PEMANFAATAN DANA BANK (DEBT CAPITAL) UNTUK MENINGKATKAN EFISIENSI KEGIATAN USAHA PENGANGKUTAN GAS BUMI MELALUI PIPA

Efisiensi adalah amanat konstitusi yang yang wajib dilakukan di dalam kegiatan usaha pengangkutan Gas Bumi melalui pipa. Hal ini tertuang dalam konsideran menimbang huruf (e) pada UU No.22 Tahun 2001, yang bunyi selengkapnya adalah sebagai berikut:

Bahwa dengan tetap mempertimbangkan perkembangan nasional maupun internasional dibutuhkan perubahan peraturan perundang-undangan tentang pertambangan minyak dan gas bumi yang dapat menciptakan kegiatan usaha minyak dan gas bumi yang mandiri, andal, transparan, berdaya saing,  efisien, dan berwawasan pelestarian lingkungan, serta mendorong perkembangan potensi dan peranan nasional;

Salah satu variabel penting yang mempengaruhi efisiensi pada kegiatan usaha pengangkutan Gas Bumi melalui pipa adalah jumlah Ekuitas pada struktur modal yang digunakan untuk investasi pembangunan jaringan pipa gas bumi.

Struktur modal menurut Kennon (2010) adalah prosentase modal yang ditanamkan pada suatu kegiatan usaha. Terdapat dua jenis, yaitu modal sendiri (equity capital) dan modal pinjaman (debt capital). Alfred (2007) menyatakan bahwa struktur modal perusahaan menyiratkan proporsi hutang (debt) dan ekuitas (equity) dalam struktur modal total perusahaan. Pandey (1999) membedakan antara struktur modal dan struktur keuangan dari suatu perusahaan dengan menegaskan bahwa berbagai upaya yang digunakan untuk meningkatkan dana merepresentasikan struktur keuangan perusahaan, sedangkan struktur modal merupakan hubungan proporsional antara utang jangka panjang (long-term debt) dan ekuitas (equity). Struktur modal dari suatu perusahaan seperti yang dibahas oleh Inanga dan Ajayi (1999) tidak termasuk kredit jangka pendek (short-term credit), tetapi adalah gabungan dari dana jangka panjang perusahaan (long-term funds) yang diperoleh dari berbagai sumber.

Penggunaan Debt Capital dalam struktur modal perusahaan akan menurunkan tingkat IRR (Internal Rate of Return) yang ditargetkan oleh perusahaan sebab Debt Capital adalah jenis pendanaan yang beresiko rendah sehingga imbalan rate return-nya pun rendah. Kebalikan dengan penggunaan Equity Capital, modal ini mempunyai tingkat resiko yang lebih tinggi sehingga imbalan rate-return-nya pun lebih tinggi.

Komisi Reguasi Listrik Amerika Serikat (2011) menyatakan, beberapa sumber pendanaan yang berbeda digunakan untuk modal perusahaan infrastruktur, dan komisi menetapkan tingkat rates of return yang berbeda untuk masing-masing sumber pendanaan (pemegang saham equity dan pemegang obligasi debt).  Pemegang obligasi Debt menerima rate of return yang lebih rendah dari pada pemegang saham Equity, karena pemegang obligasi Debt menanggung risiko yang lebih kecil; mereka memiliki hak pertama mendapatkan pendapatan perusahaan setelah dikurangi biaya operasi, sebelum dividen dibayarkan kepada pemegang saham Equity.  Short-term debt juga umumnya membawa suku bunga yang lebih rendah, karena pemberi pinjaman tidak membuat komitmen jangka panjang terhadap perusahaan infrastruktur. (Electricity Regulation in the US: A Guide, 2011)

Gambar-1 berikut, menjelaskan tentang resiko dan rate of return terhadap Debt dan Equity. Perusahaan meningkatkan uang untuk investasi dengan menerbitkan surat berharga. Sekuritas yang berbeda memiliki klaim yang berbeda pada laba perusahaan, demikian pula terhadap asetnya. Debt memiliki klaim senior (paling awal) pada sebagian tertentu dari laba, sedangkan Common Equity memilik klaim yang paling junior (mendapat apa yang tersisa setelah orang lain telah dibayar). Oleh karena Equity menanggung risiko lebih tinggi, maka pemegang saham menuntut rate of return yang lebih tinggi dari pada Debt (Edison Electric Institute, 2005)

