UNIVERSITAS INDONESIA
ANALISA KENAIKAN TARIF TRANSPORTASI GAS BUMI PADA
JALUR PIPA TRANSMISI DI INDONESIA
TESIS
OLEH
AULIA RAMADHANI
0706174114
FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS INDONESIA PROGRAM PASCA SARJANA TEKNIK KIMIA
KEKHUSUSAN MANAJEMEN GAS JAKARTA
JANUARI 2011
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
UNIVERSITAS INDONESIA
ANALISA KENAIKAN TARIF TRANSPORTASI GAS BUMI
PADA JALUR PIPA TRANSMISI DI INDONESIA
TESIS Diajukan sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Master Teknik
OLEH
AULIA RAMADHANI
0706174114
FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS INDONESIA
PROGRAM PASCA SARJANA TEKNIK KIMIA KEKHUSUSAN MANAJEMEN GAS
JAKARTA JANUARI 2011
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
PERNYATAAN KEASLIAN TESIS
Tesis ini adalah hasil karya saya sendiri,
dan semua sumber baik yang dikutip maupun dirujuk telah saya nyatakan dengan benar.
Nama : Aulia Ramadhani
NPM : 0706174114
Tanda Tangan :
Tanggal : 6 Januari 2011
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
HALAMAN PENGESAHAN
Tesis ini diajukan oleh
Nama : Aulia Ramadhani
NPM : 0706174114
Program Studi : Program Pasca Sarjana Teknik Kimia Kekhususan
Manajemen Gas
Judul Tesis : Analisa Kenaikan Tarif Transportasi Gas Bumi
Pada Jalur Pipa Transmisi di Indonesia
Telah berhasil dipertahankan di hadapan Dewan Penguji dan diterima
sebagai bagian persyaratan yang diperlukan untuk memperoleh gelar
Magister Teknik pada Program Studi Teknik Kimia Kekhususan
Managemen Gas, Fakultas Teknik, Universitas Indonesia.
DEWAN PENGUJI
Pembimbing : Dr. Ir. Asep Handaya S.,MEng (.................................)
Penguji : Prof Dr. Ir. Widodo Wahyu Purwanto, DEA (.................................)
Penguji : Ir. Sutrasno Kartohardjono, MSc.,PhD (.................................)
Penguji : Ir. Dijan Supramano, MSc (.................................)
Ditetapkan di : Depok
Tanggal : 6 Januari 2011
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI TESIS UNTUK KEPENTINGAN AKADEMIS
Sebagai sivitas akademik Universitas Indonesia, saya yang bertanda tangan di
bawah ini:
Nama : Aulia Ramadhani
NPM : 0706174114
Program Studi : Program Pasca Sarjana Teknik Kimia Kehususan Manajemen Gas
Departemen : Teknik
Fakultas : Teknik Kimia
Jenis karya : Tesis
Demi pengembangan ilmu pengetahuan, menyetujui untuk memberikan
kepada Universitas Indonesia Hak Bebas Royalti Non-eksklusif (Non-exclusive
Royalty- Free Right) atas karya ilmiah saya yang berjudul :
Analisa Kenaikan Tarif Transportasi Gas Bumi Pada Jalur Pipa Transmisi
di Indonesia
Dengan Hak Bebas Royalti Non-eksklusif ini Universitas Indonesia berhak
menyimpan, mengalihmedia/formatkan, mengelola dalam bentuk pangkalan data
(database), merawat, dan memublikasikan tugas akhir saya selama tetap
mencantumkan nama saya sebagai penulis/pencipta dan sebagai pemilik Hak Cipta.
Demikian pernyataan ini saya buat dengan sebenarnya.
Dibuat di : Depok
Pada tanggal : 6 Januari 2011
Yang menyatakan
( Aulia Ramadhani )
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
ABSTRAK
Nama : Aulia Ramadhani
Program Studi : Program Pasca Sarjana Teknik Kimia Kekhususan Manajemen Gas
Judul : Analisa Kenaikan Tarif Transportasi Gas Bumi Pada Jalur Pipa
Transmisi di Indonesia
Tujuan Tesis ini adalah untuk menganalisa pengaruh jika terjadi kenaikan Tarif terhadap keekonomian dari sisi Shipper, Transporter dan Pemerintah dengan menggunakan variasi kenaikan Tarif mulai dari US$ 0,8 / MSCF sampai US$ 2,0 / MSCF.
Dari sisi Shipper, setiap kenaikan Tarif sebesar US$ 0,1 / MSCF maka akan menurunkan Net Contractor Share sebesar US$ 69 juta pada level TOP, US$ 73 juta pada level DCQ dan US$ 83 juta pada level MDQ.
Dari sisi Transporter, hasil evaluasi terhadap analisa IRR menunjukkan bahwa setiap kenaikan Tarif sebesar US$ 0,1 / MSCF akan menaikan IRR Transporter sebesar kurang lebih 1%.
Dari sisi Pemerintah, setiap kenaikan Tarif sebesar US$ 0,1 / MSCF akan menurunkan Penerimaan Negara menjadi US$ 143 juta pada level TOP , US$ 151 juta pada level DCQ dan US$ 173 juta pada level MDQ.
Selain itu juga dibuat perbandingan terhadap keekonomian investasi pembangunan pipa baru dengan besarnya tambahan biaya yang muncul karena adanya kenaikan Tarif. Dari hasil analisa menunjukkan bahwa biaya investasi pembangunan pipa baru akan menjadi lebih murah ketika Tarif dinaikkan mulai dari US$ 1,2 / MSCF
Kata Kunci: Tarif, IRR, Penerimaan Negara, Net Contractor Share
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
ABSTRACT
Name : Aulia Ramadhani
Major : Post Graduate Program Chemical Engineering Specialty in Gas
Management
Title : Analysis of Natural Gas Transportation Tariff Increase on
Transmission Pipeline in Indonesia
The purpose of this thesis is to analyze the economic effect of the Shipper, Transporter and Government if there is any Tarif increase started from US$ 0,8 / MSCF to US$ 2,0 / MSCF.
From Shipper point of view, every increase in Tariff for US$ 0,1 / MSCF will decrease Net Contractor Share to US$ 69 Million at TOP level, US$ 73 Million at DCQ level and US$ 83 Million at MDQ level.
From Transporter point of view, the evaluation results of the IRR analysis shows that every increase in Tariff for US$ 0,1 / MSCF will raise IRR by 1%.
From Government point of view, every increase in Tariff for US$ 0,1 / MSCF will decrease Goverment Revenue to US 143 Million at TOP level, US$ 151 Million at DCQ level, and US$ 173 Million at MDQ level.
