Seller dengan Buyer, dimana harga gas bumi ke Batam ditetapkan US$ 3 /

MMBTUD dan harga beli gas bumi ke Singapura adalah sesuai dengan estimasi

pergerakan harga HSFO sebagai berikut:

Tabel 5.7 Estimasi harga beli gas Singapura

Year Year Year $Mmbtu $Mmbtu $Mmbtu

2003 3,0 2011 11,5 2019 16,4 2004 3,4 2012 12,2 2020 16,9 2005 4,1 2013 13,5 2021 17,4 2006 4,8 2014 14,0 2022 17,8 2007 5,5 2015 14,4 2023 18,3 2008 6,2 2016 14,8

2009 7,9 2017 15,5 2010 9,7 2018 16,0

- Weighted Average Cost of Capital (WACC)

Adalah rata-rata tertimbang biaya modal sendiri (equity) dan modal

pinjaman (debt) yang di investasikan pada suatu kegiatan usaha.

WACC = CoE x E/(D+E) + CoD x D/(D+E)

CoE = biaya modal sendiri = Rf + β (MEM+ICRP)

CoD = biaya modal pinjaman = i x (1-t)

Dimana:

E = modal sendiri

D = modal pinjaman

i = bunga pinjaman

t = tingkat pajak pendapatan

Rf = tingkat bebas resiko

Β = Sensitivitas laju pengembalian asset perusahaan terhadap pergerakan pasar

modal


MEM = base premium for market equity market

ICRP = Indonesia country risk premium

Berdasarkan perhitungan dengan menggunakan persamaan tersebut, didapatkan

WACC adalah sebesar 7,32% yang perhitungannya dapat dilihat dari Lampiran 3

- Pendapatan

Pendapatan berasal dari tarif pengangkutan gas ke Batam dan Singapura.

- Biaya Operasional

Biaya operasional adalah biaya yang dikeluarkan untuk pengoperasian

pipa.

- Depresiasi

Depresiasi menggunakan metode garis lurus (straight line) selama 20

tahun.

- Iuran BPH Migas

Sesuai dengan Peraturan Pemerintah nomor 1 tahun 2006 tentang

Besaran Penggunaan Iuran Badan Usaha Dalam Kegiatan Usaha Penyediaan

dan Pendistribusian Bahan Bakar Minyak dan Pengangkutan Gas Bumi Melalui

Pipa, maka besarnya iuran yaitu 3% untuk nilai penjualan gas sampai dengan

100 BSCF selama setahun dan 2% untuk penjualan gas diatas 100 BSCF.

- Pajak

Pajak setiap tahun dihitung sebesar 28% sebelum tahun 2010 dan 25%

mulai tahun 2010 dan sesudahnya.

- Inflasi

Asumsi nilai inflasi yang digunakan adalah 7,71 yang merupakan rata-

rata inflasi di Indonesia dari tahun 2003-2010.


- Tarif

Besaran tariff dari tahun 2003-2009 adalah US$ 0,7 / MSCF dan untuk

tahun 2010 dan sesudahnya menggunakan besaran Tarif dengan variasi dari

US$ 0,7 / MSCF – US$ 2,0 / MSCF.

- Net Cash Flow (NCF)

NCF dihitung dengan mengurangi jumlah investasi dan pendapatan

dengan biaya pemeliharaan fasilitas, biaya overhead, iuran BPH Migas, bunga

dan pajak.

- Pajak Production Sharing Contract

Untuk tingkat pajak PSC memakai asumsi rate dengan nilai 48%.

- Gas Plant Investment

Asumsi pembuatan sebuah gas plant untuk menghitung bagi hasil

penjualan gas bumi memakai asumsi biaya yang terdapat di Plant of

Development dari Seller yang dapat dilihat sebagai berikut:

Tabel 5.8 Biaya Pembangunan Gas Plant

Project Investment MM$ Exploration Drilling 87 Development Drilling 100 Field facilities 214 Central Gas Plant 227 Exploration Drilling 18 Capitalized Interest 83 730 Investment Credit (55%) 401 Operating Cost MM$

2003 21,8 Inflasi 7,71%


5.4 HASIL KEEKONOMIAN

5.4.1 Hasill IRR

Hasil perhitungan lengkap IRR dapat dilihat pada Lampiran 4. Hasil

ringkasannya diperlihatkan pada Grafik 5.2 berikut ini yang memperlihatkan

besarnya IRR Transporter dengan berbagai variasi Tarif sebagai berikut:

