Sidang Tugas Akhir
“PENILAIAN RISIKO FINANSIAL PADA PRODUCTION SHARING CONTRACT (PSC ) INDONESIA DALAM KEGIATAN EKSPLOITASI MINYAK BUMI DARI PERSPEKTIF KONTRAKTOR ” Santi Dwi Desy Lestari (2508100149) Pembimbing Yudha Andrian S.T.,MBA
Latar Belakang
Kekayaan sumber daya alam Indonesia yg melimpah, menjadikan Indonesia sebagai salah satu tujuan investasi bagi para investor
Kerjasama minyak antara pemerintah + kontraktor, diatur dalam mekanisme kontrak yg saat ini dikenal dengan istilah Production Sharing Contract (PSC)
Latar Belakang INVESTASI 1
Dalam investasi, terdapat kondisi ketidakpastian. Baik dalam hal pengembalian modal, besarnya keuntungan, dan lamanya pengembalian
2
Di sisi lain, Industri minyak di Indonesia merupakan industri yang padat modal, padat resiko dan padat teknologi
Di dalam PSC, seluruh resiko menjadi tanggung jawab kontraktor, termasuk resiko finansial
Analisa resiko finansial bagi kontraktor, untuk max pendapatan dan pengembalian biaya investasi
Rumusan Masalah 1
• Apa saja risiko finansial yang muncul berkaitan dengan investasi kontraktor minyak dalam sistem PSC di Indonesia
2
• Bagaimana cara mengukur besarnya resiko finansial yang terindentifikasi pada pelaksanaan PSC sehingga didapatkan urutan prioritas resiko
Tujuan Penelitian 1
• Mengidentifikasi resiko finansial yang muncul pada pelaksanaan PSC dari sisi perusahaan kontraktor minyak di Indonesia berkaitan dengan pengembalian investasi
2
• Mengukur besarnya resiko finansial teridentifikasi pada pelaksanaan PSC untuk mendapatkan urutan prioritas resiko
Manfaat Penelitian 1
• Memberikan gambaran resiko-resiko yang muncul dari skema pelaksanaan PSC dalam investasi minyak di Indonesia.
2
• Memberikan tolak ukur prioritas resiko finansial yang muncul terhadap pelaksanaan PSC bagi perusahaan minyak di Indonesia.
Batasan Penelitian 1 2 3
• Resiko yang identifikasi hanya meliputi kegiatan eksploitasi minyak • Percobaan numerik untuk mengukur resiko diadaptasi dari studi kasus skema sebenarnya. • Perhitungan analisa finansial tidak melibatkan hutang
Tinjauan Pustaka Kegiatan Perminyakan
Kegiatan Hulu (eksplorasi & eksploitasi)
Kegiatan Hilir (pemasaran)
Perjanjian Minyak & Gas Klasifikasi sitem perjanjian Minyak & Gas
Konsesi Kontrak Karya Production Sharing Contract
Petroleum Legal Arrangement
Concessionary
Contractual
Servicr Contract
Pure Service Contract
Production Sharing Contract
Risk Service Contract
Klasifikasi sitem perjanjian Migas yang pernah berlaku di Indonesia
Production Sharing Contract Gross Production
Kendali manajemen dipegang oleh
negara Kontrak didasarkan pada pembagian produksi Jika terdapat minyak kontraktor berhak atas penggantian biaya (cost recovery). Asset-aset yang dibeli oleh kontraktor menjadi milik negara Kontraktor wajib memenuhi kebutuhan bahan bakar minyak dalam negeri sebesar 25 % dari bagian minyak yang dihasilkan
(-) FTP (20%)
Ditentukan oleh menteri Investment Credit (-)
Cost Recovery (+)
(-) (+) Equity to be split
Negosiasi (misal 30%) Contraktor Share
Indonesia Share 25% x 30%
(-)
(+) DMO
(-)
(+) DMO Fee 1st 5 yrs : crude oil afterward : 25% x (10% x crude oil) Taxable Income
Skema Production Sharing Contract
(+)
Indonesia Take
Tax 44 %
(-)
Contraktor Take
Komponen Biaya Production Sharing Contract Cost Recoverable
Cost Recovery 1. Penyusutan biaya modal declining balance method ataukah double declining balance method 2. Biaya bukan modal biaya yang dikeluarkan pada kegiatan operasi tahun berjalan yang rnempunyai masa manfaat kurang dari 1 (satu) tahun (PPNo.79/2010). 3. Unrecoverable cost Biaya Operasi (capital dan non capital) dan biaya penyusutan yang belum terpenuhi pada tahun sebelumnya.