Comparison has also been made between investment cost to build new pipeline with additional cost appear due to Tariff increase. The analysis result shows that the investment cost will be cheaper when Tariff is being increased started from US$ 1,2 / MSCF
Key Words: Tariff, IRR, Government Revenue, Net Contractor Share
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
DAFTAR ISI
HALAMAN JUDUL TESIS i
PERNYATAAN KEASLIAN TESIS ii
PENGESAHAN iii
UCAPAN TERIMAKASIH iv
PERSETUJUAN PUBLIKASI TESIS v
ABSTRAK vi
DAFTAR ISI viii
DAFTAR GAMBAR xi
DAFTAR TABEL xii
DAFTAR LAMPIRAN xiii
1. PENDAHULUAN 1
1.1 LATAR BELAKANG 1
1.2 PERUMUSAN MASALAH 3
1.3 TUJUAN PENELITIAN 3
1.4 BATASAN MASALAH 3
1.5 SISTEMATIKA PENULISAN 5
2. TINJAUAN PUSTAKA 6
2.1 PEMANFAATAN GAS BUMI DI INDONESIA 5
2.1.1 Peranan Gas Bumi Dalam Perekonomian Indonesia 6
2.1.2 Cadangan Gas Bumi Indonesia 9
2.1.3 Penjualan Gas Bumi di Indonesia 10
2.2 INFRASTRUKTUR GAS BUMI INDONESIA 11
2.2.1 Rencana Pengembangan Jaringan Pipa Gas Bumi 11
2.2.2 Jaringan Pipa Gas di Sumatera 12
2.2.3 Desain Basis Pipa Transmisi 14
2.3 KONTRAK PENJUALAN GAS BUMI 16
2.3.1 Kontrak Sebagai Sumber Perikatan 16
2.3.2 Resiko Hukum Dalam Kontrak Migas 17
2.3.3 Struktur Kontrak Penjualan Gas 19
2.3.4 Penetapan Harga Gas Bumi 21
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
2.3.5 Model Harga Gas Bumi 23
2.4 MEKANISME PRODUCTION SHARING CONTRACT
DI INDONESIA 24
2.4.1 Prinsip-prinsip dalam Production Sharing Contract 24
2.4.2 Mekanisme Production Sharing Contract 26
2.5 PENENTUAN TARIF TRANSPORTASI GAS BUMI DI
AMERIKA SERIKAT 29
2.5.1 Industri Gas Bumi di Amerika Serikat 29
2.5.2 Aturan Mengenai Tarif di Amerika Serikat 31
2.5.3 Proses Perubahan Kenaikan Tarif 33
2.6 PENENTUAN TARIF TRANSPORTASI GAS BUMI DI
INDONESIA 34
2.6.1 Aturan Mengenai Tarif di Indonesia 34
2.6.2 Mekanisme Pengajuan Kenaikan Tarif di Indonesia 36
2.7 ANALISA KEEKONOMIAN 37
2.7.1 Net Present Value (NPV) 37
2.7.2 Internal Rate of Return (IRR) 38
3. METODE PENELITIAN 39
3.1 PENGUMPULAN DATA AWAL 39
3.2 EVALUASI KENAIKAN TARIF TRANSPORTASI GAS 40
3.3 EVALUASI JARINGAN PIPA 40
3.4 HASIL KEEKONOMIAN 41
4. EVALUASI KENAIKAN TARIF TRANSPORTASI GAS 39
4.1 ASAS KEADILAN DAN KEPASTIAN HUKUM DALAM
KONTRAK GTA 43
4.2 PERUBAHAN TARIF DALAM KONTRAK GTA 45
5. EVALUASI KENAIKAN TARIF TRANSPORTASI GAS 48
5.1 EVALUASI PENYALURAN GAS BUMI MELALUI PIPA
TRANSMISI 48
5.2 EVALUASI TEKNIS JARINGAN PIPA TRANSMISI 51
5.3 EVALUASI KEEKONOMIAN 54
5.3.1 Biaya Investasi Pipa 54
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
5.3.2 Biaya Operasional Pipa 55
5.3.3 Perhitungan Aliran Kas 56
5.4 HASIL KEEKONOMIAN 60
5.4.1 Hasil IRR 61
5.4.2 Penerimaan Negara 63
5.4.3 Keekonomian Pembangunan Pipa Baru 66
6. KESIMPULAN 69
DAFTAR PUSTAKA
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
DAFTAR GAMBAR
Gambar 2.1 Produksi Minyak Bumi Harian di Indonesia (1966-2008) 7
Gambar 2.2 Target Energy Mix di Indonesia sampai tahun 2025 8
Gambar 2.3 Peta Cadangan Gas Alam Indonesia (per 1 Januari 2009) 10
Gambar 2.4 Peta Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas
Bumi Nasional 12
Gambar 2.5 Infrastruktur Pipa Transmisi di Sumatera 13
Gambar 2.6 Skema Kontrak Jual Beli Gas 21
Gambar 2.7 Model Production Sharing Contract 28
Gambar 2.8 Industri Gas Bumi di Amerika Serikat sebelum deregulasi 30
Gambar 2.9 Industri Gas Bumi di Amerika Serikat setelah deregulasi 31
Gambar 2.10 Tahapan-tahapan Penetapan Tarif 36
Gambar 3.1 Diagram Alir Metodologi Penelitian 40
Gambar 5.1 Skema Pipa Transmisi Transporter 52
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
DAFTAR TABEL
Tabel 2.1 Total Produksi Harian Minyak Bumi dan Kondensat
(1989-Juni 2010) 7
Tabel 2.2 Pemakaian Gas Indonesia Tahun 2009 10
Tabel 2.3 Faktor Desain Untuk Jaringan Pipa Gas 16
Tabel 5.1 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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
DAFTAR LAMPIRAN
Lampiran 1 Simulasi Penyaluran Gas
Lampiran 2 Biaya Investasi Pembangunan Pipa
Lampiran 3 Perhitungan WACC
Lampiran 4 Hasil Perhitungan IRR
Lampiran 5 Hasil Perhitungan IRR dengan Kenaikan Tarif di Tahun 2010
Lampiran 6 Hasil Simulasi Penerimaan Negara
Lampiran 7 Simulasi Keekonomian Pembangunan Pipa Baru
Lampiran 8 Hasil Perhitungan Net Contractor Share
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 LATAR BELAKANG
Industri Minyak dan Gas Bumi merupakan sektor penting di dalam
pembangunan nasional baik dalam hal pemenuhan kebutuhan energi dan bahan
baku industri di dalam negeri maupun sebagai penghasil devisa negara sehingga
pengelolaannya perlu dilakukan seoptimal mungkin. Dalam upaya menciptakan
kegiatan usaha minyak dan gas bumi yang mandiri, andal, transparan, berdaya
saing, efisien, dan berwawasan pelestarian fungsi lingkungan serta mendorong
perkembangan potensi dan peranan nasional sehingga mampu mendukung
kesinambungan pembangunan nasional guna mewujudkan peningkatan
kemakmuran dan kesejahteraan rakyat, maka ditetapkan Undang-undang Nomor
22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi. Undang-undang tersebut
memberikan landasan hukum bagi pembaharuan dan penataan kembali kegiatan
usaha Migas nasional mengingat peraturan perundang-undangan sebelumnya
(UU No.44 Prp. Tahun 1960 tentang Pertambangan Minyak dan Gas Bumi dan
UU No.8 Tahun 1971 tentang Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi
Negara) sudah tidak lagi sesuai dengan keadaan sekarang maupun tantangan yang
akan dihadapi di masa yang akan datang.
Sebagaimana ditegaskan dalam UU No. 22 Tahun 2001, Kegiatan Usaha
Hilir Migas berintikan atau bertumpu pada kegiatan usaha Pengolahan,
Pengangkutan, Penyimpanan, dan/atau Niaga dan diselenggarakan melalui
mekanisme persaingan usaha yang wajar, sehat, dan transparan. Didalam
melaksanakan tanggung jawab atas pengaturan dan pengawasan di sektor Hilir,
maka Pemerintah sesuai amanat Undang-undang No. 22 Tahun 2001 telah
membentuk suatu badan independen yaitu badan yang mengatur penyediaan dan
pendistribusian bahan bakar minyak dan kegiatan usaha pengangkutan gas bumi
melalui Pipa (Peraturan Pemerintah No. 67 Tahun 2002 jo Keputusan Presiden
No. 86 Tahun 2002), yang selanjutnya badan ini disebut Badan Pengatur Hilir
Minyak dan Gas Bumi (BPH Migas) yang selanjutnya akan disebut Pemerintah.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
Untuk melaksanakan ketentuan-ketentuan dalam UU No.22 Tahun 2001
khususnya yang menyangkut kegiatan usaha hilir Migas, Pemerintah telah
menetapkan Peraturan Pemerintah No.36 Tahun 2004 tentang Kegiatan Usaha
Hilir Minyak dan Gas Bumi.