Menurut Electricity Regulation in the US: A Guide 2011, struktur permodalan perusahaan listrik terdiri dari berbagai sumber pendanaan yang beragam yaitu: common equity, preferred equity, long-term debt, and short-term debt. Karena semua sumber pendanaan memiliki rate of return yang berbeda, maka penggunaan sumber dana campuran ini sangat mempengaruhi keseluruhan WACC (weighted average rate of return). Selain itu, karena perusahaan dikenai pajak penghasilan atas return on equity, dan memperoleh pemotongan pajak penghasilan untuk pembayaran bunga hutang, maka makin tinggi proporsi Equity mengakibatkan makin tinggi WACC yang pada akhirnya  tarif penjualan listrik ke konsumen menjadi lebih tinggi. Oleh karena itu, Peraturan Komisi terhadap struktur modal merupakan elemen penting dalam perhitungan revenue requirement dari perusahaan listrik.

Secara umum, perusahaan istrik di Amerika Serikat memiliki debt antara 40% -60%, dan equity sekitar 40%-60%. Tidak ada kepastian yang benar terhadap level of equity di Canada, namun perkiraan  equity ratio disana adalah sekitar 30%-35%, yang mencerminkan kepercayaan investor yang lebih tinggi dalam kepastian pendapatan perusahaan listrik, sehingga perusahaan listrik dapat lebih mudah menarik bond investors  dan menggunakan cost of debt yang lebih rendah dalam rangka menaikkan jumlah modal dari persentase debt yang lebih tinggi. Struktur modal yang disetujui oleh komisi sering berbeda dari struktur modal yang sebenarnya dimiliki perusahaan listrik, terutama bila perusahaan memiliki Equity yang berlebihan dalam struktur modal. Dalam kasus ini, versi yang disetujui oleh komisi disebut disebut sebagai hypothetical or imputed capital structure (Electricity Regulation in the US: A Guide, 2011)

Robert H, Loeffler, Morrison & Foerster LLP, 2004 menyatakan, perusahaan-perusahaan biasanya menggunakan Debt Capital dalam jumlah yang  besar untuk membangun proyek pembangunan jaringan pipa gas bumi di Amerika Serikat. Melihat kembali pendanaan proyek pipa gas bumi yang telah disahkan oleh Federal Energy Regulatory Commission (FERC) dalam beberapa tahun terakhir, kita dapat melihat bahwa proyek-proyek tersebut telah menggunakan Debt Capital sebesar 70% sampai 80% dari total biaya konstruksi mereka. Dengan demikian, komponen Debt pada struktur modal mereka akan menjadi 70% sampai 80%. Konsekuensi praktis memiliki sebegitu banyak Debt dalam struktur modal mengakibatkan tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa yang ditetapkan oleh FERC menjadi lebih rendah. Mengapa demikian, karena Cost of Debt selalu lebih rendah dari Cost of Equity. Data terakhir saat ini Cost of Debt rata-rata untuk pembangunan jaringan pipa gas bumi adalah sekitar 8%, sedangkan Cost of Equity adalah sekitar 13% sampai 14%.

Di masa lalu, jika perusahaan pengangkutan gas bumi melalui pipa mengusulkan struktur modal dengan 100% Equity dan tidak menggunakan Debt (atau Equity Ratio yang sangat tinggi), staf FERC sering mengusulkan penggunaan a hypothetical capital structure dengan menurunkan proporsi komponen Equity dan menaikkan proporsi komponen Debt. Kami melakukan ini karena tarif yang dibayarkan oleh para pengguna pipa gas bumi (shippers) menjadi lebih mahal untuk investasi pipa gas bumi yang dibiayai dengan Equity. (Federal Energy Regulatory Commission, United State of America, 1999)