Grafik 5.2 Hasil IRR dengan variasi tingkat Harga dan Volume kontrak

Grafik 5.2 Hasil IRR dengan variasi tingkat Harga dan Volume kontrak

Dari hasil perhitungan dengan variasi Tarif dari US$ 0,7 – US$ 2,0 dan

dengan memakai asumsi penyaluran gas pada level TOP, DCQ dan MDQ dapat

dijelaskan hal-hal sebagai berikut:

- Dengan memakai Tarif tetap US$ 0,7 / MSCF maka nilai IRR pada level

DCQ adalah 9,40% yang mana nilai IRR inilah yang disepakati antara

Shipper dengan Seller pada saat penentuan Tarif di awal kontrak.

- Setiap kenaikan Tarif USS 0,1 / MSCF pada level DCQ, TOP, maupun

MDQ maka akan menaikan IRR sebesar kurang lebih 1% yang bisa terlihat

pada tabel berikut ini:


Tabel 5.9 Hasil Perhitungan IRR

Tarif Transportasi Volume Penjualan

TOP DCQ MDQ 95% 100% 115%

$0,7 8,5% 9,4% 12% $0,8 10% 11% 13% $0,9 11% 12% 14% $1,0 12% 13% 15% $1,1 13% 14% 16% $1,2 14% 15% 17% $1,3 15% 15% 18% $1,4 15% 16% 18% $1,5 16% 17% 19% $1,6 17% 17% 20% $1,7 17% 18% 20% $1,8 18% 19% 21% $1,9 18% 19% 21% $2,0 19% 20% 22%

- Tingkat IRR minimum adalah sebesar 8,5% pada level penyaluran gas di

TOP dengan Tarif US$ 0,7 / MSCF sedangkan jika Tarif yang dipakai

adalah US$ 2,0 pada level MDQ maka bisa diperoleh IRR maksimum

sebesar 22%.

- Setiap kenaikan penyaluran Gas dari TOP menjadi DCQ dan DCQ menjadi

MDQ untuk tingkat Tarif yang sama maka akan menaikan IRR sebesar

kurang lebih 1%.

- Setiap kenaikan Tarif USS 0,1 / MSCF pada maka akan menaikan

pendapatan sebesar (dalam Juta Dollar) US$ 58,164, US$ 61,226, US$

70,409, secara berurutan pada level TOP, DCQ dan MDQ.

- Jika diasumsikan terdapat kenaikan biaya operasional sebesar 2 kali pada

tahun 2010, maka perhitungan IRR0 maka perhitungan IRR, yang detailnya

dapat dilihat pada Lampiran 5 dengan ringkasannya adalah sebagai berikut:


Grafik 5.3 Hasil IRR Dengan Kenaikan Biaya Operasional 2 Kali Lipat di

tahun 2010

Grafik 5.3 Hasil IRR Dengan Kenaikan Biaya Operasional 2 Kali Lipat di

tahun 2010

Dari hasil perhitungan dengan variasi Tarif dari US$ 0,7 – US$ 2,0 dan

dengan memakai asumsi penyaluran gas pada level TOP, DCQ dan MDQ dan

terdapat kenaikan biaya operasional menjadi dua kali lipat pada tahun 2010

dapat dijelaskan hal-hal sebagai berikut:

- Dengan memakai Tarif tetap US$ 0,7 / MSCF maka nilai IRR pada level

DCQ adalah 8,22% atau mengalami penurunan sebesar 1,18% dari IRR awal

yang tidak menggunakan asumsi kenaikan biaya operasional.