PT. X, yang selanjutnya disebut Transporter adalah pihak yang
mengoperasikan jalur pipa di wilayah Sumatera sepanjang kurang lebih 400 km
telah mengajukan kenaikan Tarif kepada Pemerintah menjadi dua kali lipat dari
sekitar US$0,7/MSCF. Kenaikan tersebut kemudian tidak disetujui oleh PT.Y,
yang selanjutnya disebut Shipper, yang merupakan Kontrator Kontrak Kerja
Sama (KKKS) dengan pemerintah yang menggunakan pipa tersebut untuk
mengangkut gas menuju ke tempat Buyer (pembeli gas). Shipper adalah pihak
yang mempunyai kontrak Gas Transportation Agreement (GTA) dengan
Transporter. Proses penentuan Tarif awal sebesar US$ 0.7/MSCF dilakukan
melalui kajian bersama antara PT.X dan PT.Y, dimana disepakati oleh kedua
belah pihak bahwa PT.X akan mendapatkan mendapatkan keuntungan yang wajar
didalam GTA dengan tingkat Internal Rate of Return (IRR) sebesar kurang lebih
9% untuk pengiriman gas selama 20 tahun melalui pipa berukuruan 28”.
Permasalahan bisa muncul dikemudian hari jika Pemerintah menyetujui
kenaikan Tarif seperti yang diajukan oleh Transporter, karena sudah ada kontrak
GTA antara Shipper dan Transporter yang salah satu isinya adalah menyepakati
besaran Tarif yang berlaku di dalam kontrak GTA tersebut. Jika Transporter
kemudian memberlakukan kenaikan Tarif terhadap kontrak GTA yang sudah ada,
tentunya bisa berpengaruh kepada keekonomian kontrak GTA itu sendiri dan juga
keekonomian kontrak yang terkait seperti Kontrak Jual Beli Gas (GSPA) antara
Seller dan Buyer dan mempengaruhi besarnya bagi hasil yang diterima oleh
Pemerintah. Sebuah wacana kemudian jika Shipper ingin membandingkan antara
biaya mana yang paling rendah antara biaya tambahan yang harus dikeluarkan
atas kenaikan Tarif yang sebelumnya adalah US$ 0.7/MSCF dengan keekonomian
membangun suatu pipa baru dengan spesifikasi pipa yang sama yang dimiliki oleh
Transporter.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
1.2. PERUMUSAN MASALAH
Permasalahan yang menjadi fokus dari penelitian ini adalah untuk melihat
seberapa besar dampak keekonomian bagi Shipper, Pemerintah dan
Transporter jika terjadi kenaikan Tarif.
1.3. TUJUAN PENELITIAN
Tujuan dari Penelitian ini adalah untuk:
- Mengetahui pengaruh kenaikan Tarif terhadap penerimaan Shipper jika terjadi
kenaikan Tarif Transportasi Gas
- Menganalisa kenaikan IRR dari sisi Transporter jika Tarif jadi dinaikkan.
- Mengetahui pengaruh kenaikan Tarif terhadap Penerimaan Negara jika terjadi
kenaikan Tarif Transportasi Gas.
- Menganalisa keekonomian pembangunan pipa baru yang mempunyai
spesifikasi pipa yang sama dengan Transporter jika dibandingkan dengan
tambahan biaya yang harus dikeluarkan oleh Shipper terhadap kenaikan Tarif.
1.4. BATASAN MASALAH
- Simulasi pembangunan pipa baru akan menggunakan data teknis Pipa yang
dipakai dalam kontrak GTA yang ada.
- Proyeksi kebutuhan gas bumi sampai tahun 2023.
- Data keekonomian diperoleh melalui data yang sudah pernah dipublikasikan.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
1.5 SISTEMATIKA PENULISAN
Penelitian ini dibagi dalam 6 bab, dengan sistematika penulisan sebagai
berikut:
BAB I. PENDAHULUAN
Bab Pendahuluan memberikan penjelasan mengenai latar belakang
permasalahan, perumusan masalah, tujuan penelitian, batasan masalah serta
sistematika penulisan.
BAB II. TINJAUAN PUSTAKA
Bab Tinjauan Pustaka menjelaskan mengenai teori-teori yang berkaitan
dengan Industri Gas Bumi, struktur dari kontrak jual beli Gas Bumi, Konsep
Production Sharing Contract (PSC) di Indonesia, penentuan Tarif di negara lain
sebagai pembanding, pasokan dan pemanfaatan gas bumi di Indonesia. Juga
dilihat peraturan perundang-undangan yang mengatur mengenai industri Migas
khususnya mengenai masalah Transportasi Gas Pengumpulan data teknis pipa
terkait yang meliputi, jenis, panjang, volume, diameter, tekanan pipa, serta
spesifikasi gas yang masuk ke pipa juga sebagai informasi awalan untuk simulasi
pembuatan pipa baru.. Dan terakhir adalah mengenai teori keekonomian juga akan
dijabarkan lebih lanjut untuk melakukan analisa keekonomian.
BAB III. METODOLOGI PENELITIAN
Pada bab Metodologi Penelitian, dibahas tahapan-tahapan yang dilakukan
didalam penelitian ini.
Subbab III.1 Pengumpulan Data Awal
Subbab III.1 Evaluasi Kenaikan Tarif Transportasi Gas
Subbab III.2 Evaluasi Jaringan Pipa
Subbab III.3 Hasil Keekonomian
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
BAB IV. EVALUASI KENAIKAN TARIF TRANSPORTASI GAS
Evaluasi terhadap kenaikan Tarif transportasi gas milik Transporter akan
dilihat dari sisi asas keadilan dan kepastian hukum dalam kontrak GTA di
Indonesia, bagaimana pengaturan Tarif dalam kontrak GTA dengan melihat dari
model-model pengaturan Tarif yang umumnya ada dalam kontrak GTA dan
kemudian akan dilakukan analisa mengenai apakah kenaikan Tarif transportasi
gas bisa diimplementasikan kedalam kontrak GTA, terutama kontrak GTA yang
sudah ada. kemudian akan dievaluasi lebih lanjut resiko-resiko bisnis yang
mungkin akan muncul jika Tarif transportasi dinaikkan, khususnya mengenai
keberlakuan dari Tarif baru tersebut terhadap kontrak GTA dan resiko-resiko yang
ada jika salah pihak melakukan tidak melanjutkan ketentuan dalam kontrak GTA.
BAB V. EVALUASI JARINGAN PIPA
Pada bab ini akan memuat mengenai hasil analisa terhadap hal-hal sebagai
berikut yaitu:
- Besarnya penerimaan yang akan diterima oleh Shipper jika Tarif dinaikkan
- Besarnya IRR yang akan didapatkan oleh Transporter jika Tarif dinaikkan.
- Keekonomian Penerimaan Negara jika Tarif dinaikan.
- Keekonomian pembangunan pipa baru dibandingkan dengan kenaikan Tarif.
BAB VI. KESIMPULAN
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
BAB II
TINJAUAN PUSTAKA
2.1 PEMANFAATAN GAS BUMI DI INDONESIA 2.1.1 Peranan Gas Bumi Dalam Perekonomian Indonesia Kontribusi kegiatan Migas dalam perekonomian nasional telah terbukti
peranannya dalam memajukan perekonomian dan mendorong pembangunan
negara Indonesia sejak awal mula berdirinya negara ini sampai dengan sekarang .
Sektor Migas merupakan salah satu penyumbang penerimaan negara terbesar,
yaitu sebesar 31.6% dari total pendapatan negara pada tahun 2008 (Siaran Pers
Ditjen Migas:2009). Secara khusus, sampai saat ini, minyak bumi masih
merupakan sumber energi yang utama dalam memenuhi kebutuhan di dalam
negeri.
Selain untuk memenuhi kebutuhan energi di dalam negeri, minyak bumi
juga berperan sebagai komoditi penghasil penerimaan negara dan devisa.
Peranan minyak bumi yang besar tersebut terus berlanjut, sedangkan cadangan
minyak bumi semakin menipis. Intensitas penggunaan minyak bumi dalam
konsumsi energi primer di Indonesia sebesar 0,507. Artinya, separuh lebih
konsumsi energi primer yang menggerakkan perekonomian kita berasal dari
minyak bumi dan dari data APBN dari tahun 2005 sampai dengan tahun 2010.