Untuk jaringan pipa gas bumi baru yang telah teridentifikasi bahwa mereka akan menggunakan Debt untuk membiayai investasi mereka, tapi belum benar-benar melakukan  hutang, kita menghitung Cost of Debt berdasarkan proyeksi, atau data histori Cost of Debt terbaru seperti rata-rata historikal Baa dari obligasi perusahaan jaringan pipa gas (diperoleh dari Moody's Bond Survey), yang merupakan peringkat yang paling umum untuk perusahaan ipengangkutan gas bumi melalui pipa. Kami juga menggunakan Moody’s untuk menghitung Cost of Debt apabila kita memutuskan penggunaan a hypothetical capital structure. (Federal Energy Regulatory Commission, United State of America, 1999)

Kasus penentuan hypothetical capital structure dari suatu investasi yang menggunakan dana 100% Ekuitas dilaporkan oleh Energy Law Jornal, Vol 8, 1987, sebagai berikut: SPPL (Southern Pacific Pipe Line Inc) menyatakan kepada FERC bahwa pembangunan pipa gas SPPL dibiayai sepenuhnya (100%) dengan dana Ekuitas oleh perusahaan induknya. Meskipun perusahaan induk memiliki hutang (Debt) dalam struktur modalnya, SPPL mengharapkan agar struktur modal perusahaan induk tersebut tidak digunakan oleh FERC sebagai acuan struktur modal untuk menentukan Tarif pengangkutan gas pada pipa gas bumi milik SPPL tersebut. FERC berpendapat bahwa penggunaan 100% Ekuitas adalah tidak masuk akal dan Tarif yang akan ditetapkan akan menjadi terlalu mahal bagi para shippers. FERC menyatakan bahwa struktur modal yang pantas dipakai adalah sesuai dengan struktur modal perusahaan induk SPPL (Santa Fe Southern Pasific Corporation) yaitu dengan Equity Ratio sebesar 78% (tujuh puluh delapan persen). Bahkan beberapa anggota FERC menyatakan bahwa hypothetical capital structure yang pantas adalah 60% (enam puluh persen) Ekuitas.

Dari kutipan-kutipan pernyataan komisi regulasi listrik dan gas bumi di Amerika Serikat dan Kanada sebagaimana telah disampaikan di atas, memberikan pengetahuan kepada kita, meskipun negara-negara tersebut dikenal sebagai negara liberal yang kapitalistik, ternyata justru lebih mementingkan kepentingan publik dari pada kepentingan pemilik capital atau perusahaan, yaitu dengan membatasi penggunaan Equiy agar tarif pengangkutan gas bumi bisa menjadi lebih rendah.

Point penting yang dapat diperoleh dari kutipan-kutipan di atas adalah, jika suatu perusahaan pengangkutan gas bumi melalui pipa dan juga perusahaan jaringan listrik, menggunakan dana 100% (serratus persen) Ekuitas, maka baik FERC maupun regulator listrik di Amerika Serikat, akan menggunakan suatu hypothetical capital structure dalam menentukan harga listrik maupun tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa di Amerika Serikat

Hal ini seharusnya juga diaplikasikan di Indonesia sebab secara konstitusional keberpihakan kepada publik telah dinyatakan di dalam Pasal 33 Undang Undang Dasar Tahun 1945.

Demikian juga sesuai dengan UU No 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, yang dinyatakan dalam konsideran “Menimbang huruf (e)” diamanatkan bahawa peraturan perundang-undangan tentang pertambangan minyak dan gas bumi harus dapat menciptakan kegiatan usaha minyak dan gas bumi yang efisien, maka pembatasan Ekuitas dalam kegiatan usaha pengangkutan Gas Bumi perlu diatur di dalam Peraturan BPH Migas No.8 Tahun 2013 tentang Penerapan Tarif Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa.

Untuk lebih jelas melihat betapa pentingnya pembatasan Ekuitas terkait dengan efisiensi biaya investasi, Tabel-1 dan Tabel-2 berikut, menunjukkan perbandingan antara bunga bank dan cost of equity di Indonesia lima tahun terakhir dalam mata uang USD.