Investment Credit adalah tambahan pengembalian biaya modal dalam jumlah tertentu, yang berkaitan langsung dengan fasilitas produksi, yang diberikan sebagai insentif untuk pengembangan lapangan minyak dan/atau gas bumi tertentu (PPNo.79/2010).
1.DMO (Domestic Market Obligation)
Komponen Biaya Production Sharing Contract
DMO (Domestic Market Obligation)
Domestic Market Obligation adalah kewajiban penyerahan bagian kontraktor berupa minyak dan atau gas bumi untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri (PP No.79/2010). FTP (First Tranche Petroleum) sejumlah tertentu minyak mentah dan/atau gas bumi yang diproduksi dari suatu wilayah kerja dalam satu tahun kalender, yang dapat diambil dan diterima oleh Badan Pelaksana dan atau kontraktor dalam tiap tahun kalender, sebelum dikurangi pengembalian biaya operasi dan penanganan produksi (own use) (PP No.79/2010). Valuation oil suatu harga yang dapat meng-convert minyak dedalam US dollars dalam perhitungan cost recovery, pajak, ataupun peraturan fiscal lainya (PricewaterhouseCoopers,
Studi Kelayakan METODE KELAYAKAN INVESTASI
NPV
semua aliran kas dikonversikan menjadi nilai sekarang (P) dan dijumlahkan sehingga P yang diperoleh mencerminkan nilai netto dari keseluruhan aliran kas yang terjadi selama horizon perencanaan
IRR
tingkat discount rate yang menghasilkan NPV sama dengan 0 (nol)
PP
periode yang diperlukan untuk menutup kembali pengeluaran investasi (initial cash investment) dengan menggunakan aliran kas.
Manajemen Resiko Pada Tahap Analisa, pencarian Likelyhood & Consequense menghasilkan peta resiko.
Tahap Manajemen Resiko
NPV @RISK Suatu metode perhitungan NPV dengan menggunakan logika simulasi montecarlo untuk mengakomodasi faktor ketidakpastian Langkah NPV @RISK Menentukan constants input dan variability input Melakukan fitting distribusi untuk variability input Melakukan simulasi montecarlo sehingga didapatkan nilai distribusi probabilitas NPV
Goal Seek Analysis Goal seek digunakan untuk menemukan hasil (output) yang dinginkan dengan menyesuaikan nilai input (Palisade, 2010).
Stress Analysis Stress analysis digunakan untuk menganalisa dampak dari stressing distribusi. Stressing distribusi yaitu menarik distribusi sample hingga memenuhi percentile yang diharapkan.
Penelitian Terdahulu Top 10 Risks for the Oil and Gas Industry (Jessen,2008) Npv-At-Risk Method In infrastructure Project Investment Eevaluation (Ye dan Tiong,2010) Pengembangan Metode Manajemen Risiko Untuk Keputusan Kelayakan Investasi Yang Mempertimbangkan Ketidakpastian (Albana, 2012) Financial Risk Assessment Production Sharing Contract Indonesia kegiatan Eksploitasi Minyak Bumi dari Perspektif Kontraktor
Metodologi Penelitian Studi Literatur • • • • •
PSC Indonesia Analisa Kelayakan NPV @RISK Manajemen Resiko Finansial Simulasi Montecarlo
Identifikasi Resiko •
Tahap Pengumpulan dan Pengolahan Data
Menentukan variabel-variabel yang menjadi faktor resiko
Mencari Likelyhood Menentukan disribusi variability input
•
Membuat template model finansial PSC Indonesia dengan memasukkan variability input
Analisa Goal Seek @RISK
Mencari Consequenses •
Melakukan simulasi untuk mengetahui distribusi NPV
Metode Stress Analysis
Membentuk Peta Resiko
Metode NPV@RISK
Analisa Resiko ISO 31000 : 2009
• •
Evaluasi Risiko Mitigasi Risiko
Kesimpulan dan Saran
Tahap Analisa dan Pembahasan
Tahap Kesimpulan dan Saran
Pengolahan dan Pengumpulan Data Identifikasi Variability Input 1. Eskalasi Harga Pendekatan Inflasi 2. Eskalasi Harga Minyak Pendekatan ICP 3. Biaya Investasi Expert Judgement 4. Hasil Lifting Minyak Expert Judgement 5. Hari Operational Expert Judgement
Distribusi Variability Input
Rencana Investasi Perusahaan