Dalam lima tahun terakhir, sektor migas mampu menyumbang pendapatan
negara sebesar 16% hingga 32%, atau rata-rata sekitar 25%. Pada tahun 2005,
sektor migas menyumbang 138 trilyun, dari APBN sekitar 490 trilyun, atau 28%.
Pada tahun 2006, kontribusinya meningkat menjadi 32%, atau sebesar 201
trilyun dari sekitar 636 trilyun APBN. Tahun 2007 menurun menjadi 24%, dan
naik lagi menjadi 29% pada tahun 2008 (Cas Dira:2010).
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
Gambar 2.1 Produksi Minyak Bumi Harian di Indonesia (1966-2008)
Sumber: Ditjen Migas
Tabel 2.1 Total Produksi Harian Minyak Bumi dan Kondensat di Indonesia (1989-Juni 2010)
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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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,
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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,
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
• 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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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),
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
Pabrik petrokimia, Kilang minyak bumi, Industri, Trader. Harga gas bumi, akan
ditentukan pada saat negosiasi antara Seller (penjual gas bumi) dengan Buyer
(pembeli gas bumi), namun harga tersebut harus mendapat persetujuan dari
Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (MESDM).
Sebelum harga gas bumi tersebut disetujui ada beberapa hal yang akan
dievaluasi terlebih dulu, yaitu (Ditjen Migas:2009)
- Gas Reserves (cadangan gas), yang tersedia harus dapat memenuhi kebutuhan
sesuai dengan kontrak dan cadangan tersebut disertifikasi oleh lembaga yang
memiliki kompetensi.
- Gas Price (Harga), ditentukakan berdasarkan kesepakatan antara produsen dan
konsumen mengacu kepada perhitungan keekonomian pengembangan lapangan
serta memenuhi prinsip kewajaran bisnis (penilaiannya dilakukan dengan
benchmarking dengan harga gas bumi pada region yang sama atau dengan
konsumen sejenis).
- Economics (Keekonomian), mengacu pada Plant of Development (POD) yang
sudah disetujui dan memberikan keuntungan bagi negara serta mempunyai biaya
produksi efektif dan efisien.
- Technical (aspek Teknis), rencana pengembangan lapangan dan pembangunan
infrastruktu sesuai dengan kemampuan produksi yang optimal.
- Legal (aspek Hukum), yaitu perjanjian jual beli gas tidak boleh bertentangan
dengan Production Sharing Contract antara Pemerintah dan KKKS dan
mekanisme jual beli meminimalkan adanya inside trading.
2.3.5 Model Harga Gas Bumi
Ada beberapa model dari harga gas bumi di Indonesia, diantaranya adalah
(Ditjen Migas:2009) :
- Fixed Price, dimana harga gas bumi berlaku tetap sepanjang kontrak. Formula
ini tidak diminati oleh produsen gas, karena tidak memberikan keuntungan
jangka panjang bagi produsen gas bumi, sebaliknya bagi konsumen formula ini
dianggap paling menguntungkan.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
- Fixed with Escalation Price, dimana harga gas bumi berlaku eskalasi harga
secara periodik. Formula ini memberikan keuntungan bagi produsen gas bumi,
namun konsumen masih dapat menerima
- Cap Price, dimana harga gas bumi berfluktuasi, mengacu pada kombinasi
harga produk dan harga minyak bumi dengan menetapkan Floor Price dan
Ceiling Price. Formula ini dimaksudkan untuk melindungi produsen gas bumi
dari jatuhnya harga minyak bumi serta melindungi konsumen gas bumi dari
melambungnya harga minyak bumi.
- Indexed Price, dimana harga gas bumi berfluktuasi, mengacu harga
minyak bumi tertentu seperti mengindeks pada harga Indonesia Crude Price
(ICP), Japan Crude Cocktail, HSFO. Formula ini sangat memberatkan konsumen
gas bumi, mengingat tingginya harga minyak bumi saat ini
2.4 MEKANISME PRODUCTION SHARING CONTRACT DI INDONESIA
Kontrak Production Sharing (Production Sharing Contract) yang
diterjemahkan ke dalam bahasa Indonesia sebagai Kontrak Bagi Hasil menurut
PP No.35 tahun 2004 adalah suatu bentuk Kontrak Kerja sam dalam Kegiatan
Usaha Hulu berdasarkan prinsip pembagian hasil produksi. Bentuk Kontrak.
Producion Sharing ini disebut dalam Undang-Undang Nomor 8 Tahun 1971
tentang Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas bumi Negara dan seterusnya
masih tetap dipergunakan dalam UU No.22 tahun 2001.
Dalam Pasal 6 dan 11 UU No. 22 Tahun 2001 tersebut dijelaskan bahwa
kegiatan usaha hulu (eksplorasi dan eksploitasi) dilaksanakan oleh Badan Usaha
atau Bentuk Usaha Tetap berdasarkan Kontrak Kerja Sama dengan Badan
Pelaksana (BPMIGAS). Bagian ketentuan umum menjelaskan bahwa yang
dimaksud sebagai Kontrak Kerja Sama adalah Kontrak Bagi Hasil atau bentuk
kontrak kerja sama lain dalam kegiatan Eksplorasi dan Eksploitasi yang lebih
menguntungkan Negara dan hasilnya dipergunakan untuk sebesar-besar
kemakmuran rakyat.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
2.4.1. Prinsip-prinsip dalam Production Sharing Contract
Prinsip-prinsip utama dalam Production Sharing Contract (Simamora:
2000) adalah sebagai berikut:
a. Manajemen ada tangan negara
Negara ikut serta dan mengawasi jalannya operasi secara aktif dengan
tetap memberikan kewenangan kepada KKS untuk bertindak sebagai Operator
dan menjalankan operasi di bawah pengawasannya
b. Penggantian biaya operasi (Cost Recovery)
Penggantian biaya operasi yang telah dikeluarkan oleh KKKS dalam
Production Sharing Contract mengandung makna bahwa KKKS mempunyai
kewajiban untuk menalangi terlebih dahulu biaya operasi yang diperlukan, yang
kemudian diganti kembali dari hasil penjualan atau dengan mengambil bagian
dari minyak dan gas bumi yang dihasilkan.
c. Pembagian hasil produksi (production split)
Pembagian hasil produksi setelah dikurang biaya operasi dan kewajiban
lainnya merupakan keuntungan yang diperoleh Kontraktor dan pemasukan dari
sisi negara. Biasanya pembagian hasil produksi antara minyak dan gas bumi
berbeda. Dalam pembagian minyak biasanya negara mendapatkan bagian yang
lebih besar dari pada KKKS, sebaliknya untuk pembagian hasil gas bumi
biasanya bagian negara lebih kecil karena secara teknologi, komersial dan
finansial minyak lebih mudah pengelolaannya. Menurut PP No.35 Tahun 1994,
biasanya untuk minyak, production split adalah 85:15 yang artinya adalah KKKS
akan mendapat bagian 15% dari pendapatan setelah dikurangi pajak. Sementara
untuk gas sendiri porsinya adalah dari 65:35 sampai dengan 70:30.
d. Pajak (Tax)
Pengenaan pajak penghasilan perusahaan ini dikaitkan erat dengan
besarnya pembagian hasil produksi antara negara dan KKKS. Besarnya pajak
biasanya adalah 48% setelah Production split.
e. Kepemilikan aset ada pada negara
Umumnya semua peralatan yang diperlukan untuk pelaksanaan operasi
menjadi milik negara segera setelah dibeli atau setelah depresiasi.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
f. Jangka Waktu
Jangka waktu Production Sharing Contract adalah 30 tahun (sesuai
dengan pasal 18 Undang-undang No.1 tahun 1967 tentang Penanaman Modal
Asing) dimana termasuk jangka waktu eksplorasi selama 6-10 tahun. Di dalam
fase eksplorasi
g. Relinquishment
Kontraktor wajib mengembalikan sebagian wilayah kerjanya kepada
negara. Hal ini dimaksudkan untuk optimalisasi pemanfaatan wilayah kerja
pertambangan migas. Wilayah kerja yang sudah dikembalikan ke negara
biasanya akan dibuka kembali untuk lelang terbuka. Pengembalian sebagian
wilayah kerja biasanya dilakukan pada tahun ketiga seluas 25% dari wilayah
kerja, kemudian di tahun keenam seluas 25% dari wilayah kerja asal, dan
terakhir di tahun kesepuluh seluas 15%-20% dari wilayah kerja asal. Sehingga
ketiga memasuki tahun kesebelas, kontraktor secara efektif hanya berusaha di
wilayah kerja seluas 30%-35% dari wilayah kerja asal.
