BAB 3 DEREGULASI DAN KEBIJAKAN HARGA GAS BUMI
3.2 Deregulasi Industri Gas Bumi Indonesia
3.2.2 Deregulasi Sektor Hilir Gas Bumi Indonesia
Penerapan UU No. 22 tahun 2001 telah mengubah tata kelola usaha gas. Otoritas kebijakan kegiatan pengusahaan gas bumi di Indonesia dipegang oleh KESDM cq. Direktorat Jenderal Minyak dan Gas (Ditjen Migas). Sementara di sektor hulu, kegiatan pengawasan dan pengendalian dilaksanakan oleh BP Migas. Untuk sektor hilir, kegiatan pengaturan dilakukan oleh KESDM cq BPH Migas secara bersama-sama (Gambar 14).
27
Gambar 14 Hubungan KESDM, BP Migas dan BPH Migas dalam Pengelolaan Migas (KESDM, 2011)
Ditjen Migas, dengan dibantu BP Migas, mengatur ketersediaan pasokan gas bumi untuk kebutuhan dalam negeri, serta harga gas bumi untuk konsumen industri, listrik, transportasi dan komersial. Ditjen Migas bersama-sama dengan BPH Migas mengatur ketersediaan infrastruktur jaringan pipa gas bumi. Di samping itu, Ditjen Migas mengatur ketersediaan infrastruktur pipa untuk gas, seperti pipa dedicated hilir, pipa untuk kepentingan sendiri dan jaringan pipa gas kota, serta infrastruktur non-pipa, seperti CNG Station dan LNG Receiving and Gas Refasification Terminal. Dilain pihak, BPH Migas mengatur tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa (gas pipeline toll fee), harga gas bumi untuk konsumen rumah tangga dan pelanggan kecil, dan kegiatan usaha transmisi dan distribusi gas bumi melalui pipa (Open Acces, Hak Khusus, Akun Pengaturan).
Berdasarkan Permen ESDM No. 7 tahun 2005, Ijin Kegiatan Hilir diperlukan untuk tiap jenis kegiatan hilir secara terpisah. Sebagai contoh, untuk transportasi gas dibutuhkan Ijin Usaha Transportasi Gas. Apabila perusahaan melakukan kegiatan hilir yang bersinggungan dengan kegiatan hilir lainnya, perusahaan hanya perlu mendapatkan satu ijin usaha. Selain Ijin Usaha yang dikeluarkan Menteri ESDM, transportasi gas yang melalui bagian pipa transmisi dan jaringan distribusi memerlukan hak khusus yang dikeluarkan oleh BPH Migas. Hak khusus ini diberikan melalui proses lelang yang dilaksanakan BPH Migas. Satu hak khusus akan diberikan kepada perusahaan untuk area segmen transmisi atau jaringan distribusi.
28
Pada saat ini Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional (RIJTDGBN) merupakan pedoman dasar yang digunakan sebagai acuan investasi dan pengembangan pasar domestik serta pembangunan jaringan transmisi dan distribusi gas bumi bagi badan usaha dalam kerangka kegiatan usaha hilir gas bumi, yang dapat disesuaikan dan disempurnakan setiap tahun berdasarkan usulan BPH Migas.
BPH Migas berwenang menentukan akses untuk sistem transportasi, interkoneksi dan kerjasama antar sistem pipa. BPH Migas berwenang meninjau dan mengawasi pengaturan jalur pipa gas dan infrastruktur terkait. BPH Migas telah mengeluarkan regulasi mengenai persyaratan pihak ketiga untuk masuk akses fasilitas pengangkutan yang dimiliki pemegang ijin khusus. BPH Migas mengatur bahwa pemegang ijin khusus harus mengijinkan akses pihak ketiga pada fasilitas transportasi gas bumi di bawah ketentuan khusus yang disepakati antara pemegang ijin khusus dengan pihak ketiga. Jika pemegang ijin khusus menolak untuk memberikan akses pihak ketiga ke jalur pipa gas, maka pemegang ijin khusus harus memberikan alasan kepada BPH Migas dengan ketentuan jika BPH Migas menilai alasan tersebut tidak berdasar, BPH Migas dapat mencabut ijin khususnya. Apabila kapasitas pemegang ijin khusus menurun dan terjadi kekurangan pasokan gas, badan usaha dapat meminta persetujuan BPH Migas untuk mengembangkan kapasitasnya. Opsi lainnya, jika pemegang ijin khusus tidak dapat memenuhi kebutuhan pasar untuk pasokan gas, BPH Migas akan membuka segmen baru pada jalur sama untuk dilelang. Pada situasi ini, pemegang ijin khusus baru akan tetap memiliki ijin khususnya terhadap segmennya.