Pengolahan dan Pengumpulan Data Model Finansial Production Sharing Contract Investment Plan Investment cost (2014-2017) Construction period % of Equity % of Debt Cost of Equity Cost of Debt
Rencana Investasi Perusahaan
Project Disbursment 2015 2016 2017 Corporate & Deviden Tax Rate
Crude Oil Selling Price Crude Oi Price Escalation Operation days in a year Contraction Portion
Crude Oil assumption $
99.00 1.00% 353.00 30%
per Barrel per years days all period
$
57,666,666.67 36.00 100% 0% 17.75% 0.00% 30% 40% 30% 44%
Months
$ $ $
17,300,000.00 23,066,666.67 17,300,000.00
Harga Minyak dan Eskalasinya
Pengolahan dan Pengumpulan Data Model Finansial Production Sharing Contract O & M ASSUMPTION
Biaya Operasi dan Perawatan
O&M FPSO (2016)
$
60,000
per days
Warehouse Rent
$
23,333
per months
GMS O&M
$
3,333,333
per years
BD Platform O&M
$
5,000,000
per years
Overhead Cost BD dan MDA
$
3,666,667 3.00%
per years
Cost Escalation per year
per years
Insurance Cost Rate
5.00%
From the Book Value
Operation Days in a year
353.00
Days
NOTES Depreciation Methods Investment Credits Domestic Market Obligation (1st 5 years operation)
Double Declining Balance 17% 25% from Contractor Share
First Tranche Petroleum (FTP) Annual Capex (6th and 11th)
20% $
5,000,000.00
Cost Recovery Payment Ratio per year
75%
Cost Recovery Limit
90%
Kesepakatan Skema PSC
Pengolahan dan Pengumpulan Data Model Finansial Production Sharing Contract Year
COMMODITY SELLING PRICE Crude Oil US$/Barrel
REVENUE PER PRODUCT PER YEAR Crude Oil US$/Year
2018 $
102.00
$
233,570,461.73
2019 $
103.02
$
230,996,757.92
2020 $
104.05
$
225,409,851.13
2021 $
105.09
$
218,315,519.58
2022 $
106.14
$
209,820,319.24
2023 $
107.20
$
199,657,522.21
2024 $
108.27
$
187,435,878.28
2025 $
109.36
$
173,058,277.48
2026 $
110.45
$
156,424,917.98
2027 $
111.56
$
137,866,419.30
2028 $
112.67
$
117,966,557.45
2029 $
113.80
$
97,413,887.68
2030 $
114.94
$
63,049,481.76
2031 $
116.09
$
40,937,127.80
2032 $
117.25
$
28,102,375.25
Year 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
production rate oil flowrate barrel per day 6,487.00 6,352.00 6,137.00 5,885.00 5,600.00 5,276.00 4,904.00 4,483.00 4,012.00 3,501.00 2,966.00 2,425.00 1,554.00 999.00 679.00
production per year cumulative production rate per year oil production oil barrel barrel per year 2031728.4 2031728.4 1989446.4 4021174.8 1922108.4 5943283.2 1843182 7786465.2 1753920 9540385.2 1652443.2 11192828.4 1535932.8 12728761.2 1404075.6 14132836.8 1256558.4 15389395.2 1096513.2 16485908.4 928951.2 17414859.6 759510 18174369.6 486712.8 18661082.4 312886.8 18973969.2 212662.8 19186632
Jumlah Prod minyak/tahun = Rata-rata prod/hari x jumlah hari operasi x variasi produksi
Pendapatan minyak/tahun = selling price x jumlah produksi/tahun
Pengolahan dan Pengumpulan Data Perhitungan Depresiasi
Double Declining Balance D = k/n (BVt-1) K=2 n = 15 ESTIMATED COST RECOVERY
Perhitungan Cost Recovery
Year
FPSO Rent
Warehouse Rent
US$/Year
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $
23,143,957.86 23,838,276.60 24,553,424.89 25,290,027.64 26,048,728.47 26,830,190.32 27,635,096.03 28,464,148.91 29,318,073.38 30,197,615.58 31,103,544.05 32,036,650.37 32,997,749.88 33,987,682.38 35,007,312.85
GMS O&M
US$/years
$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $
305,963.56 315,142.47 324,596.74 334,334.64 344,364.68 354,695.62 365,336.49 376,296.59 387,585.48 399,213.05 411,189.44 423,525.12 436,230.88 449,317.80 462,797.34
BD Platform O&M
US$/years
$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $
3,642,423.33 3,751,696.03 3,864,246.91 3,980,174.32 4,099,579.55 4,222,566.94 4,349,243.95 4,479,721.26 4,614,112.90 4,752,536.29 4,895,112.38 5,041,965.75 5,193,224.72 5,349,021.46 5,509,492.11