Kegiatan usaha eksplorasi dan eksploitasi sumber daya Migas yang
diterapkan dalam PSC sangat memerlukan adanya kepastian pengembalian
modal investasi yang telah ditanam oleh para investor, kondisi tersebut
merupakan bisnis yang penuh resiko. Modal investasi dan resiko yang besar
adalah merupakan karakteristik yang khusus pada kegiatan usaha eksplorasi dan
eksploitas sumber daya Migas. Lebih lanjut dikatakan bahwa setiap keputusan
kegiatan kegiatan eksplorasi sangat dipengaruhi oleh dua hal yang patut
dipertimbangkan yaitu resiko dan ketidakpastian. Untuk memenuhi hal tersebut
diperlukan suatu analisis ekonomi kelayakan dan penilaian resiko keuangan yang
akan dihadapi dalam pelaksanaan pengembangan lapangan minyak dan atau gas
bumi yang diketemukan atau berhasil.
Analisis ekonomi pada pengembangan lapangan minyak dan atau gas
serta pendapatan yang akan dihasilkan dari pengembangan lapangan
direfleksikan dalam suatu proyeksi arus kas (cash flow) berdasarkan aturan dan
ketentuan fiskal yang disepakati dalam Production Sharing Contract.
Berdasarkan proyeksi arus kas dapat dilakukan penilaian apakah pengembangan
lapangan Migas tersebut ekonomis atau tidak ekonomis. Analisis ekonomi
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
merupakan rangkaian terakhir dalam tinjauan proses perencanaan pengembangan
lapangan Migas dalam kerangka Production Sharing Contract. Hasil analisis
ekonomi sangat berpengaruh terhadap rencana selanjutanya.
2.4.2 Mekanisme Production Sharing Contract
Mekanisme Production Sharing Contract Indonesia merupakan
kententuan fiskal yang mengacu pada aturan dan kebijaksanaan yang dibuat oleh
Pemerintah yaitu Peraturan Pemerintah (PP) nomor 35 tahun 1994 tentang
Ketentuan Kontrak Bagi Hasil. Secara mendasar ketentuan fiskal akan menjadi
cerminan arus kas pada Production Sharing Contract tersebut dan akan
berpengaruh dalam perhitungan penerimaan atau bagi hasil yang akan diperoleh
Pemerintah dan KKS. Di sisi lain dalam perhitungan arus kas akan sangat
dipengaruhi pula oleh parameter yang bersifat kondisional yang merupakan
faktor yang tidak dapat ditentukan sebelumnya.
Terdapat dua jenis parameter dalam Production Sharing Contract, yaitu:
a. Ketentuan fiskal yang ditentukan dan diatur oleh Pemerintah, ketentuan
fiskal tersebut selanjutnya akan dituangkan dalam kontrak kerja sama yang
akan disetujui oleh KKKS. Ketentuan fiskal tersebut dibuat dengan
berpedoman akan menguntungkan kedua belah pihak yaitu Pemerintah
sebagai pemilik sumber daya serta KKKS sebagai pemilik modal dan
pelaksana pengusahaan. Termasuk dalam ketentuan fiskal ini adalah:
- First Trance Petroleum (FTP)
- Domestic Market Obligation (DMO)
- Investment Credit (IC)
- Equity to be split
- Tax (Pajak)
b. Paramater yang bersifat kondisional atau ditentukan dari kondisi teknis dan
pengaruh lingkungan ekonomi. Keberadaan parameter yang bersifat
kondisional tidak dapat ditentukan sebelumnya namun akan sangat
mempengaruhi hasil perhitungan arus kas Production Sharing Contract.
Termasuk dalam jenis parameter ini adalah:
- Besar dan ukuran cadangan Migas yang diketemukan
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
- Harga minyak atau gas bumi
- Jumlah investasi yang diperlukan
- Biaya operasi produksi
Berdasarkan kedua parameter diatas, dapat dibuat diagram aliran arus kas
Production Sharing Contract Indonesia sebagaiman terlihat pada gambar 2.7
dibawah ini:
Gross Revenue
- F T P
- Cost Recovery
= Profit Share
FTP FTP
+ Profit Share
+ Cost Recovery
+ Profit Share
+ Income Tax - Income Tax
Government Share Contractor Share
20%
100%
67.31%32.69%
48%
32.69% 67.31%
- Investment Credit + Investment Credit
17%
Gambar 2.7 Model Production Sharing Contract
a. Gross Revenue (GR), adalah pendapatan dari hasil produksi minyak atau
gas yang dinyatakan dalam nilai uang atau GR adalah Harga x Produksi.
Keakuratan perkiraan perhitungan cadangan sangat penting untuk
mengetahui berapa GR yang akan dihasilkan, sehingga dapat ditentukan
apakah investasinya akan ekonomis atau tidak.
b. First Tranche Petroleum (FTP), yaitu bagian hasil produksi minyak atau
gas yang akan dikurangkan secara langsung dari GR. FTP adalah
merupakan jaminan penerimaan yang pertama bagi Pemerintah dan KKKS.
Besarnya FTP bermacam-macam dari 15% sampai 25% dari hasil
produksi. Persentase yang umumnya sering digunakan adalah 20%.
c. Investment Credit (IC), KKKS bisa mendapatkan pengembalian dari
investasi yang sudah dikeluarkan untuk membangun fasilitas produksi
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
minyak atau gas. Besarnya sebesar IC biasanya adalah 17% dari jumlah
investasi yang dibutuhkan biaya yang secara langsung atas fasilitas
produksi minyak mentah dan 55% untuk pembangunan fasilitas produksi
gas bumi.
d. Cost Recovery (CR), merupakan biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor
untuk memproduksi minyak dan atau gas bumi yang akan diperoleh
kembali sesuai dengan ketentuan yang ada apabila diketemukan minyak
atau gas. CR secara umum terdiri dari:
- Operating cost
- Intangible development costs
- Depreciation of tangible costs
- Exploration costs
- Prior years unrecovered cost
- Interest Cost Recovery
e. Equity to be split (ETS), merupakan bagian minyak atau gas bumi yang akan
dibagi antara Pemerintah sesuai dengan ketentuan yang berlaku.
f. Domestic Market Obligation (DMO), adalah kewajiban KKKS untuk
memenuhi kebutuhan bahan bakar minyak dalam negeri dengan harga
diskon. Pemerintah akan membayar DMO selama 60 bulan pertama dengan
harga pasar kemudian setelah itu hanya membayar 10% dari harga pasar.
Besarnya kewajiban DMO maksimum adalah 25% dari bagian KKKS.