Kebijakan Open Access
Regulasi open access dijelaskan pada pasal 46 ayat 1, UU No.22/2001 yang menyebutkan bahwa pengawasan terhadap kegiatan usaha pengangkutan gas bumi melalui pipa oleh BPH Migas dilakukan untuk optimasi dan mencegah terjadinya monopoli pemanfaatan fasilitas pipa transmisi dan distribusi gas bumi oleh badan usaha tertentu. Dalam rangka mengimplementasikan aturan tersebut, BPH Migas telah mengeluarkan Peraturan BPH Migas No. 15/P/BPHMIGAS/VII/2008, tentang Pemanfaatan Bersama Fasilitas Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa (Open Access).
29
Kebijakan Unbundling
Regulasi unbundling adalah peraturan untuk memisahkan kegiatan bisnis yang bersifat monopoli alamiah dari kegiatan bisnis yang dapat dikompetisikan. Kegiatan yang bersifat monopoli alamiah dalam hal ini adalah pengangkutan gas melalui jaringan pipa, sedangkan kegiatan yang dapat dikompetisikan adalah kegiatan niaga gas.
Tarif Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa
Tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa diatur dan ditetapkan oleh BPH Migas (Pasal 46 ayat (3) huruf (d) Undang-Undang No. 22/2001 Tentang Minyak dan Gas Bumi). BPH Migas telah mengeluarkan Peraturan BPH Migas No. 16/P/BPH Migas/VII/2008, tentang Penetapan Tarif Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa. Metode yang digunakan oleh BPH Migas dalam menentukan tarif adalah metoda Cost of Service, di mana BPH Migas menentukan IRR yang wajar yaitu maksimal sama dengan WACC (Weighted Average Cost of Capital). Cost of service adalah jumlah pendapatan yang berhak pemilik jaringan pipa (Transporter) peroleh, sehingga pendapatan tersebut dapat digunakan untuk membayar semua biaya yang dikeluarkan oleh transporter dalam menjalankan kegiatan usahanya, serta mendapatkan keuntungan yang wajar dari modal yang telah diinvestasikan. Persamaan yang digunakan untuk menghitung toll fee adalah (Cost of Service)/(Gas Volume Flowing Trough Pipeline).
WACC dihitung berdasarkan rumus ((CD (1-T)D/(D+E))+(( CE E)/(D+E)), dimana D adalah jumlah modal pinjaman (Debt), E adalah jumlah modal sendiri (Equity), T adalah tarif pajak pendapatan, CD adalah bunga modal pinjaman, dan CE
adalah biaya modal sendiri. CE dihitung berdasarkan rumus Rf + (BPMEM+ICRP), dimana Rf (Risk Free Rate) adalah tingkat pengembalian investasi bebas risiko, yaitu tingkat bunga surat utang yang dikeluarkan oleh negara Amerika Serikat (US Treasury Bond), atau beta adalah fluktuasi portfolio investasi bidang usaha hilir gas bumi dibandingkan dengan pasar (stock market). Pasar di sini adalah Bursa Efek Indonesia. BPMEM adalah Base premium for mature equity market, yaitu premi pasar yang telah mempunyai peringkat AAA, ICRP adalah Indonesia country risk premium, yaitu premi risiko investasi di Indonesia, yang saat ini dalam katagori BB+2.
2
Contoh perhitungan – Sebuah perusahaan pengangkutan gas bumi melalui pipa, telah berinvestasi dan mulai beroperasi tahun 2012 dan menhajukan tarif kepada BPH Migas, Berapakah IRR yang ditetapkan BPH Migas dalam menentukan Tarif jika diketahui bahwa nilai investasi pipa adalah USD 10.000.000 yang didanai dengan modal pinjaman sebesar 50% (USD 5.000.000) dengan