- Setiap kenaikan Tarif USS 0,1 / MSCF pada level DCQ, TOP, maupun

MDQ maka akan menaikan IRR sebesar kurang lebih 1% yang bisa terlihat

pada tabel 5.10 berikut ini:


Tabel 5.10 Hasil Perhitungan IRR dengan Kenaikan Biaya Operasional di tahun

2010

Tarif Transportasi Volume Penjualan

TOP DCQ MDQ

95% 100% 115% $0,7 7,25% 8,22% 10,84% $0,8 8,83% 9,75% 12,25% $0,9 10,16% 11,04% 13,46% $1,0 11,31% 12,17% 14,53% $1,1 12,34% 13,18% 15,50% $1,2 13,26% 14,08% 16,38% $1,3 14,10% 14,92% 17,18% $1,4 14,87% 15,68% 17,93% $1,5 15,59% 16,40% 18,63% $1,6 16,26% 17,06% 19,29% $1,7 16,90% 17,69% 20,25% $1,8 17,49% 18,28% 20,49% $1,9 18,05% 18,84% 21,04% $2,0 18,59% 19,38% 21,57%

5.4.2 Penerimaan Negara

Hasil perhitungan lengkap penerimaan negara dari Production Sharing

Contract jika Tarif transportasi dinaikkan dari US$ 0,7 / MSCF menjadi US$ 0,8

– US$ 2,0 dapat dilihat pada Lampiran 6. Hasil ringkasannya diperlihatkan pada

Grafik 5.3 dan 5.4 berikut ini yang memperlihatkan besarnya pendapatan yang

diterima oleh negara terhadap bagi hasil penjualan gas bumi dan juga besarnya

cost recovery yang mesti ditanggung pemerintah dikarenakan adanya kenaikan

Tarif transportasi gas sebagai berikut:


Grafik 5.4 Hubungan Cost Recovery dengan kenaikan Tarif

Dari gambar diatas bisa dilihat bahwa setiap kenaikan penyaluran gas

dari level TOP, DCQ dan MDQ akan menaikan tingkat cost recovery dan juga

bisa dijelaskan hal-hal berikut ini:

- Setiap kenaikan Tarif setiap US$ 0,1 / MSCF di level penyaluran TOP maka

akan menaikkan cost recovery menjadi US$ 212 juta atau sebesar US$ 10

juta pertahunnya.

- Setiap kenaikan Tarif setiap US$ 0,1 / MSCF di level penyaluran DCQ

maka akan menaikkan cost recovery menjadi (dalam juta dollar) US$ 223

atau sebesar kurang lebih US$ 11 juta pertahunnya.

- Setiap kenaikan Tarif setiap US$ 0,1 / MSCF di level penyaluran MDQ

maka akan menaikkan cost recovery menjadi (dalam juta dollar) US$ 257

atau sebesar kurang lebih US 12 juta pertahunnya.

Dengan adanya kenaikan cost recovery maka hal tersebut tentu juga akan

mempengaruhi sisi penerimaan negara dari bagi hasil penjualan gas, yang lebih

lanjut bisa dilihat dari Grafik 5.5 dibawah ini:


Grafik 5.5 Hubungan Penerimaan Negara dengan kenaikan Tarif

- Setiap kenaikan penyaluran gas dari level TOP, DCQ dan MDQ akan

menurunkan penerimaan negara.


akan menurunkan penerimaan negara menjadi US$ 143 juta atau sebesar

US$ 6,8 juta pertahunnya.


maka akan menurunkan penerimaan negara menjadi US$ 151 juta atau

sebesar US$ 7,2 juta pertahunnya.


maka akan menurunkan penerimaan negara menjadi US$ 173 juta atau

sebesar US$ 8,2 juta pertahunnya

5.4.3 Keekonomian Pembangunan Pipa Baru

Keekonomian pembangunan pipa baru dibuat untuk membandingkan

antara biaya yang dibutuhkan oleh Shipper jika diandaikan Shipper tetap

menolak kenaikan Tarif dan memutuskan untuk menghentikan kontrak dengan


Transporter dan membangun pipa baru untuk menyalurkan gas dari tempatnya

menuju ke tempat Buyer yang detail perhitunganya bisa dilihat dari Lampiran 7.

Tujuan dari dibuatnya perbandingan ini ditujukan untuk melihat kewajaran

kenaikan Tarif transportasi gas bumi, yang mungkin akan terlihat tidak wajar jika

selisih kenaikan Tarif transportasi gas bumi lebih besar daripada membangun

sebuah pipa transmisi.

Beberapa asumsi yang digunakan antara lain, bahwa Biaya pembangunan

pipa menggunakan biaya pembangunan pipa Transporter dengan memakai

eskalasi harga sebesar 7,71%. Periode konstruksi pipa hingga selesai dimulai dari

tahun 2010-2012. Tahun 2013 merupakan tahun dimulainya penyaluran gas.

