FINANSIAL RISK ASSESSMENT PRODUCTION SHARING CONTRACT INDONESIA KEGIATAN EKSPLOITASI MINYAK BUMI DARI PERSPEKTIF KONTRAKTOR Santi Dwi Desy Lestari, Yudha Andrian Saputra Jurusan Teknik Industri Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) Surabaya Kampus ITS Sukolilo Surabaya 60111
[email protected],
[email protected] ABSTRAK Industri minyak merupakan industri yang padat modal (high cost), padat teknologi (high technology) dan padat risiko (high risk). Maka dari itu, dalam melakukan investasi bagi kontaraktor di bidang migas memiliki dua kemungkinan yaitu berhasilnya investasi yang dilakukan dalam memaksimalkan profit perusahaan melalui tingkat pengembalian yang cepat dan maksimal, ataukah investasi yang dilakukan kurang dari harapan ataupun malah tidak menghasilakn profit bagi perusahaan. Di Indonesia, kontrak kerjasama minyak dan gas dikenal dengan istilah Production Sharing Contract (PSC) yaitu kontrak bagi hasil produksi minyak antara pemerintah dan kontraktor. Didalam skema PSC terdapat biaya recovery yaitu biaya yang harus dikembalikan pemerintah atas investasi kontraktor dari kegiatan produksi migas yang diatur dalam PP No 79 T ahun 2010. Selain itu, komponen biaya lain yang terdapat di PSC yaitu FTP (First Tranche Petroleum), DMO (Domestic Market Obligation), dan valuation oil serta pajak. Dalam kontrak kerjasama PSC, seluruh risiko yang terjadi menjadi tanggung jawab kontraktor termasuk risiko finansial yang akan dihadapi oleh kontraktor. Analisa risiko finansial dilakukan pada suatu kontrak Production Sharing Contract (PSC) yang memproduksi minyak mentah, dengan jangka waktu kontrak 3 tahun konstruksi dan 15 tahun produksi dengan NPV yang dihasilkan sebesar $21,410,684.19. Identifikasi risiko dilakukan untuk menentukan variability input yaitu biaya investasi, eskalasi harga minyak, eskalasi biaya, hari operasi produksi, dan hasil lifting minyak. Dengan integrasi metode NPV@RISK dan Manajemen risiko ISO AS/NZS ISO 1000:2009 didapatkan peta risiko dari kelima variability input tersebut. Hasil lifting minyak, biaya investasi dan eskalasi harga minyak termasuk kedalam kategori risiko esktrim, hari operasi produksi dan eskalasi harga termasuk kategori risiko tinggi. Langkah mitigasi yang direkomendasikan yaitu melakukan kontrak jangka panjang dengan pembeli, melakukan studi geologi perbaikan metode ekplorasi, membentuk manajemen proyek yang handal untuk meningkatkan keakuratan biaya investasi. Keyword : Manajemen Risiko, Finansial, Investasi, Production Sharing Contract (PSC), NPV@Risk
ABSTRACT Oil exploitation is a high technology, high cost and high risk industry.an investment for contractor in oil and gas sector yields two possibilities, a success investment in maximizing profit with immediate and high return, or less expected investment and profitless for the company. In Indonesia, partnership contract on oil and gas is known as Production Sharing Contract (PSC). this contract bounds the profit sharing agreement between the government and the contractor. PSC scheme explain cost recovery, which is the cost that must be recovered by the government for all investment that the conractor has spent on oil and gas production, which also has been ruled in presidential regulation (PP) 79/2010. Aside from that, PSC also covers other costs namely First Tranche Petroleum (FTP), Domestic Market Obligation (DMO), valuation oil and taxes. PSC partnership contracts also mention that all risks event are charged on the contactor, including the financial risk that is encountered by the contractor. Financial risk is analyzed on PSC which produced crude oil, 3-years construction period, 15-years production period, and NPV-yield at $21,410,684.19. Risk identification is performed to determine variability input, such as investment cost, oil price escalation, cost escalation,production-operation yield ad oil-lifting yield, investmentcost, and oil price escalation belong to extreme risk, while production operation yield and cost escalation are categorized in high risk. Recommended mitigation plans are executing long-term contract with buyer, performing geological studies to improve exploration method, and scheduling a reliable project management to improve investment cost accuracy. Keywords : Risk Management, Finansial , Investment, Production Sharing Contract, NPV@Risk
1.