US$/years
$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $
5,463,635.00 5,627,544.05 5,796,370.37 5,970,261.48 6,149,369.33 6,333,850.41 6,523,865.92 6,719,581.90 6,921,169.35 7,128,804.43 7,342,668.57 7,562,948.62 7,789,837.08 8,023,532.20 8,264,238.16
Overhead Cost BD Ddan MDA US$ / year
$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $
4,006,665.67 4,126,865.64 4,250,671.61 4,378,191.75 4,509,537.51 4,644,823.63 4,784,168.34 4,927,693.39 5,075,524.19 5,227,789.92 5,384,623.62 5,546,162.32 5,712,547.19 5,883,923.61 6,060,441.32
Depreciation US$ / year
$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $
7,688,888.89 6,663,703.70 5,775,209.88 5,005,181.89 4,337,824.31 3,759,447.73 5,258,188.04 4,557,096.30 3,949,483.46 3,422,885.66 2,966,500.91 2,570,967.45 4,228,171.79 3,664,415.55 3,175,826.81
TOTAL COST
Insurance Cost US$ / year
$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $
2,883,333.33 2,498,888.89 2,165,703.70 1,876,943.21 1,626,684.12 1,409,792.90 1,971,820.51 1,708,911.11 1,481,056.30 1,283,582.12 1,112,437.84 1,714,112.80 1,585,564.42 1,374,155.83 1,190,935.06
$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $
47,134,867.64 46,822,117.38 46,730,224.11 46,835,114.95 47,116,087.96 47,555,367.56 50,887,719.28 51,233,449.46 51,747,005.07 52,412,427.06 53,216,076.80 54,896,332.44 57,943,325.98 58,732,048.84 59,671,043.64
Pengolahan dan Pengumpulan Data Perhitungan Skema PSC Pendapatan Kontraktor & Pemerintah dari PSC
Pengolahan dan Pengumpulan Data Perhitungan Skema PSC (Free Cash Flow Kontraktor)
NPV = $ 21,410,684.19
Pengolahan dan Pengumpulan Data Analisa Risiko Finansial (set kriteria Risiko) NPV ≤ $1 39%
Tornado Diagram
Pengolahan dan Pengumpulan Data Mencari Likelyhood Pencarian nilai yang menyebabkan risiko NPV ≤ $ 1 terjadi Analisa Goal Seek
Pengolahan dan Pengumpulan Data Mencari Consequenses Melakukan analisa konsekuensi nilai NPV apabila risiko variability input terjadi Analisa stressing. Sebagai contoh, jika eskalasi harga minyak ≤ -0.07% Inputs Ranked by Mean Name (none)
Book (none)
Output
Stress Analysis baseline
Mean 6515716.737
Min -40816135.47
Max 63243701.24
StdDev 17107007.98
Eskalasi Harga Minyaksimulasi paling baru.x 0% to 33.40%
-6645717.557
-43036527.37
32444575.22
11860268.31
Consequences eskalasi harga minyak: $ 21,410,684.19 - $ (6,645,171.557)
Diperoleh profil NPV, nilai ekspektasi $ (6,645,171.557)
Pengolahan dan Pengumpulan Data Matriks Risiko
Analisa dan Pembahasan Evaluasi Risiko Moderate Risk High Risk extreme risk
eskalasi biaya hari operasi per tahun
eskalasi harga minyak, hasil lifting minyak, dan biaya investasi
Mitigasi Risiko Permintaan Konsumen
1. Fluktuasi Eskalasi Harga Minyak
Tingkat Pertumbuhan Ekonomi
Permintaan ↑ ,penawaran tetap, harga ↑
Faktor Fundamental
Penawaran Produsen
Harga Minyak
Faktor-faktor yang Mempengaruhi Harga Minyak
Penawaran ↑. Permintaan tetap, harga ↓
Faktor Non Fundamental
Kebijakan Kuota Produksi OPEC yg Ditetapkan untuk Anggotanya Srategi Negara-Negara non OPEC untuk Mengurangi Produksi Minyak untuk Menaikkan Harga
Kekhawatiran Pasar Akibat Gangguan Politik dan Keamanan Aksi Spekulatif Pelaku Pasar Dalam Kancah Future Trading Minyak
Analisa dan Pembahasan Langkah Mitigasi
Melakukan hedging yaitu melakukan program kontrak jangka panjang terhadap penjualan minyak hasil bagi PSC kepada pembeli minyak kontraktor. Harga Jual Minyak : $100/barrel (eskalasi 1%)
Analisa dan Pembahasan 2. Mitigasi Hasil Lifting Minyak
Melakukan studi geologi yang lebih baik dengan perbaikan metode yang dilakukan oleh pakar geologi dalam hal eksplorasi, untuk mendapatkan data cadangan minyak yang baik.