Volume penyaluran gas ditetapkan berada di level DCQ. Depresiasi biaya

pembangunan pipa adalah selama 11 tahun dari tahun 2013-2023.

Hasil dari perhitungan antara biaya pembangunan pipa baru dengan

selisih kenaikan Tarif bisa dilihat secara berikut:

Grafik 5.6 Perbandingan Biaya Investasi Pipa Baru dengan Selisih Kenaikan

Tarif

Dari grafik diatas dapat disimpulkan bahwa range selisih kenaikan Tarif

sebesar US$ 0,8 / MSCF sampai US$ 1,1 / MSCF masih lebih rendah


dibandingkan dengan pembangunan pipa baru. Namun ketikan Tarif sudah

dinaikkan menjadi US$ 1,2 / MSCF keatas maka biaya yang pembangunan pipa

tersebut menjadi lebih rendah daripada selisih terhadap kenaikan Tarif tersebut,

sehingga bisa disimpulkan bahwa keekonomian pembangunan pipa baru akan

ada pada saat Tarif dinaikkan oleh Transporter mulai dari US$ 1,2 / MSCF

5.4.4 Hasil Perhitungan Net Contractor Share

Net Contractor Share merupakan hasil yang diperoleh oleh KKKS

terhadap bagi hasil yang didapatkan melalui FTP dan Equity Split, yang bisa

secara lengkap perhitungannya di dalam Lampiran 8. Net Contractor Share

akan menjadi suatu nilai tambah yang sebenarnya (real added value) bagi suatu

perusahaan dalam melakukan evaluasi terhadap kinerja perusahaan dalam

menghasilkan suatu pendapatan. Ringkasan dari Net Contractor Share dapat

dilihat dari Grafik 5.7 dibawah ini:

Grafik 5.7 Hubungan Kenaikan Tarif dengan Net Contractor Share


Dari Grafik 5.7 dapat disimpulkan hal-hal sebagai berikut:


akan menurunkan Net Contractor Share menjadi US$ 69 juta


maka akan menurunkan Net Contractor Share menjadi US$ 73 juta.


maka akan menurunkan Net Contractor Share menjadi US$ 83 juta

Secara lengkap ringkasan perhitungannya dapat dilihat dari Tabel 5.11 berikut

ini:

Tabel 5.11 Hubungan Kenaikan Tarif dengan Net Contractor Share

Tarif Transportasi

Net Contractor Share Net Contractor Effect TOP DCQ MDQ TOP DCQ MDQ 95% 100% 115% 95% 100% 115%

$0,7 $9.359 $9.326 $9.227 $0,8 $9.290 $9.253 $9.143 ($69) ($73) ($83) $0,9 $9.221 $9.180 $9.060 ($69) ($73) ($83) $1,0 $9.152 $9.108 $8.976 ($69) ($73) ($83) $1,1 $9.083 $9.035 $8.893 ($69) ($73) ($83) $1,2 $9.014 $8.963 $8.809 ($69) ($73) ($83) $1,3 $8.945 $8.890 $8.726 ($69) ($73) ($83) $1,4 $8.876 $8.818 $8.642 ($69) ($73) ($83) $1,5 $8.807 $8.745 $8.559 ($69) ($73) ($83) $1,6 $8.738 $8.672 $8.476 ($69) ($73) ($83) $1,7 $8.669 $8.600 $8.392 ($69) ($73) ($83) $1,8 $8.600 $8.527 $8.309 ($69) ($73) ($83) $1,9 $8.531 $8.455 $8.225 ($69) ($73) ($83) $2,0 $8.462 $8.382 $8.142 ($69) ($73) ($83)


BAB VI

KESIMPULAN

Berdasarkan hasil analisa keekonomian maka bisa disimpulkan hal-hal sebagai

berikut:

1. 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.

2. 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%.

3. 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.

4. Dari hasil perbandingan terhadap keekonomian investasi pembangunan pipa

baru dengan besarnya tambahan biaya yang muncul karena adanya kenaikan

Tarif, menunjukkan bahwa biaya investasi pembangunan pipa baru akan

menjadi lebih murah ketika Tarif dinaikkan mulai dari US$ 1,2 / MSCF


DAFTAR PUSTAKA

1) Blank, Leland, & Tarquin, Anthony.(2002). Engineering Economy. New

York: MacGraw-Hill.