Pendahuluan Secara umum, industri minyak dan gas telah menjadi salah satu sumber utama pendapatan pemerintah Indonesia. Data dari BPS menyebutkan bahwa industri mig as termasuk pengilangan berkontribusi sekitar 7% dari GDP Indonesia (U.S energy information administration, 2013). Kekayaan sumber daya alam di sektor minyak yang melimpah, memungkinkan Indonesia menjadi salah satu negara tujuan investasi bagi investor migas. Kontrak kerjasama antara pemerintah dan perusahaan migas di Indonesia saat ini dikenal dengan istilah Production Sharing Contract. Kontrak kerjasama migas di Indonesia sesuai dengan pasal 6 ayat 2 paling sedikit harus memiliki persyaratan sebagai berikut : 1. Kepemilikan minyak dan gas tetap berada di tangan pemeritah hingga pada tahap penyerahan. 2. Pengendalian manajemen operasi berada pada Badan Pelaksana, yaitu BP migas. 3. Modal dan risiko seluruhnya ditanggung oleh kontraktor Dari syarat kerjasama tersebut, secara umum peranan negara dalam kontrak bagi hasil mengikuti dua prinsip yaitu secara hukum mengakibatkan negara memiliki monopoli terhadap eksplorasi dan produksi hidrokarbon sedangkan perusahaan minyak bertindak sebagai pemberi jasa atau kontraktor. Yang kedua, negara tetap memiliki bagian terbesar pada prosentase bagi hasil dan kontraktor bertanggung jawab atas pembiayaan dan menjalankan operasi dan hanya memperoleh pengembalian biaya dan keuntungan jika terdapat penemuan komersial yang dikembangkan (Partowidagdo,2008). Pada kenyataanya, industri minyak merupakan industri yang padat modal (high cost), padat teknologi (high technology) dan padat risiko (high risk). Dalam melakukan investasi di bidang minyak banyak terdapat kondisi ketidakpastian dalam keberhasilan investasi, diantaranya pengembalian modal, besarnya keuntungan yang diperoleh dan lamanya pengembalian. Maka dari itu, dalam melakukan investasi bagi para investor dalam hal ini kontaraktor di bidang migas memiliki dua kemungkinan yaitu berhasilnya investasi yang dilakukan dalam memaksimalkan profit perusahaan melalui tingkat pengembalian yang cepat dan maksimal, ataukah investasi yang dilakukan kurang dari harapan ataupun malah tidak menghasilakn profit bagi perusahaan. Pada kontrak kerjasama PSC antara pemerintah dan kontraktor terdapat biaya recovery yaitu biaya yang harus dikembalikan pemerintah atas investasi kontraktor dari kegiatan produksi migas. Berdasarkan Peraturan Pemerintah Nomor 79 Tahun 2010, yang termasuk cost recovery terdiri dari biaya operasi, biaya penyusutan, biaya umum dan administrasi seperti biaya pegawai, biaya
transportasi, biaya overhead kantor serta biaya pasca operasi kegiatan hulu migas. Tidak semua biaya yang dikeluarkan kontraktor dianggap sebagai biaya recovery selain biaya yang telah disebutkan. Ada beberapa biaya yang menjadi pengeluaran kontraktor secara murni misalnya seperti yang telah diatur dalam Peraturan Pemerintah Nomor 79 Tahun 2010 antara lain insentif tenaga kerja, biaya pelatihan tenaga kerja luar negeri, ,biaya bunga dan pinjaman, serta biaya-biaya yang timbul akibat kelalaian pengoperasian asset yang d iakibatkan oleh kontraktor dan biaya-biaya lainya. Selain itu dalam sistem bagi hasil antara kontraktor dan pemerintah terdapat komponen-komponen biaya lain yang perlu diperhatikan antara lain peraturan pajak, FTP (First Tranche Petroleum) dan DMO (Domestic Market