Nilai Likelyhood ↓ ≤ 5%
Analisa dan Pembahasan 3. Mitigasi Biaya Investasi
Membentuk tim manajemen proyek yang handal tingkat keakuratan dalam mengestimasi besarnya biaya investasi akan lebih besar.
Nilai Likelyhood ↓ ≤ 5%
Kesimpulan Resiko finansial yang muncul pada pelaksanaan kontrak kerjasama Production Sharing Contract (PSC) kegiatan eksploitasi minyak bumi dari sisi kontraktor yaitu biaya investasi, eskalasi harga minyak,
jumlah hari produksi minyak, hasil lifting minyak (prosentase selisih dengan target), dan eskalasi biaya
Risiko yang termasuk dalam kategori extreme risk yaitu biaya
investasi, eskalasi harga dan hasil lifting minyak, kategori high risk yaitu hari operasi per tahun, dan kategori moderate risk yaitu eskalasi biaya
Kesimpulan Langkah mitigasi yang dilakukan untuk variabel yang termasuk kategori. extreme risk yaitu:
Melakukan program kontrak jangka panjang dengan pembeli minyak untuk mengurangi risiko eskalasi harga minyak. Melakukan studi geologi perbaikan metode ekplorasi untuk mendapatkan data cadangan minyak yang baik sehingga mengurangi risiko hasil lifting minyak (prosentasi selisih dengan target). Membentuk manajemen proyek yang handal untuk meningkatkan keakuratan biaya investasi
Saran Saran yang diberikan dari penelitian Tugas Akhir untuk penelitian selanjutnya yaitu : 1. Melakukan penelitian analisa risiko finansial tentang Production Sharing Contract (PSC) yang melibatkan hutang dilihat dari sisi kontraktor. 2. Melakukan penelitian analisa risiko finansial tentang Production Sharing Contract (PSC) dilihat dari sisi pemerintah. 3. Melakukan penelitian analisa risiko skema Production Sharing Contract (PSC) di kegiatan hilir minyak baik dari sisi kontraktor maupun pemerintah baik risiko finansial ataupun jenis resiko lainya.