Buku,Laporan&Artikel

2) Crowe, Elizabeth H. (2009). An Initial Assessment of the Tariff Filing and

Identification of Additional Information Needed. Foresite Energy Services.

4) Conocophillips. (2008, October). Gas Commercial. Materi presentasi.

3) Dira, Cas. (2010, September). Peran Strategis Minyak dan Gas Bumi.

Diakses 3 November 2010. http://www.kompasiana.com

5) Ditjen Migas. (2006). Buku Putih: Permasalahan Kritis Sektor Migas Dan

Dampaknya Bagi Perekonomian Indonesia. Jakarta.

6) Ditjen Migas. (2004). Laporan Final Tim Teknis: Studi Rancangan

Kebijakan Pemanfaatan Gas Dalam Negeri. Jakarta.

7) Ditjen Migas (2009,Mei). Penetapan Harga Untuk Konsumen Hulu.

Dipresentasikan pada saat sosialisasi Pedoman Tata Kerja Penunjukan

Penjual dan Penjualan Gas Bumi/LNG/LPG (PTK 029/PTK/VII/2009.)

8) Ditjen Migas.(2004). Studi Rancangan Kebijakan Pemanfaatan Gas

Dalam Negeri.Jakarta.

9) Madjedi, Hasan. (2009). Kontrak Minyak dan Gas Bumi Berazas Keadilan

dan Kepastian Hukum. Jakarta: Fikahati Aneska.

10) Lemigas. (2003).Survei Penelitian Serta Pengolahan Data dalam rangka

Pembangunan Pipa Gas Jawa Barat – Jawa Timur. Jakarta

11) Lewis, Robert. (2005). Oil and Gas Industry: Legal Risk Comparative

Analysis. Lovel International Law Firm.

12) Perusahaan Gas Negara. (2002). Sejarah PGN:1859-2001. Jakarta.

13) Rudi. M Simamora. (2000). Hukum Minyak dan Gas Bumi. Jakarta:

Djambatan

14) Smead, Richard G.(2009). U.S. Pipeline Regulatory Procedures: Lessons

Learned for Application in Other Jurisdictions. Navigant Consulting Inc.

15) Swastioko, Budhi Suryanto. (2010). Oil and Gas in Indonesia. Balongan.


http://www.kompasiana.com/�

16) Siaran Pers ESDM. (2009, Mei). Sebanyak 12 Kontrak Hulu Minyak dan

Gas Bumi, 3 Kontrak Coal Bed Methane (CBM), 4 Gas Sales Agreement

dan 1 Head of Agreement (HoA) di Tandatangani. Diakses 1 October

2010. http://www.Migas.go.id.

17) Tyler, Graham. (2009). Sumatera Fundamentals. Wood Mackenzie.

18) Vivek Chandra.(2006). Fundamentals of Natural Gas: An International

Perspective. Tulsa, Oklahoma: Penn Well Corporation.

19) Undang-undang Tentang Minyak dan Gas Bumi. UU No.22 Tahun 2001.

Peraturan Perundang-undangan

20) Peraturan BPH Migas no.16/p/BPH Migas/VII/2008 Tentang Penetapan

Tarif Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa.

21) Indonesia, Peraturan Pemerintah tentang Kegiatan Hulu Minyak dan Gas

Bumi, PP No.35 tahun 2004, LN No.123 Tahun 2004, TLN No.4435.

22) Indonesia, Peraturan Pemerintah (PP) Nomor 67 Tahun 2002 tentan Badan

Pengatur Penyediaan dan Pendistribusian Bahan Bakar Minyak dan

Kegiatan Usaha Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa, LN No.141 Tahun

2002, TLN No.4253.

23) Undang-undang tentang Minyak dan Gas Bumi, UU No.22 Tahun 2001.

LN No.136 Tahun 2001, TLN No.4152.

24)

Website

www.eia.doe.gov

25) www.ferc.gov

26) www.pgn.co.id

27) www.wikipedia.org

28) www.bphmigas.go.id

29) www.migas.go.id


http://www.migas.go.id/�

http://www.eia.doe.gov/�

http://www.ferc.gov/�

http://www.pgn.co.id/�

http://www.wikipedia.org/�

http://www.bphmigas.go.id/�

http://www.migas.go.id/�

Documents

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