Mencermati Tabel-1 dan Tabel-2, terlihat bahwa Cost of Equity di Indonesia besarnya lebih dari dua kali lipat dibandingkan dengan suku Bunga Pinjaman Investasi dari Bank Persero.

BPH Migas, sebagi regulator yang diberi kewenangan oleh Undang-undang untuk mengatur kegiatan usaha pengangkutan gas bumi melalui pipa, tentu harus menyadari bahwa pembatasan Ekuitas perlu dilakukan dalam upaya mewujudkan kegiatan usaha pengangkutan tersebut menjadi lebih efisien.

Untuk memperjelas pengaruh Ekuitas terhadap Tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa, alangkah baiknya jika diterangkan melalui sebuah studi kasus, sebagai berikut.

Sebuah pipa transmsi gas bumi membutuhkan biaya investasi sebesar USD 160 juta. Pipa transmisi gas bumi ini, akan mengangkut gas bumi dari sumber gas ke konsumen dengan jumlah aliran sebesar 100 MMscfd.

Dalam studi kasus ini, Tarif pengangkutan gas bumi pada pipa akan dihitung berdasarkan beberapa skenario penggunaan Equity Capital dan Debt Capital yang berbeda-beda. Selain itu, dalam menentukan WACC (Weighted Average Cost of Capital) dan IRR (Internal Rate of Return), kita akan menggunakan data Cost of Debt dan Cost of Equity Tahun 2014.

Berdasarkan asumsi-asumsi tersebut di atas, maka hasil perhitungan besaran Tarif dengan berbagai scenario variasi Ekuitas, ditunjukkan pada  Tabel-3. Dari tabel tersebut terlihat  bahwa makin besar porsi Ekuitas makin mahal besaran Tarif-nya. Sebagai tambahan, Tabel-4 dijelaskan contoh rincian perhitungan untuk skenario-8.

Mencermati Tabel-3 tersebut, diperoleh gambaran bahwa penggunaan Ekuitas yang berlebihan mengakibatkan Tarif menjadi mahal. Sebagai contoh, penggunaan Ekuitas penuh 100% menghasilkan Tarif sebesar USD 1.129/Mscf, sedangkan apabila hanya mengunakan Ekuitas sebesar 30% maka akan terjadi penurunan tariff sebesar USD 0.206/MMscf menjadi USD 0.923/Mscf.

Kesimpulan

Berdasarkan hasil simulasi di atas, maka sudah sepantasnya pembatasan Ekuitas perlu diatur di dalam Peraturan BPH Migas No.8  Tahun 2013 untuk mewujudkan kegiatan usaha pengangkutan gas bumi melalui pipa yang lebih efisien, dan memberikan kesempatan kepada sumber dana eksternal seperti Bank untuk ikut berpartisipasi lebih aktif dalam penyediaan dana untuk pembangunan infrastruktur jaringan pipa gas bumi nasional. Dengan demikkian fungsi BPH Migas untuk menciptakan efisiensi kegiatan usaha pengangkutan gas bumi melalui pipa. Semoga.....

PEMANFAATAN KAPASITAS PIPA BERLEBIH SEBAGAI SARANA UNTUK MINYIMPAN GAS (GAS PARKING) PADA SISTEM PIPA TRANSMISI GAS BUMI

Sering dijumpai pipa transmisi dioperasikan jauh dibawah tekanan MAOP (maximum allowable operating pressure), sehingga terdapat kapasitas lebih yang belum termanfaatkan secra optimal oleh para shippers. Kelebihan kapasitas ini dapat dimanfaatkan oleh para shippers untuk menyimpan gas sementara di dalam sistem pipa transmisi. Hal ini sangat bermanfaat bilamana terjadi kegagalan operasi fasilitas di hulu, yang menyebabkan aliran gas bumi menuju pipa transmisi dihentikan, sehingga para shipper masih memiliki cukup gas yang tersimpan di dalam pipa untuk disalurkan kepada para offtaker-nya masing-masing. Dengan demikian pasokan gas bumi kepada konsumen lebih terjaga kontinyuitasnya.