Daftar Pustaka • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •
Albana, A. S. 2012. Pengembangan Metode Manajemen Risiko Untuk Keputusan Kelayakan Investasi Yang Mempertimbangkan Ketidakpastian. Tugas Akhir Jurusan Teknik Industri Institut Teknologi Industri. Alfian. 2011. Pendekatan Stokastik dalam Kajian Kelayakan Pembangunan Jalan Tol Studi Kasus Rencana Ruas Tol Kandis – Dumai. Jurnal Teknobiologi, II(1) 2011: 41 – 48. Anityasari, M. dan Wessiani, N. A. 2011. Analisa Kelayakan Usaha. Surabaya: Guna Widya. Basyaib, F. 2007. Manajemen resiko. Gramedia Wisiasarana Indonesia, Jakarta. Bergmann, A. 2009. Comparative study of Indonesian PSC and Malaysian PSC : Challenge and solution. Mineral and Petroleum taxation, Centre For Energy, Petroleum And Mineral Law And Policy Biantong, D. 2011. Tinjauan Yuridis Terhadap Internalisasi Sustainable Development Cost Dikaitkan dengan Cost Recovery dalam Kontrak Bagi Hasil Migas di Indonesia. Tesis Fakultas Hukum Pascasarjana Universitas Indonesia. Braithwaite, D. Soelaiman S., Wiroyudho G.K. 2010. Fossil Fuels – At What Cost? Government support for upstream oil and gas activities in Indonesia. For the Global Subsidies Initiative (GSI) of the International Institute for Sustainable Development (IISD) Geneva, Switzerland Direktorat Jenderal Anggaran. 2009. Perkembangan Government Selling Price Harga Minyak Mentah Indonesia (Indonesian Crude Price/ICP) dalam penerimaan negara dari sektor gas bumi dan gas alam. diakses tanggal 23 Oktober 2013. Dojosoedarsono, S. (2003). Prinsip-Prinsip Manajemen Resiko dan Asuransi. Jakarta : Salemba Empat. Doumpos, M. dan Zopounidis, C. 2000. Assessing Financial Risk Using A Multicriteria Sorting Procedure : The Case Of Country Risk Assessment. Journal Of Management Science 97-109. Hyde, J dan Engel, P. 2002. Investing in a Robotic Milking System: A Monte Carlo Simulation Analysis. American Dairy Science Association. Department of Agricultural Economics and Rural Sociology The Pennsylvania State University. Ibrahim, Y. 2003. Studi Kelayakan Bosnis. Jakarta: Rineka Cipta. Jessen , R. 2008. Top 10 Risk For The Oil And Gas Industry. Miswaco. Johnston, D. 1994. International Pertoleum Fiscal System and Production Sharing Contract. Oklahoma : Price Waterhouse Publishing. Kurniadi, M. 2011. Implikasi cost recovery dalam kontrak kerja sama migad di Indonesia terhadap pelaksanaan pasal 33 UUD 1945. Skripsi Fakultas Hukum Universitas Indonesia. Mazeel. M. 2010. Petroleum Fiscal System and Contracts. Hamburg : Diplomica Verlag Mitchell, J. V. dan Beth M. 2013. Structure Crisi In The Oil And Gas Industry. Journal; of energy policy. Palisade. 2010. Guide To Using Risk Optimizer – Simulation Optimization For Microsoft Excel. New York: Palisade corporation. Partowidagdo, W. 2008. PSC di Indonesia versus pengusahaan migas dunia, cost recovery versus peningkatan produksi migas di Indonesia.< http://gamil opinion.blogspot.com/2008/08/makalah-prof-widjajono-partowidagdo.html> diakses tanggal 16 Juli 2013. Peraturan Menteri ESDM Nomor :0008 Tahun 2005 Tentang Insentif Pengembangan Lapangan Minyak Bumi Marginal. Peraturan Pemerintah Republik Indonesia Nomor 79 Tahun 2010Tentang Biaya Operasi Pajak Penghasilan Di Bidang Usaha Hulu Minyak Dan Gas Bumi. PriceWaterhouseCoopers. 2008. A Practical Guide to Risk Assessment. PriceWaterhouseCoopers. 2012. Oil and Gas in Indonesia, Investment and taxation guide Pujawan, I. N. 2004. Ekonomi Teknik. Surabaya: Guna Widya Pusat data dan Informasi ESDM. 2011. Indikator Energi dan Sumber Daya Mineral Indonesia. Putrohari, R.D., Karyanto A., Suryanto H., dan Rasyid I.M.A. 2007. PSC Term and Condition and Its Implementation in South East Asia Region. Proceedings of Indonesian Petroleum Association Simamora, R. M. 2000. Hukum Minyak dan Gas Bumi. Jakarta: Djambatan. Umar, H. 2001. Manajemen Resiko Bisnis Pendekatan Financial dan Nonfinansial. Jakarta: Gramedia pustaka tama. Umar, H. 2003. Studi Kelayakan Bisnis. Jakarta : Gramedia Pustaka Utama. Undang-Undang Republik Indonesia Nomor 22 Tahun 2001 Tentang Minyak dan Gas Bumi U.S Energy Information Administration 2013. Indonesia is Reorienting Energy Production Away From Exports to Serve Its Growing Domestic Consumption. Ye, S. dan Tiong, R. L. K. 2000. NPV-At-Risk Method in Infrastructure Project Investment Evaluation. Journal Of Construction Engineering And Management,126,227.