Namun jika CR lebih besar daripada GR maka, KKKS dibebaskan dari
kewajiban DMO. Berbeda dengan DMO untuk minyak bumi, DMO untuk
gas tidak harga yang diatur oleh Pemerintah karena maksud dan tujuan dari
pemberlakuan DMO gas adalah lebih kepada untuk menjamin kepastian
pasokan gas untuk konsumsi dalam negeri.
g. Taxable Income (TI), adalah pendapatan kontraktor yang akan dikenakan
pajak atau TI = CS-DMO
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
2.5 PENENTUAN TARIF TRANSPORTASI GAS BUMI DI AMERIKA
SERIKAT
2.5.1 Industri Gas Bumi di Amerika Serikat
Amerika Serikat mempunyai Industri gas bumi yang sangat berkembang
pesat. Dalam statistik yang dikutip dari Energy Information Administration
(EIA), di Amerika Serikat terdapat lebih dari 530 tempat pengolahan gas dan 160
perusahaan transmisi gas. Sejarah industri gas bumi di Amerika Serikat bisa
dibagi menjadi dua fase, yaitu sebelum deregulasi dan pasca deregulasi.
a. Sebelum deregulasi, struktur industri gas bumi di Amerika Serikat sangat
sederhana seperti terlihat dalam table 2.5, yang terdiri dari produsen,
Interstate Pipeline (transporter), LDC (Local Distribution Company) dan
End User. Produsen hanya bisa menjual gas di wellhead dengan harga gas
termasuk juga tarif transportasi gas yang diatur oleh badan pengatur yang
bernama Federal Energy Regulatory Committee (FERC) sebagaimana bisa
dilihat dari gambar dibawah ini:
Gambar 2.8 Industri Gas Bumi Amerika Serikat sebelum deregulasi Sumber:EIA
b. Pasca deregulasi, diawali oleh laporan oleh Departemen Kehakiman dan
Federal Trade Commission pada tahun 1938 yang menemukan bahwa
industri pipa transmisi dengan cepat menjadi sebuah industri monopoli
alami. Kemudian dikeluarkanlah beberapa peraturan-peraturan penting yang
merubah struktur industri gas bumi di Amerika Serikat, yang diantaranya
adalah; Natural Gas Act tahun 1978, yang tidak lagi mengatur harga gas di
wellhead, tetapi tetap menetapkan batas atas dari harga gas tersebut (ceiling
price). Sementara semua kontrak-kontrak yang ada sebelum aturan ini
dikeluarkan dinyatakan tetap berlaku. Kemudian pada tahun 1985
dikeluarkan peraturan, Natural Gas Wellhead Decontrol Act; yang
menghapuskan kontrol FERC terhadap penentuan harga gas dan atau tarif
pada saat first gas sales. Selain itu producer diperbolehkan untuk menjual
Interstate PipelineProducer LDC End UserInterstate PipelineProducer LDC End User
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
langsung gas tersebut tidak hanya di wellhead, tetapi juga bisa menjual gas
tersebut langsung ke End User atau melalui Marketer. Di tahun 1992, FERC
mengeluarkan FERC Order 636 yang memisahkan antara fungsi transmisi
dan pemasaran gas (unbundling). Struktur dari industri gas bumi di Amerika
Serikat bisa dilihat dari Gambar 2.8 berikut ini:
Gambar 2.9 Industri Gas Bumi Amerika Serikat setelah deregulasi
Sumber:EIA
2.5.2 Aturan Mengenai Tarif Di Amerika Serikat
Dengan adanya deregulasi industri gas bumi di Amerika Serikat, telah
menjadi praktek standar di Amerika Serikat sejak tahun 1985 bahwa besarnya
Tarif transportasi gas dapat dinegosiasikan secara bebas antara Transporter dan
Shipper atau ditentukan berdasarkan supply dan demand.
Berdasarkan Natural Gas Act section 4, FERC tidak lagi menentukan
besarnya Tarif, namun besarnya persentase tetap keuntungan yang diperoleh oleh
Transporter harus mendapat persetujuan terlebih dahulu dari FERC. Besarnya
Return of Equity (ROE) yang disetujui oleh FERC dalam dunia industri minyak
dan gas Amerika Serikat berkisar dari 11% dan tidak lebih dari 13%
(smead:2009). FERC akan memeriksa dengan seksama semua elemen biaya
yang harus dikeluarkan Transporter untuk mereka bisa memberikan pelayanan.
FERC akan memastikan bahwa Transporter tidak akan melakukan praktek
monopoli dan persaingan tidak sehat serta mendapatkan keuntungan yang
berlebihan, sehingga pasar akan menjadi tetap kompetitif. Sebelum melakukan
perubahan Tariff, Transporter harus melakukan pemberitahuan perubahan Tarif,
kepada FERC. Mulai 1 april 2010, pemberitahuan harus diajukan secara
elektronik melalui sistem web (e-filling), hal ini dimaksudkan untuk mengurangi
Marketer
Producer
End User
Transporter
LDCMarketer
Producer
End User
Transporter
LDC
Producer
End User
Transporter
LDC
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
jumlah dokumen yang harus di simpan di tempat penyimpanan dokumen,
sekaligus mengurangi biaya pengiriman dan korespondensi lainnya.
Menurut Crowe (2009), ketika Transporter ingin melakukan perubahan
Tarif (yang biasanya dalam bentuk kenaikan Tarif), ada beberapa informasi
(working paper) yang harus disampaikan agar FERC, Shipper dan pihak terkait
lainnya tidak hanya memahami tapi juga bisa menganalisa basis biaya yang
dipakai oleh Transporter untuk mengajukan kenaikan Tarif dan juga menentukan
apakah perhitungan kenaikan Tarif telah dilakukan secara benar dan
merefleksikan bahwa ada kenaikan biaya yang harus ditanggung Transporter
dalam melaksanakan normal operasinya. Transporter harus menyajikan detail
historikal data bulanan selama 12 bulan yang akan dijadikan sebagai periode
dasar (base period) sekaligus mengidentifikasi perubahan yang diketahui dan
bisa diukur terhadap biaya dan tarif lainnya yang yang akan terjadi dalam selang
waktu 9 bulan setelah base period. Periode selama 9 bulan ini dinamakan
periode pengujian (test period).
Working paper yang dibutuhkan dan harus dilampirkan baik itu dalam
base period maupun test period adalah sebagai berikut:
Statement A: Summary of Cost of Service Statement B: Rate Base Components and Calculation of Return on Rate Base Statement C: Gas Plant in Service Statement D: Accumulated Depreciation Statement E: Working Capital Statement F: Capitalization, Cost of Debt, Rate of Return on Equity and
Weighted Cost of Capital Statement G: Base Period and Projected Test Period Contract Levels and
Volumes Statement H: Operation and Maintenance Expenses, Depreciation Rates and
Expense, Other Taxes and Income Tax Calculations Statement I: Functionalization, Classification and Allocation of Cost of Service Statement J: Billing Determinants and Derivation of Unit Rates Statement L: Balance Sheet Statement O: System Operations Statement P: Prepared Testimony
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
2.5.3 Proses Perubahan Kenaikan Tarif
Tahapan-tahapan yang harus dilakukan oleh Transporter pada saat
mereka akan melakukan kenaikan Tarif adalah sebagai berikut:
- Mengisi formulir pemberitahuan kenaikan tarif kepada FERC dengan
menyertai working papers yang dibutuhkan.
- Transporter juga harus melakukan pembuktian penuh dalam bentuk
kesaksian langsung dari pejabat perusahaan dan saksi ahli yang kompeten.
- Setelah melakukan pemberitahuan, Transporter tidak diperkenankan untuk
memberlakukan kenaikan Tarif lebih awal dari enam bulan setelah
pemberitahuan, dalam rangka memberikan waktu bagi FERC, Shipper dan
pihak terkait lainnya untuk memeriksa working papers Transporter, dan
diharapkan semua masalah telah selesai dalam jangka waktu 6 bulan.
- Dalam waktu sepuluh hari setelah pemberitahuan, Shipper dan atau pihak
terkait lainnya pihak terkait harus mengajukan permohonan untuk campur
tangan jika berkeinginan untuk berpartisipasi dalam kasus tersebut, dalam
bentuk petisi sebagai sebagai sikap protes terhadap kenaikan Tarif .
- Dalam waktu 30 hari setelah pemberitahuan dan protes juga telah diajukan
oleh Shipper dan pihak terkait lainnya, FERC akan memanggil para pihak
terkait dan mengadakan sidang dengar pendapat (hearing).
- Dalam sidang dengar pendapat, semua saksi-saksi akan diperiksa
kesaksiannya dan di cross check kebenaran isinya kesaksiannya satu persatu.
Selain itu juga diperiksa fakta-fakta yang terkait dengan masalah yang
sedang diperiksa. Sidang dengar pendapat dipimpin oleh seorang hakim
yang merupakan anggota dari FERC yang ditunjuk membuat suatu
rekomendasi awal kepada FERC.
- Karena proses formal dapat mengambil waktu yang sangat lama dan
mengkonsumsi sumber daya yang luas, Transporter kebanyakan juga
melakukan upaya penyelesaian diluar sidang. Dalam proses penyelesaian,
perundingan di antara Transporter, Shipper, dan staf FERC berjalan secara
paralel dengan jalannya sidang kasus ini.
- Hasil dari persidangan nantinya adalah berupa suatu rekomendasi awal
kepada FERC dan kemudian FERC akan mengevaluasi rekomendasi awal ini
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
sebelum mengambil keputusan akhir. Terhadap keputusan akhir, bisa
dimintakan re hearing lagi jika ada pihak pihak yang merasa tidak puas
terhadap keputusan yang telah dibuat oleh FERC dan bisa melakukan
banding setelahnya jika tetap merasa kurang puas terhadap keputusan yang
dibuat oleh FERC.
2.6 PENENTUAN TARIF TRANSPORTASI GAS BUMI DI INDONESIA
2.6.1 Aturan Mengenai Tarif Di Indonesia
Sebagaimana ditegaskan dalam UU No. 22/2001, Kegiatan Usaha Hilir
Migas berintikan atau bertumpu pada kegiatan usaha Pengolahan, Pengangkutan,
Penyimpanan, dan/atau Niaga dan diselenggarakan melalui mekanisme
persaingan usaha yang wajar, sehat, dan transparan. Namun Pemerintah tetap
berkewajiban menjamin ketersediaan dan kelancaran pendistribusian bahan bakar
minyak yang merupakan komoditas vital dan menguasai hajat hidup orang
banyak di seluruh Negara Kesatuan Republik Indonesia (NKRI) serta mengatur
kegiatan usaha Pengangkutan Gas Bumi melalui pipa agar pemanfaatannya
terbuka bagi semua pemakai dan mendorong peningkatan pemanfaatan gas bumi
di dalam negeri. Didalam melaksanakan tanggung jawab atas pengaturan dan
pengawasan terhadap kegiatan usaha penyediaan dan pendistribusian BBM dan
usaha pengangkutan gas dalam pipa guna menjamin ketersediaan dan kelancaran
pendistribusian BBM di seluruh wilayah NKRI dan mendorong peningkatan
pemanfaatan gas bumi dalam negeri, Pemerintah telah membentuk suatu badan
independen yaitu Badan Pengatur Penyediaan dan Pendistribusian Bahan Bakar
Minyak dan Kegiatan Usaha Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa (Peraturan
Pemerintah No. 67 Tahun 2002 dan Keputusan Presiden No. 86 Tahun 2002).
Untuk selanjutnya Badan ini disebut Pemerintah. Untuk melaksanakan ketentuan
-ketentuan pada UU No.22/2001 khususnya dalam hal kegiatan usaha hilir
Migas, Pemerintah telah menetapkan Peraturan Pemerintah No.36 Tahun 2004
untuk melaksanakan tanggung jawab pemerintah atas pengaturan dan
pengawasan kegiatan usaha penyediaan dan pendistribusian BBM dan
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
kegiatan usaha Pengangkutan Gas Bumi melalui pipa transmisi dan distribusi
yang mendapatkan Hak Khusus yang menyangkut kepentingan umum,
pengusahaannya diatur agar pemanfaatannya terbuka bagi semua pemakai
Peraturan Pemerintah No.67 tahun 2002 tentang Badan Pengatur
Penyediaan dan Pendistribusian Bahan Bakar Minyak dan Kegiatan Usaha
Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa menyatakan fungsi Pemerintah adalah
melakukan pengawasan terhadap pelaksanaan penyediaan dan pendistribusian
Bahan Bakar Minyak dan pengangkutan Gas Bumi melalui pipa, dalam suatu
pengaturan agar ketersediaan dan distribusi Bahan Bakar Minyak yang
ditetapkan pemerintah dapat terjamin di seluruh wilayah negara kesatuan
Republik Indonesia serta meningkatkan pemanfaatan Gas Bumi di dalam negeri.
Tugas Pemerintah meliputi pengaturan, penetapan dan pengawasan mengenai:
- Ketersediaan dan distribusi BBM;
- Cadangan BBM nasional;
- Pemanfaatan fasilitas pengangkutan dan penyimpanan BBM;
- Tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa;
- Harga gas bumi untuk rumah tangga dan pelanggan kecil;
- Pengusahaan transmisi dan distribusi gas bumi
Penentuan Tarif di Indonesia diatur didalam Peraturan no.16/p/BPH
Migas/VII/2008 Tentang Penetapan Tarif Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa
dimana tujuan dari penetapan tersebut adalah:
- Untuk meningkatkan pemanfaatan gas bumi dalam negeri
- Mengoptimalkan pemanfaatan jaringan pipa transmisi dan pipa distribusi gas
bumi.
Tarif yang akan ditetapkan Pemerintah terdiri dari dua sistem, yaitu:
1) Sistem Perangko (Postage Stamp)
Penggunaan sistem perangko dalah penerapan Tarif yang sama dari sumber
gas sampai kepada pelanggan di setiap titik penyerahan pada wilayah tertentu.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
2) Sistem Jarak
Penggunaan sistem jarak adalah penerapan Tarif yang berbeda tergantung
jarak dari sumber Gas Bumi sampai kepada pelanggan pada setiap titik
penyerahan.
Pemerintah dapat melakukan penyesuaian Tarif yang diusulkan oleh
Transporter atau Shipper dengan disertai menyebutkan alasan dan melampirkan
rincian perhitungan serta data pendukung apabila terdapat salah satu atau
beberapa kondisi sebagai berikut:
- Adanya perubahan nilai investasi dan/atau investasi baru.
- Adanya penambahan/pengurangan jumlah Shipper.
- Adanya perubahan Biaya Operasi dan Pemeliharaan yang berpengaruh
- secara signifikan terhadap keekonomian Transporter.
- Habisnya masa manfaat ekonomis yang diperhitungkan dalam penetapan
Tarif yang berlaku.
- Adanya perubahan kontrak (GTA) yang terkait dengan perubahan volume
Gas Bumi yang diangkut.
2.6.2 Mekanisme Pengajuan Kenaikan Tarif di Indonesia
Langkah-langkah penetapan Tarif dapat dilihat sebagaimana disampaikan
gambar berikut ini: Transporter
Menyampaikan dan mempresentasikan usulan Tarif kepada Pemerintah
PemerintahMelakukan verifkasi dan evaluasi usulan
Tarif
Komite PemerintahMengadakan dengar pendapat dengan
Transporter dan Shipper
Komite PemerintahMengadakan sidang komite untuk menetapkan
Tarif
Ka KomiteMenerbitkan SK Penetapan Tarif berdasarkan
hasil sidang komite Gambar 2.10 Tahapan-tahapan Penetapan Tarif
Sumber: BPH Migas
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
- Usulan Tarif diajukan secara tertulis oleh Transporter kepada BPH Migas
dan kemudian BPH Migas akan melakukan verifikasi dan evaluasi terhadap
usulan Tarif yang diajukan oleh Transporter dengan mempertimbangkan
kepentingan baik itu Transporter, Shipper dan Konsumen gas bumi melalui
pipa.
- Apabila usulan penyesuaian Tarif dapat diterima Badan Pengatur dapat
mengadakan dengar pendapat dengan Transporter dan Shipper sebelum
menetapkan Tarif.
- Shipper dapat meminta penjelasan kepada Badan Pengatur mengenai hal-hal
yang terkait langsung dengan usulan Tarif yang telah dievaluasi dan akan
ditetapkan oleh Badan Pengatur.
- Dalam menetapkan Tarif, Badan Pengatur tidak memerlukan persetujuan dari
Transporter dan/atau Shipper dan tidak didasarkan kepada kesepakatan antar
Transporter dan Shipper.
- Sidang Komite BPH Migas kemudian akan menetapkan besarnya Tarif.
2.7 ANALISA KEEKONOMIAN
2.7.1 Net Present Value (NPV)
Net Present Value atau Net Present Worth atau Discounted Cash Flow
merupakan selisih antara pengeluaran dan pemasukan yang telah didiskon, atau
dengan kata lain merupakan arus kas yang diperkirakan pada masa yang akan
datang yang didiskontokan pada saat ini.
Dari uraian yang dikemukakan diatas, net present value adalah selisih
antara jumlah present value dari cash flow yang direncanakan diterima dalam
beberapa waktu mendatang dengan jumlah present value dari investasi. Adapun
kriteria diterima atau tidaknya suatu usulan investasi dengan menggunakan NPV
adalah bahwa jika NPV positif, maka proyek/usulan investasi feasible atau
diterima, sedangkan apabila NPV negatif maka usulan investasi ditolak
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
Arus kas masuk dan keluar yang didiskontokan pada saat ini (present
value (PV)). yang dijumlahkan selama masa hidup dari proyek tersebut dihitung
dengan rumus:
dimana:
t - waktu arus kas
i - adalah suku bunga diskonto yang digunakan
Rt - arus kas bersih (the net cash flow) dalam waktu t
Pada tabel berikut ditunjukkan arti dari perhitungan NPV terhadap
keputusan investasi yang akan dilakukan.
Bila... Berarti... Maka...
NPV> 0 investasi yang dilakukan memberikan manfaat bagi perusahaan
Proyek bisa dijalankan
NPV < 0 investasi yang dilakukan akan mengakibatkan kerugian bagi perusahaan
Proyek ditolak
NPV = 0
investasi yang dilakukan tidak mengakibatkan perusahaan untung ataupun merugi
Kalau proyek dilaksanakan atau tidak dilaksanakan tidak berpengaruh pada keuangan perusahaan. Keputusan harus ditetapkan dengan menggunakan kriteria lain misalnya dampak investasi terhadap positioning perusahaan.
2.7.2. Internal Rate Of Return (IRR)
IRR adalah metode tingkat pengembalian (rate of return) yang paling
luas digunakan untuk menjalankan analisis ekonomi teknik. Metode ini
memberikan solusi untuk tingkat bunga yang menunjukkan persamaan dari nilai
ekivalen dari arus kas masuk (penerimaan dan penghematan) pada nilai ekivalen
arus kas keluar (pembayaran, termasuk biaya investasi)
IRR digunakan dalam menentukan apakah investasi dilaksanakan atau tidak,
untuk itu biasanya digunakan acuan bahwa investasi yang dilakukan harus lebih
tinggi dari Minimum acceptable rate of return atau Minimum atractive rate of
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
- 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.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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:
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
- 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.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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:
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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
Periode Batam Singapore Bbtud Mmscfd Bbtud Mmscfd
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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
Tabel 5.3 Maximum Daily Quantity (MDQ) ( 2010-2023)
Periode Batam Singapore Bbtud Mmscfd Bbtud Mmscfd
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)
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
- 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.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
- 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.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
- 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 $Mmbtu
2003 3,0 2011 11,5 2019 16,4 2004 3,4 2012 12,2 2020 16,9 2005 4,1 2013 13,5 2021 17,4 2006 4,8 2014 14,0 2022 17,8 2007 5,5 2015 14,4 2023 18,3 2008 6,2 2016 14,8
2009 7,9 2017 15,5 2010 9,7 2018 16,0
- Weighted Average Cost of Capital (WACC)
Adalah rata-rata tertimbang biaya modal sendiri (equity) dan modal
pinjaman (debt) yang di investasikan pada suatu kegiatan usaha.
WACC = CoE x E/(D+E) + CoD x D/(D+E)
CoE = biaya modal sendiri = Rf + β (MEM+ICRP)
CoD = biaya modal pinjaman = i x (1-t)
Dimana:
E = modal sendiri
D = modal pinjaman
i = bunga pinjaman
t = tingkat pajak pendapatan
Rf = tingkat bebas resiko
Β = Sensitivitas laju pengembalian asset perusahaan terhadap pergerakan pasar
modal
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
MEM = base premium for market equity market
ICRP = Indonesia country risk premium
Berdasarkan perhitungan dengan menggunakan persamaan tersebut, didapatkan
WACC adalah sebesar 7,32% yang perhitungannya dapat dilihat dari Lampiran 3
- Pendapatan
Pendapatan berasal dari tarif pengangkutan gas ke Batam dan Singapura.
- Biaya Operasional
Biaya operasional adalah biaya yang dikeluarkan untuk pengoperasian
pipa.
- Depresiasi
Depresiasi menggunakan metode garis lurus (straight line) selama 20
tahun.
- Iuran BPH Migas
Sesuai dengan Peraturan Pemerintah nomor 1 tahun 2006 tentang
Besaran Penggunaan Iuran Badan Usaha Dalam Kegiatan Usaha Penyediaan
dan Pendistribusian Bahan Bakar Minyak dan Pengangkutan Gas Bumi Melalui
Pipa, maka besarnya iuran yaitu 3% untuk nilai penjualan gas sampai dengan
100 BSCF selama setahun dan 2% untuk penjualan gas diatas 100 BSCF.
- Pajak
Pajak setiap tahun dihitung sebesar 28% sebelum tahun 2010 dan 25%
mulai tahun 2010 dan sesudahnya.
- Inflasi
Asumsi nilai inflasi yang digunakan adalah 7,71 yang merupakan rata-
rata inflasi di Indonesia dari tahun 2003-2010.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
- Tarif
Besaran tariff dari tahun 2003-2009 adalah US$ 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%
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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:
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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:
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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:
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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:
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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:
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
Grafik 5.5 Hubungan Penerimaan Negara dengan kenaikan Tarif
- Setiap kenaikan penyaluran gas dari level TOP, DCQ dan MDQ akan
menurunkan penerimaan negara.
- Setiap kenaikan Tarif setiap US$ 0,1 / MSCF di level penyaluran TOP maka
akan menurunkan penerimaan negara menjadi US$ 143 juta atau sebesar
US$ 6,8 juta pertahunnya.
- Setiap kenaikan Tarif setiap US$ 0,1 / MSCF di level penyaluran DCQ
maka akan menurunkan penerimaan negara menjadi US$ 151 juta atau
sebesar US$ 7,2 juta pertahunnya.
- Setiap kenaikan Tarif setiap US$ 0,1 / MSCF di level penyaluran MDQ
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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
Dari Grafik 5.7 dapat disimpulkan hal-hal sebagai berikut:
- Setiap kenaikan Tarif setiap US$ 0,1 / MSCF di level penyaluran TOP maka
akan menurunkan Net Contractor Share menjadi US$ 69 juta
- Setiap kenaikan Tarif setiap US$ 0,1 / MSCF di level penyaluran DCQ
maka akan menurunkan Net Contractor Share menjadi US$ 73 juta.
- Setiap kenaikan Tarif setiap US$ 0,1 / MSCF di level penyaluran MDQ
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) ($83)
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
BAB VI
KESIMPULAN
Berdasarkan hasil analisa keekonomian maka bisa disimpulkan hal-hal sebagai
berikut:
1. Dari sisi Shipper, setiap kenaikan Tarif sebesar US$ 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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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.
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011
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
Analisa Kenaikan..., Aulia Ramadhani, FT UI, 2011