Disamping itu, pengenaan biaya bpenyimpanan gas di dalam pipa (parking charge) perlu dilakukan agar para shipper disiplin dalam memasukkan gas kedalam sistem perpipaan dan mengeluarkannya dari sistem perpipaan (dalam pengertian volumenya agar selalu sama antara yang dimasukkan dan dikeluarkan). Sebab apabila gas yang dimasukkan lebih besar dari yang dikeluarkan, maka jumlah gas bumi yang ada didalam pipa menjadi bertambah, sehingga tekanan gas didalam pipa menjadi meningkat. Jika hal ini dibiarkan terus, maka tekanan gas didalam pipa dapat melewati MAOP yang berarti membahayakan keselamatan sistem perpipaan. Dengan demikian parking charge perlu diberlakukan. Berikut penjelasan teknis dan komersialnya terkait dengan gas parking.

Pengoperasian pipa gas bumi yang dioperasikan secara open access, dibatasi oleh tekanan maksimum dan tekanan minimum yang diperbolehkan. Manakala tekanan operasi pipa mencapai tekanan maksimum, maka jumlah gas bumi yang terdapat didalam pipa dikatakan mencapai maksimum atau lazim disebut Linepack maximum. Sebaliknya manakala tekanan operasi pipa berada pada tekanan minimum, jumlah gas bumi yang terdapat di dalam pipa dikatakan berada pada kondisi minimum atau lazim disebut Linepack minimum. Dengan demikian pengoperasian pipa diatur sedemikian rupa sehingga gas yang ada didalam pipa terletak diantara linepack minimum dan Linepack maximum. Mengapa pengoperasian diatur seperti ini, keterangannya dapat anda lihat pada tulisan Gas Managemen System pada blok saya ini.

Pipa transmisi gas bumi, selain berfungsi sebgai pipa penyalur gas bumi juga dapat difungsikan sebagai penyimpan gas bumi. Ketika tekanan operasi pipa berada pada kondisi Linepack Minimum, maka jumlah gas yang tersimpan di dalam pipa merupakan jumlah minimum gas yang harus disediakan sehingga gas bumi dapat dialirkan kepada offtaker sesuai dengan tekanan yang dibutuhkan offtaker pada delivery point. Oleh karena itu pipa tidak perlu dioperasikan pada tekanan yang lebih besar dari tekanan tersebut. Namun demikia karena kondisi fisik pipa memungkinkan pipa dapat dioperasikan lebih tinggi hingga mencapai Maximum Allowable Operating Pressure, maka pipa tersebut dapat dimanfaatkan oleh para shippers sebagai sarana penyimpan gas bumi dengan mengoperasikan tekanan di atas operasi Linepack Minimum.

Mengingat bahwa sistem perpipaan ini dapat difungsikan sebagai sarana penyimpanan gas, maka pada umumnya transporter menentukan agar jumlah gas yang ada didalam sistem perpipaan tidak boleh melampaui kondisi Linepack tertentu, yang diindikasikan dengan batas tekanan operasi tertentu. Apabila batas tersebut dialampaui, maka shipper dianggap memarkir gasnya (gas parking) didalam pipa dan dikenai pinalti dalam bentuk parking charge.

Dengan demikian jika P_BPRP adalah batas tekanan gas parking pada receive point dan P_BPDP adalah batas tekanan gas parking pada delivery point, maka batas volume gas parking, atau batas linepack gas parking dapat dihitung dengan menggunakan persamaan berikut:

Berikut ini akan dibahas tahap-tahap yang harus dilaui dalam menentukan parkir gas di dalam suatu pipa transmisi tipikal, sebagai berikut:

Menentukan Persamaan Empiris Aliran Gas Pada Pipa Tipikal

Gunakan Persamaan Panhandle B berikut untuk memubuat persamaan empiris aliran gas pada pipa transmisi tipikal, dengan data dimensi pipa sebagai berikut

Persamaan Panhandle B:


.