Obligation) ( Price Waterhouse Coopers, 2012). Maka dari itu diperlukan pengelolaan manajemen yang baik dari perusahaan agar biaya-biaya tersebut dapat diminimasi pengeluaranya. Dalam kontrak kerjasama PSC seluruh risiko yang terjadi menjadi tanggung jawab kontraktor termasuk risiko finansial yang akan dihadapi oleh kontraktor, maka dari itu penilaian risiko keuangan adalah masalah penting bagi perusahaan. Sehingga untuk mencapai tujuan perusahaan dalam memaksimalkan pendapatan dan pengembalian investasi dengan biaya yang serendah mungkin dalam memproduksi minyak, maka diperlukan analisa ekonomi untuk menentukan apakah investasi tersebut menguntungkan atau malah sebaliknya. Analisa ekonomi memberikan gambaran bagi perusahaan dalam hal arus kas proyek, estimasi laba atau rugi, estimasi risiko finansial dan teknik, kebutuhan pendanaan, peringkat proyek. Hal terpenting yang harus dipertimbangkan dalam keputusan investasi di industri minyak adalah kebijakan pemerintahan (Putrohari dkk, 2007). Maka dari itu, penelitian ini akan membahas mengenai penilaian risiko finansial yang berkaitan dengan skema PSC di Indonesia pada suatu perusahaan minyak (kontraktor) utama yang akan melakukan pengeboran minyak di suatu wilayah di Indonesia, adapun tujuan dari penelitian ini yaitu mengidentifikasi risiko finansial yang muncul pada pelaksanaan PSC dari sisi perusahaan kontraktor minyak di Indonesia berkaitan dengan pengembalian investasi dan mendapatkan urutan prioritas risiko sehingga nantinya akan dilakukan identifikasi risiko, pengukuran risiko dan didapatkan rangking dalam sebagai urutan prioritas risiko pada skema PSC Indonesia serta dilakukan mitigasi terhadap risiko sesuai dengan urutan prioritas. 2.
Metodologi Penelitian Secara garis besar penelitian ini dilakukan dalam tiga tahap yaitu pengumpulan dan pengolahan data, analisa dan pembahasan, dan tahap kesimpulan
dan saran. Flowchart metodologi penelitian adalah sebagai berikut :
3.
Melakukan simulasi montecarlo sehingga didapatkan nilai distribusi probabilitas NPV
Studi Literatur • • • • •
PSC Indonesia Analisa Kelayakan NPV @RISK Manajemen Resiko Finansial Simulasi Montecarlo
Identifikasi Resiko •
Tahap Pengumpulan dan Pengolahan Data
Menentukan variabelvariabel 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
Gambar 2.2 Integrasi NPV@RISK Dengan Konsep Manajemen Risiko.
Membentuk Peta Resiko
Metode NPV@RISK
Analisa Resiko ISO 31000 : 2009
3. • •
Evaluasi Risiko Mitigasi Risiko
Kesimpulan dan Saran
Tahap Analisa dan Pembahasan
Tahap Kesimpulan dan Saran
Gambar 2.1 Skema PSC Terbaru Sebelum melakukan pengumpulan dan pengolahan data, terlrbih dahulu melakukan studi literature terkait materi penelitian. Studi literatur antara lain dilakukan untuk memahami konsep production sharing contract yang berlaku di Indonesia, analisa kelayakan investasi, simulasi montecarlo dan konsep manajemen risiko finansial, serta konsep lain yang mendukung penelitian seperti analisa goal seek dan stress analysis. Tahap Pengumpulan data berkaitan dengan variabel -variabel apa saja yang dapat menjadi risiko financial bagi pelaksanaan investasi minyak di suatu negara. Pengolahan data yang dilakukan secara garis terdiri dari penggabungan antara metode NPV@Risk dan manajemen risiko ISO 31000:2009 yang digambarkan seperti digambarkan pada gambar 2.2. Pengumpulan data diawali dengan melakukan identifikasi risiko, yaitu dilakukan identifikasi mana yang merupakan constant input atau variability input. Variabel yang termasuk risiko disini adalah Variability Inputs yaitu variabel probabilistik yang nilainya tidak pasti atau memiliki distribusi. NPV @Risk dilakukan dengan tahapan sebagai berikut : 1. Melakukan fitting distribusi untuk variability input 2. Membuat template analisa finansial dengan memasukkan variability input
Pengolahan dan Pengumpulan Data
3.1 Identifikasi Variabel-Variabel Risiko Mengacu pada penelitian sebelumnya tentang analaisa risiko finansial (Ye & Tiong (2000), Alfian (2011), Hide & Angel (2003)),Variabel risiko (variability input) teridentifikasi untuk analisa risiko fianansial Production Sharing Contract di Indonesia ini meliputi : 1. Biaya investasi 2. Eskalasi harga minyak 3. Hari operasi produksi 4. Hasil lifting produksi 5. Eskalasi biaya Setelah mengidentifikasi variability input, maka dilakukan penentuan distribusi untuk setiap variability input, sebagai berikut : Tabel 3.1 Distribusi setiap variability input
Penentuan distribusi variabel ketidakpastian dilakukan melalui pendekatan expert judgement perusahaan untuk variabel biaya investasi, hari operational, dan hasil lifting minyak. Sedangkan untuk eskalasi harga minyak melakukan pendekatan dengan prosentase kenaikan/penurunan ICP (Indonesia Crude Oil) per tahun, sedangkan untuk eskalasi biaya digunakan pendekatan kenaikan/penurunan inflasi. 3.2 Model Finansial Production Sharing Contract Studi kasus dilakukan pada suatu kontraktor minyak di Indonesia dengan masa
produksi 15 t ahun dan masa konstruksi 3 t ahun. Berikut adalah data perencanaan yang tertuang didalam kontrak.
Tahun
Tabel 3.2 Rencana Biaya Investasi Investment Plan $
Investment cost (2014-2017)
57,666,666.67 Months
36.00
Construction period
100% 0% 17.75% 0.00%
% of Equity % of Debt Cost of Equity Cost of Debt Project Disbursment 2015 2016 2017
30% 40% 30%
Corporate & Deviden Tax Rate
44%
$ $ $
17,300,000.00 23,066,666.67 17,300,000.00
Tabel 3.3 Rencana Harga Minyak & Eskalasinya 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
Tabel 3.4 Rencana Biaya Operasi dan Maintenance O & M ASSUMPTION O&M FPSO (2016)
$
60,000
per days
Warehouse Rent at Pamekasan
$
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
tahun. Berikut adalah tabelestimasi pendapatan kontrakyor tiap tahun. Tabel 3.7 Pendapatan Lifting Minyak
per years
Insurance Cost Rate
5.00%
From the Book Value
Operation Days in a year
353.00
Days
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $
Harga Jual Minyak Mentah US$/Barrel 102.00 103.02 104.05 105.09 106.14 107.20 108.27 109.36 110.45 111.56 112.67 113.80 114.94 116.09 117.25
Pendapatan per produksi per tahun Crude Oil US$/Tahun $ 233,570,461.73 $ 230,996,757.92 $ 225,409,851.13 $ 218,315,519.58 $ 209,820,319.24 $ 199,657,522.21 $ 187,435,878.28 $ 173,058,277.48 $ 156,424,917.98 $ 137,866,419.30 $ 117,966,557.45 $ 97,413,887.68 $ 63,049,481.76 $ 40,937,127.80 $ 28,102,375.25
Selanjutnya dilakukan perhitungan biaya yang dikeluakan kontraktor. Biaya recovery yang teridentifikasi dalam kotrak ini terdiri biaya operational dan maintenance, serta biaya depresiasi dan biaya asuransi. Biaya asuransi dihitung dari 5% initial book value. Total biaya ini nantinya akan dimasukkan ke dalam tempale skema PSC. Berikut adalah cost recovery yang telah mengalami eskalasi biaya dari tahun ketahun. Tabel 3.8 Biaya Recovery
Tabel 3.5 Skema Kesepakatan PSC NOTES Depreciation Methods Investment Credits Domestic Market Obligation (1st 5 years operation) First Tranche Petroleum (FTP) Annual Capex (6th and 11th) Cost Recovery Payment Ratio per year Cost Recovery Limit
Double Declining Balance 17% 25% from Contractor Share 20% 5,000,000.00 75% 90%
$
Perencanaan produksi telah dilakukan perusahaan selama 15 t ahun produksi. Berikut adalah tabel rencana produksi lifting minyak. Tabel 3.6 Rencana Produksi Tahun 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
Produksi Minyak barrel per hari 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
Produksi Minyak per Tahun barrel per year 2289911 2242256 2166361 2077405 1976800 1862428 1731112 1582499 1416236 1235853 1046998 856025 548562 352647 239687
Kumulatif Produksi per Tahun oil barrel 2289911 4532167 6698528 8775933 10752733 12615161 14346273 15928772 17345008 18580861 19627859 20483884 21032446 21385093 21624780
Setelah melakukan perencanaan produksi dan didapatkan produksi per tahuan, selanjutnya dilakukan estimasi pendapatan tiap tahun dari minyak yang dihasilkan. Diasumsikan diawal bahwa harga minyak diasumsikan mengalami kenaikan dari tahun ketahun. sebesar 1% per tahun. Sehingga pendapatan pertahun didapatkan dari hasil kali eskalasi harga minyak dengan jumlah produksi tiap
Kemudian baru dilakukan perhitungan bagi hasil antara pemerintah dan kontraktor sesuai dengan peraturan PSC saat ini yang digambarkan dalam flowchart gamabr 3.2. Dari flowchart diketahui bahwa PSC terdiri dari komponenkomponen biaya: 1. Cost Recoverable yaitu biaya yang harus dibayar oleh pemerintah kepada kontraktor yang terdiri dari Cost recovery, Investment credit. 2. Domestic Market Obligation adalah kewajiban penyerahan bagian kontraktor berupa minyak. 3. First Tranche Petroleum yaitu minyak mentah yang dapat diambil dan diterima oleh pemerintah tiap tahun, sebelum dikurangi cost recovery (PP No.79/2010). 4. Valuation oil yaitu suatu indicator atau suatu harga yang dapat meng-convert minyak dedalam US dollars (PricewaterhouseCoopers, 2012).
Perhitungan ini dilakukan pada setiap tahun produksi selama 15 t ahun. Dari perhitungan model dasar fiansial tersebut didapatkan nilai NPV perusahaan sebesar $ 21,410,684.19, dengan memasukkan variability input, maka didapatkan distribusi NPV sebagai berikut :
Gambar 3.1 Skema Bagi Hasil PSC Terbaru Berikutadalah perhitungan bagi hasil antara pemerintah dan kontraktor Tabel 3.9 Perhitungan Hasil Bagi Pada PSC
Gambar 3.2 Profil Distribusi NPV Set kriteria risiko yaitu berada pada NPV≤1, dengan distribusi probabilitas sebesar 39%. Pengaruh setiap variability input dapat dilihat pada tornado diagram sebagai berikut:
Gambar 3.4 Tornado Diagram Dari tornado diagram didapatkan bahwa variability input yang paling berpengaruh yaitu eskalasi harga minyak, yang memiliki korelasi positif dengan NPV.
3.3
Mencari Likelihood Untuk mencari nilai likeyhood tersebut digunakan analisa Goal Seek untuk setiap Variability Input. Sebagai contoh, analisa Goal Seek digunakan untuk mengetahui nilai Variability Input yaitu biaya investasi yang menyebabkan NPV≤ 1
dimana Variability Input yang lain dikunci. Dari hasil Goal Seek didapatkan bahwa NPV akan bernilai dibawah apabila biaya investasi ≥ $ 69,084,781.88.
Biaya Investasi
Parameter Biaya Investasi
≥
$ 69,084,781.88
Eskalasi Harga Minyak
≤
-0.07%
NRP ≤ $ 1 Hari Operasi per Tahun
≤
313 Hari
Hasil Lifting Minyak
≤
79.8%
Eskalasi Biaya
≥
4.54%
Dampak
≥ $ 69,084,781.88 NPV = $
Fluktuatif Harga Minyak ≤
(2,559,058.54)
-0.07% NPV = $
(6,645,717.56)
NRV ≤ $ 1 Hari Operasi per Tahun
≤
313 Hari NPV = $
1,430,835.43
Variansi Lifting Minyak
≤
79.80% NPV = $
(7,257,359.83)
Eskalasi Biaya O&M
≥
4.54% NPV = $
6,459,316.85
Tabel 3.10 Hasil Analisa Goal Seek Setiap Variability Input Risk
Parameter
Risiko
3.4 Membuat Peta Risiko
Setelah hasil analisa goal seek diperoleh, selanjutnya dilakukan analisa tingkat kemungkinan terjadinya ( Likelihood) n ilai yang menyebabkan nilai ekspektasi NPV ≤ $1. Sebagai contoh, pada biaya investasi, kemungkinan biaya investasi berada diatas $ 69, 084,781.88 sebesar 13.9% seperti yang digambarkan pada distribusi probabilitas biaya investasi pada @Risk. Sehingga nilai likelihood setiap variability input pun dapat didapatkan sebagai berikut :
Setelah didapatkan likelihood dan consequences dari setiap variability input, selanjutnya dilakukan pemetaan risiko dilakukan melalui penggolongan pada risk matriks yang telah dibuat. Penggolongan dilakukan dengan menentikan level risiko untuk setiap Variability Input. Tabel 3.14 Level Risiko untuk setiap variability input
Tabel 3.11 Hasil Likelihood setiap Variabilty Input Likelihood
Parameter
Risk Biaya Investasi
≥ $ 69,084,781.88
13.90%
Eskalasi Harga Minyak
≤
-0.07%
33.40%
NPV ≤ $ 1 Hari Operasi per Tahun
≤
313 Hari
0.00%
Hasil Lifting Minyak
≥
79.80%
27.30%
Eskalasi Biaya
≥
4.54%
0.00%
3.4 Mencari Consequenses Analisa Stress Analysis dilakukan untuk mencari nilai consequenses, yaitu konsekuensi nilai NPV apabila risiko Variability Input terjadi. Sebagai contoh, apabila Eskalasi Harga Minyak ≤ -0.07% maka akan dilakukan Stress Analysis pada persentil yang memungkinkan nilai tersebut muncul yaitu pada persentil 0%-33.4% kemudian akan didapatkan profil NPV yang memiliki nilai ekpektasi sebesar $ (6,645,171.557). Tabel 3.12 Stress Analysis Eskalasi Harga Minyak
Makadari penentuan level risiko dapat dibuat peta risiko dengan arameter consequences dari peta risiko diperoleh dari pertimbangan sebagai berikut: Tabel 3.15 Parameter Consequences Peta Risiko Dampak Deskripsi Sangat Besar NPV < 25% NPV kasus 25%NPV kasus Besar ≤NPV<50%NPV kasus 50%NPV kasus Sedang ≤NPV<75%NPV kasus 75%NPV kasus Ringan ≤NPV<95%NPV kasus Tidak Singnificant NPV≥95% Peta risiko digambarkan sebagai berikut: Tidak Signifikan
PETA RISIKO Hampir Pasti Terjadi
P(X) > 75%
Cenderung Terjadi
50% < P(X) ≤ 75%
NPV ≥ $ 20,340,149
Ringan
Sedang
Besar
Fluktuatif Harga Minyak, Variansi Lifting Minyak
Bisa Terjadi 25% < P(X) ≤ 50%
Maka hasil consequenses untuk semua Variability Input adalah sebagai berikut : Tabel 3.13 Nilai consequenses untuk semua Variability Input
Mungkin Terjadi
5% < P(X) ≤ 25%
Jarang Terjadi
P(X) ≤ 5%
Gambar 3.5 Peta risiko. 4.
Sangat Besar
$ 16,058,013 ≤ NPV $ 10,705,342≤ NPV < $ 5,352,671 ≤ NPV < NPV < $ 5,352,671 < $ 20,340,149 $ 16,058,013 $ 10,705,342
Analisa dan Pembahasan
Biaya Investasi
Eskalasi Biaya O&M
Hari Operasional per Tahun
4.1 Evaluasi Risiko Dari peta risiko didapatkan bahwa yang termasuk kategori extreme risk yaitu eskalasi harga minyak, biaya investasi, dan hasil lifting minyak. Kategori high risk yaitu hari operasi per tahun, dan eskalasi biaya. 4.2 Mitigasi Risiko Mitigasi risiko untuk eskalsi harga minyak yaitu melakukan skema hedging dengan program jangka panjang pada harga minyak $110 pe r barrel atau eskalasi sebesar 2% kepada pembeli minyak kontraktor . Dampak dari pelaksanaan mitigasi ini yaitu terjadi penurunan nilai consequenses pada eskalasi harga minyak dimana NPV yang semula negative berubah menjadi $ 11, 040,513 sehingga kategori extreme risk pun berubah menjadi high risk. Mitigasi untuk variansi hasil lifting yaitu dengan mengurangi likelihood karena karena jika risiko ini terjadi maka dampak yang diakibatkan sulit untuk dikendalikan. Maka usulan mitigasi yang diberikan yaitu melakukan studi geologi yang lebih baik dengan perbaikan metode yang dilakukan oleh pakar geologi dalam hal eksplorasi, dikarenakan kegiatan seismik/studi geologi merupakan hal penting untuk mendapatkan data cadangan minyak yang baik. Dengan usulan mitigasi ini maka akan mengurangi nilai likelihood. Diasumsikan nilai likelihood akan turun dengan adanya studi geologi yang akurat yaitu sebesar ≤ 5% maka hasil lifting minyak yang sebelumnya berada pada risiko ekstrim turun menjadi risiko tinggi. Mitigasi kenaikan biaya investasi maka mitigasi yang diuusulkan yaitu meminimalkan kenaikan biaya investasi dengan mengurangi kemungkinan kejadian (likelihood), karena dampak dari kenaikan biaya investasi tidak dapat dihindari. Maka usulan mitigasi yang diberikan yaitu membentuk tim manajemen proyek yang handal. Dengan tim manajemen proyek yang kehandalan berarti tingkat keakuratan dalam mengestimasi besarnya biaya investasi akan lebih besar. Dengan asumsi dengan membentuk tim manajemen proyek yang handal hanya akan memunculkan nilai likelihood sebesar ≤ 5%. Sehingga didapatkan peta risiko yang dari hasil mitigasi risiko sebagai berikut:
Gambar 4.1 Peta Risiko Hasil Mitigasi 5
Kesimpulan dan Saran Kesimpulan yang diberikan dari penelitian ini yaitu Risiko 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 katagori risiko ekstrim yaitu perubahan biaya investasi, eskalasi harga O&M dan variansi lifting minyak, kategori risiko tinggi yaitu hari operasi per tahun, dan eskalasi biaya O&M. Langkah mitigasi yang dilakukan untuk variabel yang termasuk kategori risiko tinggi 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 variansi lifting minyak (prosentasi selisih dengan target). Membentuk manajemen proyek yang handal untuk meningkatkan keakuratan biaya investasi. Usulan mitigasi ini menyebabkan kategori risiko ekstrim turun menjadi risiko tinggi. Saran yang diberikan untuk penelitian selanjutnya yaitu : Melakukan penelitian analisa risiko finansial tentang Production Sharing Contract (PSC) yang melibatkan hutang, Melakukan penelitian analisa risiko finansial tentang Production Sharing Contract (PSC) dilihat dari sisi pemerintah, Melakukan penelitian analisa risiko skema Production Sharing Contract (PSC) di kegiatan hilir minyak baik dari sisi kontraktor maupun pemerintah baik risiko finansial ataupun jenis risiko lainya. 6
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.
Anityasari, M. da n Wessiani, N . A. 201 1. Analisa Kelayakan Usaha. Surabaya: Guna Widya. Basyaib, F. 2007. Manajemen risiko. 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 Risiko dan Asuransi. Jakarta : Salemba Empat. Doumpos, M. dan Zopounidis, C. 2000. Assessing Finansial Risk Using A Multicriteria Sorting Procedure : The Case Of Country Risk Assessment. Journal Of Management Science 97-109. 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://gamilopinion.blogspot.com/2008/08/ makalah-prof-widjajonopartowidagdo.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 5𝑡𝑡ℎ 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 Risiko Bisnis Pendekatan Finansial dan Nonfinansial. Jakarta: Gramedia pustaka tama. Umar, H. 2003. Studi Kelayakan Bisnis. Jakarta : Gramedia Pustaka Utama. Undang-Undang Republik Indonesia Nomor 22 Tahun 2001 T entang 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.