Berdasarkan data tekanan, suhu dan flow rate gas pada pipa transmisi Tipikal, maka dari perhitungan yang ditunjukkan pada Tabel 1 tersebut di atas diperoleh bahwa efisiensii (E) pipa Tipikal adalah 1.10, jadi Persamaan empiris Panhandle B dapat dirumuskan menjadi sebagai berikut:

 

Tekanan Maksimum Gas Di Delivery Point

Tekanan maksimum receive point adalah MAOP (maximum Allowable Operating Pressure), yaitu 900 psia. Dengan menggunakan persamaan (4) maka dapat dicari tekanan maksimum gas pada delivery point. Asumsikan flow rate rata-rata gas yang mengalir pada pipa ini rata-rata 302,53 MMscfd dan temperature rata-rata gas adalah 82,85 ^oF (542,85 ^oR), maka tekanan gas pada delivery point adalah 868.2 psia, dengan perhitungan sebagai berikut:

Linepack Maximum Pipa Tipikal

Setelah tekanan maksimum pada receive point dan delivery point pipa Tipikal diketahui maka Linepack Maximum pipa ini dapat dihitung dengan menggunakan persamaan berikut

Telah ditentukan atau dihitung didepan, bahwa tekanan operasi maksimum pipa di receive point adalah P_1MAX = 900 psia dan tekanan operasi maksimum pipa di delivery point adalah P_2MAX = 868.2 psia. Dengan mengasumsikan temperature gas rata-rata didalam pipa adalah T_AV = 82,85 ^oF (542,85 ^oR), maka diperoleh Linepack Maximum, LP_MAX = 50,2977 MMscf, dengan perhitungan sebagai berikut:

Tekanan Minimum di Receive Point
Tekanan minimum kontrak antara transporter dan shippers pada delivery point yaitu 500 psia. Dengan menggunakan persamaa (4) maka dapat dicari tekanan minimum gas pada receive point. Asumsikan flow rate rata-rata gas yang mengalir pada pipa ini rata-rata 302,53 MMscfd dan temperature rata-rata gas adalah 82,85 ^oF (542,85 ^oR), maka tekanan gas di receive point adalah 552  psia, dengan perhitungan sebagai berikut:

Linepack Minimum Pipa Tipikal
Telah ditentukan atau dihitung didepan, bahwa tekanan operasi minimum pipa di receive point adalah P_1MIN = 552 psia dan tekanan operasi minimum pipa di delivery point adalah P_2MIN = 500 psia. Dengan mengasumsikan temperature gas rata-rata didalam pipa adalah T_AV = 82,85 ^oF (542,85 ^oR), maka diperoleh Linepack Minimum, LP_MIN = 28,5734 MMscf, dengan perhitungan sebagai berikut:

Batas Tekanan Linepack Gas Parking Pipa Tipikal
Sebagaimana diketahui dalam kontrak GTA, shipper meminta kepada transporter untuk menyediakan gas pada tekanan minimum tertentu di delivery point. Agar kewajiban antara transporter dan shipper menjadi seimbang, maka tidak ada salahnya jika transporter meminta kepada shipper untuk menjaga pemasukan gas kedalam pipa di receive point sedemikian rupa sehingga tekanan gas di delivery point tidak melebihi tekanan tertentu. Katakan tekanan tertentu ini disebut sebagai tekanan maksimum gas pada delivery point yang ditoliler sebesar 10% lebih tinggi dari pada tekanan minimum yang terdapat di dalam kontrak GTA.

Sebagai contoh, minimum delivery pressure di dalam kontrak GTA pada pipa Tipikal adalah sebesar 500 psia, maka jika toleransi delivery pressure adalah 10% maka besar toleransi tersebut adalah 50 psia. Oleh karena itu besarnya maximum delivery pressure adalah 550 psia.

Apabila kesepakatannya demikian, maka perlu dihitung tekanan pada recive point manakala tekanan pada deliveri point mencapai 550 psia. Setelah diperoleh tekanan pada recive point, maka tekanan pada recive point dan delivery point ini digunakan sebagai batas tekanan parkir gas.

Dengan demikian jika maximum delivery pressure 550 psia, dan flow rate gas rata-rata adalah 302,53 MMscfd dan temperature rata-rata gas adalah 82,85 ^oF (542,85 ^oR), maka bisa dihitung tekanan gas pada receive point 601.1 psia, dengan perhitungan sebagai berikut:

 

Dengan demikian batas tekanan Linepack Gas Parking pada pipa transmisi Tipikal adalah pada receive point P_1BP = 601,1 psia dan pada delivery point P_2BP = 550 psia

Batas Linepack Gas Parking Pipa Tipikal

Telah ditentukan atau dihitung didepan, bahwa batas tekanan parkir gas di receive point adalah P_1BP = 601,1 psia dan batas tekanan parkir di delivery point adalah P_2BP = 550 psia. Dengan mengasumsikan temperature gas rata-rata didalam pipa adalah T_AV = 82,85 ^oF (542,85 ^oR), maka diperoleh Batas Linepack Gas Parking adalah, LP_BP = 31,3291 MMscf, dengan perhitungan sebagai berikut:

Dengan demikian apabila gas milik shipper yang terdapat di dalam pipa transmisi lebih besar dari 31,3291 MMscf, maka kelebihan tersebut dikenai biaya atau gas parking charge. Gambaran tentang Maximum Linepack, Minimum Linepack, dan Batas Linepack Gas Parking ditunjukkan pada Gambar 1 berikut.

 

Perhitungan Biaya Gas Parking Pipa Tipikal

Lazimnya, besar gas parking charge dikaitkan dengan Tarif pengangkutan gas bumi pada pipa yang dimaksud. Misalkan Tarif pengangkutan pada pipa ini adalah USD 0,216/Mscf, dan besar gas parking charge ditentukan 25% dari Tarif, maka besarnya gas parking charge adalah = (25%) x (1000 Mscf/MMscf) x (USD 0,216/Mscf) = USD USD 54/MMscf.

Biaya parking dihitung perjam. Dalam satu hari operasi gas bumi milik para shiper yang terdapat didalam sistem perpipaan dapat berada diatas atau dibawah batas linepack gas parking. Oleh karena itu parking fee hanya diterapkan pada saat gas bumi milik shippers berada diatas batas linepack gas parking. Konsekuensinya setiap jam Transporter harus menghitung linepack untuk melihat apakah batas linepack gas parking terlampaui atau tidak.

Apabila volume gas milik para shipper melampaui batas volume linepack gas parking pada jam tertentu, maka selisih volume tersebut merupakan basis untuk menghitung biaya parkir gas pada jam bersangkutan. Namun sebaliknya apabila volume gas bumi milik shippers pada jam tertentu lebih rendah dari volume linepack gas parking, maka pada jam tersebut shipper tidak dikenai biaya parkir gas. Persamaan untuk menentukan biaya parker gas dalam 1 hari adalah sebagai berikut:

Tabel-2 berikut, menunjukkan contoh perhitungan biaya gas parking, dengan menggunakan data operasional pipa yang ditunjukkan pada Tabel-1 sebelumnya.

Dari Tabel-2 tersebut, dapat ditunjukkan bahwa kejadian jumlah volume gas bumi yang melebihi Linepack Gas Parking terjadi pada jam 02.00 s/d jam 08.00, jam 13.00 s/d jam 18.00, dan jam 23.00 s/d jam 24.00. Dengan demikian pada jam-jam tersebut dikenai gas parking dengan rate sebesar USD 54/MMscf, sehinga pada hari yang bersangkutan total biaya gas parking adalah USD 362,39.

Contoh Perhitungan Untuk Jam 24.00

Jumlah Batas Linepack Gas Parking telah dihitung pada paragrap sebelumnya, yaitu sebesar:

          P_BP = 31,3291 MMscf

Kondisi Operasi:

          Receve pressure P_IP = 620.0 psia
          Delivery Pressure P_DP = 568.7 psia
          Receive Temperature T_IP = 544.1 ^oR
          Delivery Temperatue T_DP = 542.0 ^oR

Linepack pada kondisi operasi: