UNIVERSITAS INDONESIA ANALISIS KELAYAKAN PROYEK MINYAK DAN GAS (STUDI KASUS: WILAYAH KERJA WHISKEY ALPHA) TESIS E R W I N S Y A H

UNIVERSITAS INDONESIA

ANALISIS KELAYAKAN PROYEK MINYAK DAN GAS (STUDI KASUS: WILAYAH KERJA WHISKEY ALPHA)

TESIS

ERWINSYAH 1006793403

FAKULTAS EKONOMI MAGISTER MANAJEMEN JAKARTA JUNI 2012

Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012

UNIVERSITAS INDONESIA

ANALISIS KELAYAKAN PROYEK MINYAK DAN GAS (STUDI KASUS: WILAYAH KERJA WHISKEY ALPHA)

TESIS Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mencapai gelar Magister Manajemen

ERWINSYAH 1006793403

FAKULTAS EKONOMI MAGISTER MANAJEMEN MANAJEMEN KEUANGAN JAKARTA JUNI 2012


ii Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012

iii Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012

KATA PENGANTAR

Puji syukur kehadirat Tuhan YME, karena berkat rahmat-Nya penulis akhirnya berhasil menyelesaikan tesis ini pada waktunya yang diajukan untuk memperoleh gelar Magister Manajemen. Segala tantangan dan hambatan dalam penulisan tesis ini tidak lepas dari bantuan dan bimbingan dari berbagai pihak. Penulis ucapkan terima kasih banyak kepada: 1. Bapak Prof. Rhenald Kasali, Ph.D. selaku Ketua Program Magister Manajemen Fakultas Ekonomi Universitas Indonesia. 2. Bapak Imo Gandakusuma, MBA. sebagai pembimbing tesis yang sangat sabar memberikan bimbingan, sangat bersabar terutama di menit-menit terakhir batas waktu pengumpulan. 3. Bapak Eko Rizkianto, ME. dan Bapak Edward Tanujaya, MSc. selaku penguji yang telah bersedia meluangkan waktu untuk menguji tesis ini. 4. Seluruh dosen dan staf akademik di MMUI yang telah berjasa terutama dalam penulis menjalani kegiatan perkuliahan. 5. Almarhumah Mama dan Almarhum Papa, who indirectly speed me up. 6. Bapak BRLP dan Ibu MW yang telah memberikan banyak masukan dalam penulisan tesis ini. 7. Rekan-rekan kelas G101, tiada lagi teman sekelas di MMUI selain kalian. Terutama untuk teman-teman senasib, Maria Magdalena dan Isyana Diah. 8. Veronica Rhizka Carolina, who got me into this. 9. Sahabat-sahabat Goggle dan Manis-Manja, terima kasih banyak atas segala doa dan dukungan selama ini.

Akhir kata semoga Tuhan membalas semua kebaikan yang diberikan.

Jakarta, 8 Juli 2012

Penulis

iv Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012

Universitas Indonesia

v Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012


ABSTRAK

Nama Program Studi Judul

: Erwinsyah : Magister Manajemen : Analisis Kelayakan Proyek Minyak dan Gas (Studi Kasus: Wilayah Kerja Whiskey Alpha)

Tesis ini merupakan penerapan dari studi kelayakan dengan metode capital budgeting untuk menghitung keekonomian pada investasi proyek gas alam cair di wilayah kerja Whiskey Alpha milik AP Indonesia selama usia proyek 30 tahun. Perhitungan arus kas dilakukan pada Net Present Value, Internal Rate of Return, Payback Period, dan Profitability Index. Dalam tesis ini juga digambarkan secara singkat bagaimana penerapan sistem bagi hasil dengan pemerintah dengan mengunakan model PSC yang berlaku saat ini pada laporan rugi laba atas investasi itu. Berdasarkan analisis kuantitatif menunjukkan bahwa proyek investasi Whiskey Alpha adalah layak untuk dijalankan karena menghasilkan Net Present Value yang positif, Internal Rate of Return yang melebihi biaya, Payback Period dalam kisaran 13 tahun, dan Profitability Index lebih dari 1. Analisis sensitivitas menunjukkan bahwa investasi Whiskey Alpha ini cenderung sensitif terhadap jumlah produksi dan harga gas alam cair. Sehingga perlu diusahakan secara maksimal supaya jumlah produksi tidak kurang dari 8 TCF. Kata kunci: Capital Budgeting, Net Present Value, Internal Rate of Return, Payback Period, Profitability Index

vi Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012


ABSTRACT

Name Program Title

: Erwinsyah : Master of Management : Feasibility Analysis of Oil and Gas Project (Case Study: Whiskey Alpha Work Area)

This thesis applies a feasibility study with capital budgeting to calculate a Liquefied Natural Gas investment project economics in work area of Whiskey Alpha operated by AP Indonesia during its economic life of 30 years. Cash flow is calculated to see the Net Present Value, Internal Rate of Return, Payback Period, and Profitability Index. This thesis also briefly describes how a Production Sharing Contract with the goevernment is applied and does determine the profit loss of the investment. Quantitative analysis says that Whiskey Alpha investment is feasible to undergo since it shows a positive Net Present Value, it also turns the Internal Rate of Return to exceed the cost, it has roughly 13 years Payback Period, and a Profitability Index of more than 1. Sensitivity analysis shows that Whiskey Alpha project tends to be sensitive when it comes to production amount and LNG lifting price. A maximum effort is needed to keep the production amount not to fall under 8 TCF. Keywords: Capital Budgeting, Net Present Value, Internal Rate of Return, Payback Period, Profitability Index

vii Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012


DAFTAR ISI

HALAMAN PERNYATAAN ORISINALITAS.......................................... ii HALAMAN PENGESAHAN....................................................................... iii KATA PENGANTAR .................................................................................. iv HALAMAN PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI TUGAS AKHIR UNTUK KEPENTINGAN AKADEMIS ..................................................... v ABSTRAK .................................................................................................... vi ABSTRACT.................................................................................................. vii DAFTAR ISI................................................................................................. viii DAFTAR TABEL......................................................................................... x DAFTAR GAMBAR/GRAFIK .................................................................... xi DAFTAR RUMUS ....................................................................................... xii DAFTAR LAMPIRAN................................................................................. xiii BAB 1 PENDAHULUAN ........................................................................... 1.1. Latar Belakang ........................................................................... 1.2. Rumusan Permasalahan ............................................................. 1.3. Tujuan Penulisan........................................................................ 1.4. Manfaat Penulisan...................................................................... 1.5. Metode Penelitian....................................................................... 1.5.1. Sumber dan Periode Data................................................ 1.5.2. Metode Pengumpulan Data ............................................. 1.5.3. Metode Analisis Data...................................................... 1.5.4. Batasan Penelitian ........................................................... 1.5.5. Alur Pikir Penelitian........................................................ 1.6. Kerangka Penulisan....................................................................

1 1 3 4 4 4 4 4 5 5 6 7

BAB 2 LANDASAN TEORI ...................................................................... 2.1. Teori Investasi............................................................................ 2.2. Capital Budgeting ...................................................................... 2.2.1. Net Present Value............................................................ 2.2.2. Internal Rate of Return ................................................... 2.2.3. Profitability Index ........................................................... 2.2.4. Payback Period ............................................................... 2.3. Cash Flow .................................................................................. 2.4. Sensitivity Analysis..................................................................... 2.5. Penelitian Sebelumnya ...............................................................

8 8 9 11 12 14 15 16 16 17

BAB 3 GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN ....................................... 3.1. Sejarah Singkat Perusahaan ....................................................... 3.2. Struktur Organisasi ................................................................... 3.3. Produk Gas Alam Cair ............................................................... 3.4. Model Production Sharing Contract .........................................

19 19 20 23 29

viii Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012


3.4.1. Prinsip Cost Recovery ..................................................... 3.4.2. Pengeluaran Akuisisi (Acquisition Expenditures)........... 3.4.3. Pengeluaran Operasi (Operating Expenditures) ............. 3.4.4. Pengeluaran Modal dan Non-Modal ............................... 3.4.5. Pengeluaran Eksplorasi (Exploration Expenditures) ...... 3.4.6. Pengeluaran Pengembangan (Development Expenditures) ................................................................................................... 3.4.7. Pengeluaran Produksi (Production Expenditures) .......... 3.4.8. Penyusutan, Penurunan, dan Amortisasi (Depreciation, Depletion, and Amortization).................................................... 3.4.9. Pengeluaran untuk Inventori ........................................... 3.4.10. First Tranche Petroleum ............................................... 3.4.11. Domestic Market Obligation......................................... 3.5. Pengembangan Wilayah Kerja Whiskey Alpha........................

31 33 33 33 34 34 34 35 35 35 36 36

BAB 4 ANALISIS DAN PEMBAHASAN ................................................ 39 4.1. Analisis Kelayakan Proyek Whiskey Alpha .............................. 39 4.1.1. Perencanaan Investasi ....................................................... 39 4.1.2. Proyeksi Penerimaan......................................................... 41 4.1.3. Tingkat Diskonto............................................................... 46 4.1.4. Proyeksi Laba Rugi ........................................................... 47 4.1.5. Proyeksi Arus Kas............................................................. 47 4.1.6. Ilustrasi Perhitungan Bagi Hasil PSC Whiskey Alpha ..... 50 4.2. Analisis Sensitivitas Proyek Whiskey Alpha............................. 52 4.2.1. Analisis Sensitivitas terhadap Ketidakpastian Harga Gas Alam Cair.............................................................................................. 52 4.2.2. Analisis Sensitivitas terhadap Ketidakpastian Produksi Gas Alam Cair.............................................................................................. 57 4.2.3. Analisis Multi Sensitivitas terhadap Harga Gas Alam Cair, Jumlah Produksi, dan Tingkat Diskonto ..................................... 59 4.2.4. Hasil Analisis Sensitivitas................................................. 62 BAB 5 KESIMPULAN DAN SARAN ....................................................... 5.1. Kesimpulan .................................................................................. 5.2. Keterbatasan Penelitian................................................................ 5.3. Saran............................................................................................. 5.3.1. Saran untuk Perusahaan ...................................................... 5.3.2. Saran untuk Investor ........................................................... 5.3.3. Saran untuk Penelitian Selanjutnya.....................................

64 64 64 65 65 65 66

DAFTAR REFERENSI ..............................................................................

67

DAFTAR LAMPIRAN

ix Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012


DAFTAR TABEL

Tabel 2-1 Daftar Penelitian Sebelumnya ................................................... 18 Tabel 3-1 Cadangan Terbukti pada Tiap Lapangan dan Pembagian Participating Interest tiap Rekanan..................................................................................... 28 Tabel 4-1 Nilai Investasi Wilayah Kerja Whiskey Alpha.......................... 40 Tabel 4-2 Beban Operasional Proyek Whiskey Alpha .............................. 41 Tabel 4-3 Proyeksi Produksi Whiskey Alpha ............................................ 43 Tabel 4-4 Proyeksi Penerimaan Proyek Whiskey Alpha ........................... 46 Tabel 4-5 Proyeksi Arus Kas Proyek Whiskey Alpha ............................... 47 Tabel 4-6 Proyeksi Net Present Value dengan Tingkat Diskonto ≤ 19% .. 49 Tabel 4-7 Ilustrasi Perhitungan Kotrak PSC Whiskey Alpha.................... 51 Tabel 4-8 Proyeksi Arus Kas dengan Harga Gas Alam Cair AS$ 4/MMSCF 53 Tabel 4-9 Proyeksi Arus Kas dengan Harga Gas Alam Cair AS$ 2/MMSCF 54 Tabel 4-10 Proyeksi Arus Kas dengan Pertumbuhan Harga 0,5% per Tahun 55 Tabel 4-11 Proyeksi Arus Kas dengan Penurunan Harga 0,5% per Tahun . 56 Tabel 4-12 Proyeksi Arus Kas dengan Produksi Gas 11.996,33 TCF ......... 58 Tabel 4-13 Proyeksi Arus Kas dengan Produksi Gas 7.961,76 TCF ........... 59 Tabel 4-14 Proyeksi Arus Kas dengan Uji Coba Multi Sensitivitas I ......... 60 Tabel 4-15 Proyeksi Arus Kas dengan Uji Coba Multi Sensitivitas II ........ 61 Tabel 4-16 Hasil Analisis Sensitivitas ......................................................... 63

x Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012


DAFTAR GAMBAR/GRAFIK

Gambar 1-1 Alur Pikir Penelitian .............................................................. Gambar 3-1 Struktur Organisasi AP Indonesia.......................................... Gambar 3-2 Proses LNG............................................................................ Gambar 3-3 Peta Wilayah Kerja ................................................................ Gambar 4-1 Kurva Penurunan Plot Produksi Whiskey Alpha................... Gambar 4-2 Harga Gas Alam Cair Mei 2011 – April 2012.......................

xi Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012

6 22 26 36 44 45


DAFTAR RUMUS

Rumus 2.1 Rumus 2.2 Rumus 2.3 Rumus 2.4

Net Present Value .................................................................... Internal Rate of Return ............................................................ Profitability Index .................................................................... Payback Period........................................................................

xii Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012

12 13 14 16


DAFTAR LAMPIRAN

Lampiran 1 Laporan Rugi Laba ................................................................. Lampiran 2 Neraca..................................................................................... Lampiran 3 Laporan Arus Kas................................................................... Lampiran 4 Daftar Penyusutan................................................................... Lampiran 5 Laporan Rugi Laba Proyek..................................................... Lampiran 6 LNG Indonesia – Harga Bulanan ...........................................

xiii Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012

69 70 71 72 75 78


BAB 1 PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang Sebagai salah satu pemasok kebutuhan bahan bakar dalam negeri, dan juga sebagai andalan penerimaan negara, minyak dan gas adalah sumber daya alam

yang

sangat

penting

bagi

Indonesia.

Namun

dengan

semakin

banyaknya kegiatan eksploitasi, produksi minyak dan gas bumi akan semakin menurun. Dengan demikian perlu adanya investasi-investasi baru yang dapat meningkatkan produksi.

Tuntutan untuk meningkatkan produksi minyak dan gas semakin kuat seiring dengan meningkatnya kebutuhan akan energi baik di masyarakat maupun di kalangan konsumen industrial. Pembangunan prasarana dan industri yang sekarang banyak dilakukan di Indonesia, membuat pertumbuhan konsumsi energi rata-rata meningkat dalam 10 tahun terakhir. Seperti yang dijelaskan oleh Direktur Konservasi Energi, Maryam Ayuni bahwa berdasarkan data historis

penyediaan

dan

pemanfaatan

energi

konsumsi energi Indonesia terus meningkat

selama 20 tahun, angka

rata-rata sebesar 6 persen per

tahun (http://www.esdm.go.id).

Kegiatan eksplorasi untuk menemukan cadangan minyak dan gas yang baru terus dilakukan untuk mendorong berkembangnya sektor hulu minyak dan gas bumi. Indonesia masih memiliki potensi minyak dan gas bumi yang cukup besar untuk dikembangkan. Masih banyak daerah-daerah terpencil, laut dalam, sumur-sumur (wells) tua dan kawasan Indonesia Timur yang selama ini belum dieksplorasi secara intensif. Sumber minyak dan gas bumi dengan tingkat kesulitan eksplorasi terendah kini telah habis dieksploitasi, dan hanya menyisakan tingkat kesulitan yang lebih tinggi. Pengelolaan ladang minyak sendiri memang menjanjikan keuntungan yang besar. Namun untuk dapat mengetahui potensi tersebut diperlukan teknologi yang mahal, modal yang besar,

faktor

waktu

yang

memadai,

dan

memerlukan efisiensi

1 Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012

yang


2

maksimal serta expertise dari sumber daya manusia terbaik (Biro Riset LM FEUI, 2011).

Salah satu perusahaan eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi terbesar di dunia adalah AP, dengan produksi 3,4 juta barel per hari dari 21.800 service station di 80 negara (Tharoor, 2010).

”AP di Indonesia adalah operator minyak bumi (offshore oil) dan gas terbesar, serta penyalur utama bagi kebutuhan gas alam domestik. Melalui pengembangan Proyek TGH, AP bermaksud memperkuat keberadaannya di Indonesia. Kini AP adalah salah satu investor asing terbesar di Indonesia” (Soenjoto, 2007).

Setelah wilayah kerja TGH di Papua mencapai tahap produksi di tahun 2009, AP Indonesia memenangkan kembali 2 proyek minyak dan gas dari BP Migas, antara lain blok SNG di Kalimantan Barat dan blok NAR sebagai ekspansi proyek TGH. Presiden AP Indonesia mengatakan bahwa AP masih melakukan evaluasi options untuk pengembangan dan ekspansi lebih lanjut dari proyek TGH, dan sampai saat ini belum ada keputusan yang dibuat mengenai hal itu (Alfian, 2012).

Suatu proyek minyak dan gas dimulai dengan kegiatan ekplorasi, banyak dana yang dikeluarkan untuk kegiatan survey seismic dan pengeboran ekplorasi dengan harapan mendapat sumber daya minyak dan gas yang prospektif.

Setelah

melakukan

pilihannya

untuk

eksplorasi,

perusahaan

dihadapi pilihan apakah meneruskan ke tahap pengembangan atau tidak. Yaitu mengembangkan peralatan dan fasilitas di area yang memiliki sumber daya minyak dan gas dengan segala cost yang menyertainya. Setelah tahap pengembangan

ini,

perusahaan

kemudian

dihadapi

pilihan

lagi

untuk

melakukan produksi atas potensi sumber daya minyak dan gas di daerah yang telah dikembangkan tadi. Produksi ini dilakukan jika perusahaan sudah melihat bahwa segala ketidakpastian dapat ditangani. Dapat dilihat bahwa Universitas Indonesia


3

investasi dalam proyek minyak dan gas merupakan urut-urutan sequential yang kompleks. Pada tiap tahap, perusahaan mengumpulkan informasi untuk memutuskan apakah proyek itu layak untuk diteruskan ke tahap berikutnya dengan risiko kehilangan dana jika salah satu tahap gagal mencapai tujuannya (Couët, et. al., 2003).

Dalam

kegiatan investasi

di

sektor minyak dan

gas, harga

minyak

merupakan aspek yang cukup penting dalam pembuatan keputusan apakah investasi itu dapat dilakukan atau tidak. Namun fluktuasi harga minyak menimbulkan dilema yang rumit bagi perekonomian. Seperti yang dijelaskan Henry dan Bernanke bahwa ketidakpastian harga pada sektor energi kerap menghalangi

perusahaan

untuk

membuat

keputusan

dalam

melakukan

investasi yang bersifat irreversible selama nilai harapan dari informasi yang didapat melebihi tingkat pengembalian jangka pendek pada investasi yang sedang berlangsung (Bredin, 2008).

Risiko dasar kerap timbul dalam kegiatan investasi, yaitu risiko terjadinya perbedaan actual return dengan expected return. Saat ketidakpastian timbul, dan menghalangi kegiatan investasi,

yang

dapat

dilakukan perusahaan adalah

mencari informasi untuk meminimalisasi ketidakpastian tadi. Perusahaan melakukan analisis sektor mana yang memiliki lebih banyak keuntungan dan kerugian, dan memutuskan untuk rencana jangka panjang (Macmillan, 2000). Tulisan ini merupakan analisis kelayakan atas sebuah proyek minyak dan gas di salah satu wilayah kerja milik AP Indonesia yaitu Whiskey Alpha.

1.2. Rumusan Permasalahan Dalam tulisan ini, yang menjadi rumusan permasalahan adalah: 1. Berapa nilai keekonomian potensi akses wilayah kerja Whiskey Alpha? 2. Bagaimana analisis sensitivitas wilayah kerja Whiskey Alpha terhadap ketidakpastian harga minyak dan gas?



4

1.3. Tujuan Penulisan Tujuan dari penulisan ini adalah: 1. Untuk mengetahui nilai keekonomian potensi wilayah kerja Whiskey Alpha. 2. Menganalisis dampak perubahan harga pada net present value pada skenario base optimistic,

optimistic, dan

pessimistic melalui analisis sensitivitas

terhadap wilayah kerja Whiskey Alpha.

1.4. Manfaat Penulisan Manfaat dari tulisan ini adalah: 1. Bagi

perusahaan sebagai bahan acuan khususnya yang terkait dengan

analisis kelayakan suatu proyek minyak dan gas. 2. Untuk dijadikan sebagai bahan acuan bagi para investor di industri minyak dan gas dalam pembuatan keputusan investasi. 3. Untuk

dijadikan

sebagai

acuan

bagi

pihak

lain

yang

ingin

mengembangkan penelitian mengenai analisis kelayakan suatu proyek minyak dan gas.

1.5. Metode Penelitian 1.5.1. Sumber dan Periode Data Subyek dalam penulisan tesis ini adalah AP Indonesia yang berbadan hukum di Indonesia, memiliki bidang usaha eksplorasi minyak dan gas bumi di Indonesia. Penelitian ini memfokuskan pada analisis kelayakan kegiatan eksplorasi atas potensi wilayah kerja Whiskey Alpha, dan yang menjadi obyek penelitian adalah bagaimana tingkat pengembalian wilayah kerja Whiskey Alpha itu, dan gambaran mengenai bagaimana jika harga minyak dan gas berubah di kemudian hari. Periode perhitungan arus kas dalam penelitian ini adalah dari tahun 2011 sampai dengan 2040.

1.5.2. Metode Pengumpulan Data Data primer dan sekunder diperoleh untuk mengintegrasikan perspektif dari individu-individu di berbagai fungsi di AP Indonesia yang terlibat dalam Universitas Indonesia


5

analisis

kelayakan

atas

suatu

investasi.

Serangkaian

wawancara

akan

dilakukan untuk mengetahui proses analisis kelayakan proyek minyak dan gas.

Studi literatur juga akan digunakan sebagai landasan teori dan perbandingan. Literatur diperoleh dari berbagai sumber, di antaranya; buku teks, jurnal ilmiah, artikel media cetak dan media online.

1.5.3. Metode Analisis Data Metode kuantitatif akan digunakan untuk menggambarkan proses dari analisis tersebut. Data kuantitatif digunakan untuk menganalisis kelayakan potensi wilayah kerja Whiskey Alpha di AP Indonesia.

Data yang didapat dari hasil wawancara akan digunakan untuk melihat kebutuhan dana untuk investasi, pengembalian dan beban operasional beserta proyeksinya. Kemudian

Net Present Value,

Internal

Rate of Return,

Payback Period, dan Profitability Index, yang kemudian akan dijabarkan dengan suatu spreadsheet yang merupakan hasil dari proyeksi cash flow selama 30 tahun ke depan. Selanjutnya akan dilakukan Analisis Sensitivitas terhadap perubahan harga minyak dan gas, dan kelayakan investasi akan dilakukan kembali dengan menghitung kembali Net Present Value, Internal Rate of Return, Payback Period, dan Profitability Index.

1.5.4. Batasan Penelitian Tulisan ini membahas kelayakan suatu proyek pada perusahaan eksplorasi dan produksi minyak dan gas. Ruang lingkup industri minyak dan gas juga dibahas untuk memberikan gambaran akan industri tersebut. Namun terdapat beberapa pembatasan di dalam tulisan ini, antara lain: 1. Skenario eksplorasi dan produksi yang dikaji dibatasi hanya pada cadangan gas saja, sementara tidak ada skenario cadangan minyak. 2. Pendapatan perusahaan hanya dari penjualan gas saja, tidak ada sumber pendapatan selain itu. Universitas Indonesia


6

1.5.5. Alur Pikir Penelitian Alur pikir penelitian ini dapat dilihat pada Gambar 1.1.

Rencana

investasi

merupakan rencana pengeluaran perusahaan atas Capital Expenditures dan Operating Expenditures. Dari rencana investasi itu dapat diproyeksikan jumlah pendapatan di masa yang akan datang. Proses kuantitatif kemudian dilakukan dengan menggunakan Microsoft Excel, yaitu untuk menentukan nilai Net Present Value, Internal Rate of Return, Profitability Index, dan Payback Period. Sensitivity Analysis juga dilakukan dengan menggunakan Microsoft Excel, yaitu untuk melihat perubahan pada nilai-nilai capital budgeting jika salah satu unsurnya dirubah.

Rencana Investasi

Pengolahan Data (Input)

Asumsi Pendapatan

Kuantitatif (Proses)

1. 2. 3. 4.

Proyeksi Arus Kas Net Present Value Internal Rate of Return Profitability Index

Keputusan Investasi (Output)

Gambar 1-1 Alur Pikir Penelitian Sumber: Olahan Penulis



7

1.6. Kerangka Penulisan Tulisan ini terdiri dari lima bab, dengan rangkaian topik sebagai berikut: Bab 1 – Pendahuluan Bagian ini menggambarkan latar belakang masalah, rumusan permasalahan, tujuan penulisan, metode penelitian, dan kerangka penulisan.

Bab 2 – Landasan Teori Bagian ini berisi teori-teori dan penelitian terdahulu yang menjadi landasan untuk menghitung kelayakan investasi dan dalam melakukan analisis atas hasilnya.

Bab 3 – Gambaran Umum Perusahaan Bagian ini menggambarkan perusahaan tempat data diperoleh. Gambaran perusahaan meliputi sejarah, profil, struktur organisasi, dan kegiatan usaha.

Bab 4 – Analisis dan Pembahasan Bagian ini menyajikan pembahasan, perhitungan, dan analisis atas olahan data yang didasarkan pada landasan teori dari bab sebelumnya.

Bab 5 – Kesimpulan dan Saran Bagian ini berisi penutup berupa kesimpulan yang ditarik setelah melakukan analisis data, dan saran akademis yang diberikan penulis.



BAB 2 LANDASAN TEORI

2.1. Teori Investasi Investasi adalah komitmen saat ini atas penggunaan sejumlah uang─atau harta dalam bentuk lain─yang diharapkan menghasilkan keuntungan di masa yang akan datang (Bodie, et al., 2011).

Kemudian menurut Sharpe, investasi adalah kegiatan yang mengorbankan uang yang dimiliki sekarang guna mendapatkan uang di masa mendatang dengan jumlah yang lebih besar (Sharpe et. al., 1993).

Secara umum investasi terbagi dalam dua bentuk, yaitu investasi riil dan investasi finansial. Investasi riil misalnya membeli tanah, bangunan, mesin, dan pengetahuan yang dapat digunakan untuk memproduksi barang dan jasa. Sementara investasi finansial dapat berupa saham, obligasi, dan kontrakkontrak tertulis lainnya. Dalam hal ini, suatu proyek yang diharapkan dapat memberikan pengembalian di kemudian hari merupakan salah satu investasi riil (Bodie, et al., 2011).

Dalam

melakukan

investasi,

terdapat

beberapa

hal

yang

harus

dipertimbangkan. Yaitu melakukan estimasi atas arus kas dari sebuah rencana investasi. Menentukan tingkat pengembalian yang layak dengan memperhitungkan juga risiko dari investasi itu. Kemudian menghitung Net Present Value (NPV), yaitu selisih antara present value arus kas tersebut dengan nilai investasinya (Sharpe, et. al., 1993).

Basalamah

dalam

Djunaedi

(2006)

menjelaskan

bahwa

mengingat

pengembalian yang akan didapat dari suatu investasi akan terjadi di masa yang akan datang, maka investasi itu tidak lepas dari risiko. Terdapat dua risiko yang akan dihadapi perusahaan dalam sebuah kegiatan investasi:



9

1. Risiko atas nilai riil dari uang yang akan diterima di masa mendatang tersebut. 2. Risiko mengenai ketidakpastian menerima uang itu dalam jumlah yang sesuai dengan yang diperkirakan diterima di masa datang tadi.

Proyek investasi biasanya membutuhkan dana yang besar, yaitu penggunaan dana yang dapat mempengaruhi perusahaan dalam jangka panjang. Sehingga perlu dilakukan suatu studi atau analisis dan penilaian sebelumnya. Namun suatu proyek dapat gagal dalam memberikan keuntungan/pengembalian di kemudian hari, hal ini bisa disebabkan karena kesalahan perencanaan, kesalahan dalam menganalisis pasar, kesalahan dalam melakukan estimasi bahan baku, bahkan karena kesalahan dalam merekrut tenaga kerja. Suatu analisis kelayakan menjadi sangat penting untuk menghindari penanaman modal yang terlalu besar untuk kegiatan-kegiatan yang ternyata tidak menguntungkan.

2.2. Capital Budgeting Capital

budgeting,

atau

penganggaran

modal,

adalah

suatu

proses

perencanaan yang dilakukan untuk menentukan apakah suatu investasi jangka panjang perusahaan itu bermanfaat untuk dijalankan (Sullivan dan Sheffrin, 2003).

Kemudian menurut Peterson dan Fabozzi (2002), Capital Budgeting adalah proses pengidentifikasian dan pemilihan investasi atas aset yang sifatnya jangka panjang, dan diharapkan dapat memberi manfaat untuk periode lebih dari satu tahun. Analisis yang digunakan adalah analisis nilai bersih sekarang (Net Present Value), Tingkat Pengembalian Internal (Internal Rate of Return), Profitability Index dan Payback Period. Proses penganggaran modal merupakan tahapan pertama yang terjadi pada tahapan kegiatan suatu proyek.



10

Suatu

kegiatan

meningkatkan

investasi

nilai

seringkali

dari

memberikan

perusahaan

dalam

hasil

waktu

yang

yang

dapat

lama.

Saat

perusahaan memutuskan untuk mendanai sebuah proyek, misalnya yang memiliki umur ekonomis 20 tahun, hasilnya baru dapat diperoleh pada saat proyek itu berjalan, bahkan hingga proyek itu selesai.

Selanjutnya karena setiap kegiatan investasi itu memiliki risiko, maka analisis

dalam

capital

budgeting

untuk

pembuatan

keputusan

atas

dijalankannya suatu proyek atau tidak harus melihat ketiga hal di bawah ini: 1. Arus kas di masa yang akan datang. 2. Tingkat ketidakpastian yang berhubungan dengan arus kas di masa yang akan datang. 3. Nilai dari arus kas di masa yang akan datang mengingat adanya ketidakpastian tadi.

Berdasar penjelasan-penjelasan di atas dapat ditarik kesimpulan bahwa capital budgeting merupakan serangkaian kegiatan perencanaan, analisis, dan pemilihan suatu investasi jangka panjang, yang diharapkan hasilnya dapat dinikmati di masa yang akan datang.

Menurut Peterson dan Fabozzi (2002), terdapat lima tahap dalam kegiatan capital budgeting: 1. Penyaringan dan pemilihan investasi Proyek investasi harus konsisten dengan strategi perusahaan. Setelah diidentifikasi,

proyek

kemudian

dievaluasi

dan

disaring

dengan

melakukan estimasi atas pengaruhnya terhadap arus kas yang masa mendatang dari perusahaan. 2. Proposal anggaran modal Anggaran modal diajukan atas proyek yang lulus proses penyaringan dan seleksi.

Anggaran

tadi

kemudian

memberikan

daftar

proyek

yang

direkomendasi dan nilai uang yang dibutuhkan untuk tiap investasi. Universitas Indonesia


11

Proposal ini dapat dikatakan sebagai permulaan dari estimasi harapan pengembalian dan biaya. 3. Penyetujuan dan otorisasi anggaran Proyek-proyek yang diikutsertakan dalam anggaran modal kemudian diotorisasi, untuk dilakukan pengumpulan fakta dan informasi, dan analisis lebih lanjut. 4. Pemantauan proyek Pekerjaan akan mulai dilakukan setelah proyek itu disetujui. Para manajer memberikan laporan secara berkala dalam hal pengeluaran, atau bahkan penerimaan yang berkaitan dengan proyek itu. 5. Audit paskapenyelesaian Setelah satu atau dua tahun proyek berjalan, peninjauan ulang akan dilakukan untuk melihat realisasi arus kas dengan arus kas yang telah diproyeksikan sebelumnya.

Keputusan untuk melakukan investasi jangka panjang akan melibatkan banyak bagian di perusahaan. Selain akan menghabiskan nilai uang yang besar, keputusan investasi jangka panjang tadi akan membawa akibat langsung pada banyak bagian di dalam perusahaan itu. Jenis dan fasilitas produksi yang akan dibangun harus dianalisis dan dipertimbangkan supaya sesuai dengan yang diperlukan. Jika terjadi kesalahan dalam membangun sarana produksi, perusahaan akan menderita kerugian yang besar.

2.2.1. Net Present Value Net present value dapat dijelaskan sebagai selisih antara present value dari arus kas masuk dengan present value dari arus kas keluar (Peterson dan Fabozzi, 2002).

Net present value dari suatu proyek memberikan ukuran dari nilai bersih suatu proposal investasi dalam hal nilai uang saat ini. Karena seluruh arus kas didiskontokan kembali ke masa sekarang, maka kemudian perbedaan nilai arus kas bebas tahunan saat ini dibandingkan dengan pengeluaran Universitas Indonesia


12

investasi. Perbedaan antara nilai sekarang dari arus kas bebas tahunan dengan pengeluaran awal akan menentukan nilai bersih uang saat ini dalam hal menerima proposal investasi (Keown, et. al., 2002).

Keputusan investasi dengan indikator NPV adalah sebagai berikut: 1. Suatu proyek sebaiknya dijalankan jika NPV positif. 2. Suatu proyek sebaiknya tidak dijalankan jika NPV negatif.

NPV ini dinyatakan dengan rumus: n

NPV = ∑ t =1

FCFt k

FCFt − IO t (1 + k )

(2.1)

Arus kas bebas tahunan dalam periode t (nilai ini bisa positif atau negatif). : : Tingkat diskonto, sebagai tingkat pengembalian yang diinginkan atau cost of capital.

IO n

: :

Pengeluaran kas awal. Usia proyek.

2.2.2. Internal Rate of Return Internal Rate of Return (IRR) merupakan suatu indikator atas tingkat efisiensi dari investasi. Menurut Keown, Internal rate of return adalah salah satu hasil keputusan dalam capital budgeting yang mencerminkan tingkat pengembalian dari suatu proyek. Secara matematis, Internal rate of return adalah tingkat diskonto yang mengimbangi present value dari arus kas masuk dengan present value dari arus kas keluar (Keown, et. al., 2002).

IRR ini digunakan untuk menentukan apakah suatu investasi

layak untuk

dijalankan atau tidak, dalam hal ini tingkat pengembalian investasi yang dijalankan harus lebih tinggi dari minimum acceptable rate of return atau minimum attractive rate of return. Selanjutnya minimum acceptable rate of Universitas Indonesia


13

return merupakan tingkat pengembalian minimum dari suatu investasi yang diperlukan untuk membuat investor dapat tertarik dalam melakukan investasi itu (Keown, et. al., 2002).

Keputusan investasi dengan indikator IRR adalah sebagai berikut: 1. Suatu proyek layak dijalankan jika IRR lebih besar dari tingkat diskonto. 2. Suatu proyek tidak layak dijalankan jika IRR lebih kecil dari tingkat diskonto.

IRR ini dapat dinyatakan dengan rumus: n

IO = ∑ t =1

FCFt

FCFt (1 +IRR) t

(2.2)

: Arus kas bebas tahunan dalam periode t (nilai ini bisa positif atau negatif).

IO

: Investasi awal.

n

: Usia proyek.

IRR

: Internal rate of return dari proyek.

Penggunaan IRR dalam pembuatan keputusan diawali

dengan perhitungan

present value (PV) dari arus kas atas suatu investasi dengan menggunakan suatu tingkat diskonto. Hasil perhitungan kemudian dibandingkan dengan jumlah PV dari pengeluaran modal. Jika PV dari arus kas lebih besar dari PV investasi (outlays), maka tingkat diskonto yang digunakan harus lebih tinggi. Namun jika sebaliknya, PV dari cash flow lebih kecil dari PV investasi, maka tingkat diskonto yang digunakan harus lebih rendah.

Membandingkan hasil PV dengan cash flow terus dilakukan sehingga ditemukan tingkat diskonto yang membuat PV cash flow sama dengan PV investasi.

Dengan

menggunakan

tingkat

diskonto

tersebut,

NPV

dari

investasi adalah nol (Ross, et. al., 2010).



14

2.2.3. Profitability Index Profitability index (PI) merupakan rasio antara jumlah present value atas aliran kas yang masuk di masa mendatang setelah initial investment dengan jumlah initial investment (Ross, et. al., 2010).

Walaupun kriteria net present value dari suatu investasi memberikan ukuran dari jumlah uang yang diinginkan atas sebuah proyek, profitability index ini memberikan ukuran relatif dari sebuah investasi yang diajukan, yaitu melihat rasio present value dari keuntungan di masa yang akan datang dengan pengeluaran biaya di awal investasi. PI ini berguna sebagai alat untuk melakukan ranking dari beberapa proyek, karena nilai yang timbul atas setiap investasi itu akan dikuantifikasi (Keown, et. al., 2002).

Keputusan investasi dengan indikator Profitability Index adalah sebagai berikut: 1. Suatu proyek layak dijalankan jika PI lebih besar atau sama dengan 1. 2. Suatu proyek tidak layak untuk dijalankan jika PI lebih kecil dari 1.

Profitability Index ini dinyatakan dengan rumus: n

PI =

FCFt

FCFt

∑ (1 + k ) t =1

t

(2.3)

IO : Arus kas bebas tahunan dalam periode t (nilai ini bisa positif atau negatif).

k

: Tingkat diskonto, sebagai tingkat pengembalian yang diinginkan atau cost of capital.

IO

: Investasi awal.

n

: Usia proyek.



15

2.2.4. Payback Period Payback period (PBP) adalah suatu jangka waktu yang dibutuhkan sebuah investasi

untuk

menghasilkan

return.

Karena

ini

merupakan

kriteria

pengukuran mengenai seberapa cepat suatu proyek akan mengembalikan investasi awalnya, maka ia berhubungan dengan free cash flow, yaitu mengukur

keuntungan

dalam

waktu

yang

sebenarnya,

tidak

sebagai

keuntungan accounting. Sayangnya, payback period ini juga mengabaikan time value of money, dan tidak melakukan diskonto terhadap free cash flow tadi sebagai gambaran di masa kini. Diterima atau tidaknya suatu proyek akan ditentukan pada apakah periode pengembalian (payback) itu lebih kecil atau lebih besar dari periode pengembalian yang diinginkan perusahaan (Keown, et. al., 2002).

PBP akan berarti setelah masa (cut-off) suatu proyek sudah ditentukan. Indikator PBP dalam keputusan investasi adalah sebagai berikut: 1. Suatu proyek layak dijalankan jika PBP lebih kecil dari cut-off. 2. Suatu proyek tidak layak dijalankan jika PBP lebih besar dari cut-off.

Risiko dalam metode ini

menggunakan metode

tidak melihat

payback period

perbedaan-perbedaan

ini adalah

masa usia

bahwa

ekonomi atas

beberapa proyek. Kecenderungannya adalah semakin kecil payback period, maka

akan

semakin

baik

proyek

itu

untuk

dijalankan.

Walaupun

sebenarnya dapat saja proyek-proyek yang memiliki payback period lebih lama akan menghasilkan pengembalian yang jauh lebih besar dari proyekproyek yang memiliki masa pengembalian lebih cepat (Anthony, et. al., 2007).



16

Secara sederhana, payback period dapat dinyatakan dengan rumus:

PBP =

IO ∑ CF

(2.4)

IO

:

Investasi awal.

CF

:

Arus kas masuk.

2.3. Cash Flow Menurut Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan (PSAK) No. 2, yang dimaksud dengan arus kas (cash flow) adalah arus masuk dan arus keluar dari kas atau setara dengan kas.

Istilah arus kas perusahaan (cash flow of the firm) atau arus kas bebas (free cash flow) sering digunakan pada jumlah kas yang dimiliki perusahaan yang dapat bebas dibagikan kepada kreditur dan pemegang saham karena kas itu tidak digunakan sebagai modal kerja atau investasi pada aset tetap (Ross, et. al., 2010).

Kelayakan sebuah investasi akan dinilai berdasarkan estimasi penerimaan arus kas di masa yang akan datang,

hal itu tidak dapat dinilai hanya

dengan laba rugi yang dinyatakan di laporan keuangan. Sebuah investasi dikatakan layak untuk dijalankan jika nilai arus kas yang akan diterima lebih besar dari nilai arus kas yang keluar. Karena estimasi arus kas itu harus dilakukan dengan tepat, maka analisis kelayakan harus didasari dengan asumsi yang benar dan akurat (Peterson dan Fabozzi, 2002).

2.4. Sensitivity Analysis Sensitivity analysis

(analisis

sensitivitas)

adalah suatu studi

mengenai

bagaimana ketidakpastian atas suatu output dapat disebar ke beberapa sumber ketidakpastian dalam suatu input (Saltelli, et. al. 2008).



17

Baird dalam Pannell menjelaskan bahwa sensitivity analysis adalah suatu investigasi

atas

potensi

perubahan

dan

kekeliruan,

dan

bagaimana

pengaruhnya terhadap hasil (Pannell, 2007).

Sensitivity analysis dimaksudkan untuk menentukan bagaimana penyebaran suatu kemungkinan net present value atau internal rates of returns dari sebuah proyek dipengaruhi oleh sebuah perubahan pada satu variabel input. Hal ini dapat dilakukan dengan mengganti nilai dari suatu variabel input, sementara variabel lain tetap konstan. Penyebaran suatu kemungkinan net present value atau internal rates of returns yang didapat kemudian dibandingkan

dengan

penyebaran

pengembalian

yang

didapat

sebelum

perubahan terjadi untuk melihat pengaruh dari perubahan itu (Keown, et. al., 2002).

2.5. Penelitian Sebelumnya Saat ini sudah banyak penelitian tentang pembuatan keputusan yang mengembangkan

teori

dan

metode

sebagai

langkah

antisipasi

dalam

melakukan investasi, sehingga investor dapat menekan tingkat risiko yang mungkin terjadi

Tabel 2-1 merangkum beberapa penelitian sebelumnya mengenai analisis dan valuasi dalam pembuatan keputusan atas suatu investasi riil.



Tabel 2-1 Daftar Penelitian Sebelumnya No Judul 1 Studi Kelayakan Perluasan Dermaga dan Terminal Barang PT. X

2 Valuasi Proyek Migas Menggunakan Metode Dynamic Discounted Cash Flow dan Real Options Terhadap Volatilitas Harga Minyak 3 Analisis Kelayakan Investasi PT. Aneka Tambang, Tbk. pada Unit Pertambangan Gebe

Peneliti Mira Kartika Dewi Djunaedi

Arihta Karolina Pinem

Wita Amalia Widiyanti

18

Tahun Model 2006 Capital budgeting

Hasil Analisis kuantitatif menunjukkan proyek PT. X adalah layak untuk diterima karena menghasilkan nilai Net Present Value positif, Internal Rate of Return melebihi biaya modal, dan Profitability Index lebih dari 1. Analisis sensitivitas pada perubahan variabel pertumbuhan usaha dan volume tangki menunjukkan penurunan volume lebih dari 10%, dan pertumbuhan usaha lebih rendah dari 15% memberikan negatif Net Present Value . Analisis perubahan Net Present Value terhadap berbagai bentuk struktur modal juga dilakukan. 2010 Discounted Hasil analisis menunjukkan secara teoritis bahwa metode Real Options cash flow, lebih tepat dalam menempatkan faktor diskonto untuk arus kas yang terjadi real options setiap tahunnya dibandingkan dengan metode DCF, sehingga metode RO valuation lebih tepat untuk diaplikasikan pada industri perminyakan dengan tingkat ketidakpastian yang tinggi. 2005 Capital budgeting

Dalam mengetahui layak atau tidaknya rencana investasi perluasan pertambangan dan pabrik pengolahan nikel di UPN Gebe, peneliti melakukan analisis kelayakan atas berbagai aspek, di antaranya aspek teknis, aspek pasar, aspek sosial dan eksternalitas, dan aspek ekonomi dan finansial dengan menggunakan Net Present Value dan Internal Rate of Return , dilengkapi dengan metode Profitability Index dan Payback Period . Hasilnya adalah NPV positif, IRR lebih besar dari diskonto, nilai PI lebih dari 1, dan PBP lebih kecil dari payback maximum .



BAB 3 GAMBARAN UMUM PERUSAHAAN

3.1. Sejarah Singkat Perusahaan AP

p.l.c.

merupakan

perusahaan

minyak

multinasional

besar

yang

bermarkas di London, Inggris. Pada tahun 1998 AP melakukan akuisisi terhadap AMC, sebuah perusahaan minyak raksasa dari Amerika Serikat. Akuisisi itu merupakan yang terbesar yang terjadi dalam sejarah industri minyak

dan gas dengan

nilai transaksi AS$ 48,2

trilyun dalam bentuk

saham (Weston, 2004). Setelah akuisisi itu, AP lebih dikenal sebagai AP AMC.

Namun

kemudian

namanya

kembali

dimaksudkan untuk menyeragamkan seluruh

menjadi

AP,

hal

ini

bisnisnya di bawah satu

bendera menyusul akuisisi perusahaan minyak Amerika lain yaitu ARC di tahun 2000 (http://www.ap.com/indonesia).

AP Indonesia adalah kontraktor atas Production Sharing Contract dengan nama entitas resmi yaitu AP BR, Ltd. AP Indonesia merupakan salah satu subsidiari dari AP p.l.c. AP di Indonesia telah berdiri dari tahun 1970 dengan mendirikan perusahaan jasa eksplorasi, dan kini menjadi salah satu investor terbesar di Indonesia.

Akuisisi asset ARC pada tahun 2000, dan persetujuan dari pemerintah Indonesia pada Maret 2005 untuk memulai konstruksi LNG di wilayah kerja TGH telah memperbesar secara signifikan posisi AP pada sektor energi di Indonesia. AP Indonesia merupakan

kombinasi dari lima perusahaan (AP

BR, Ltd., AP WJ, Ltd., VCO, CST, JTP, dan AMT) dengan rentang bisnis upstream, downstream, dan industri kimia. Tahun 2009 AP Indonesia menjual seluruh hak partisipasinya atas wilayah kerja WJ kepada PT. HE. Sejak saat itu PT. HE WJ merupakan operator dari blok WJ.

Saat ini AP di Indonesia berperan sebagai kantor pusat regional yang membawahi subsidiari-subsidiarinya di Asia-Pasifik, antara lain di Singapura, 19 Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012


20

Australia dan Selandia Baru, Malaysia, Thailand dan Vietnam, Cina dan Hong Kong, Taiwan, Korea Selatan dan Jepang .

3.2. Struktur Organisasi Struktur organisasi AP Indonesia dapat dilihat pada Gambar 3-1. Karena AP di Indonesia merupakan kantor regional, maka Regional President membawahi organisasi-organisasi di seluruh Asia Pasifik, di sisi lain Regional President juga membawahi langsung organisasi AP di Indonesia. Peran

President

di

sini

sebenarnya

sama

dengan

peran

CEO

pada

perusahaan umumnya.

Secara garis besar, divisi-divisi di AP Indonesia terbagi menjadi dua, yaitu

divisi technical

bersifat metric,

dan

karena

divisi function. Struktur

terdapat

beberapa posisi

tidak hanya untuk berfungsi di AP subsidiarinya pejabatnya

di

Asia

Pasifik.

tidak hanya

melapor

organisasi di AP

function

yang

dijabat

Indonesia, tapi juga untuk subsidiariUntuk posisi-posisi ke Regional

seperti ini,

President

para

di Indonesia

tapi juga ke CEO di AP p.l.c. di London dan AP America di Houston. Namun khusus

untuk Head

of Country,

pejabatnya hanya berfungsi di

Indonesia, dan melapor hanya kepada President Regional. Beberapa divisi function, seperti Human Resources, Legal, dan Finance juga memberikan layanan (shared services) ke anak-anak perusahaan seperti VCO, CST, JTP, dan AMT.

VCO merupakan perusahaan joint ventures

antara AP Indonesia dengan

ENI. VCO memiliki bisnis eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi

seperti halnya

AP

Indonesia, sehingga

membuat

PSC dan struktur perusahaan yang berdiri sendiri. operator

blok

BDK di Kalimantan

Timur

VCO memiliki

Saat ini VCO menjadi

yang telah

memproduksi

30.000 bbl minyak per harinya.



21

CST

didirikan

tahun

1998

untuk

mengerjakan

pemasaran

produk

downstream yang sepenuhnya milik AP yaitu lubricant oil di Indonesia. Saat

ini CST memiliki pabrik

di Merak untuk

dipasarkan ke

seluruh

dunia. CST memiliki manajemen, operasional, dan struktur sendiri yang tidak tergabung dengan AP Indonesia.

Tidak seperti halnya CST yang menjual produk downstream dari AP, JTP merupakan satu perusahaan sendiri yang memilki bisnis downstream di luar produk

AP,

namun

seluruh

aspek

manajemen

dan

operasional

JTP

terintegrasi di dalam AP Indonesia.

AMT merupakan perusahaan joint ventures antara AP AMC, MCH, dan MTS, Ltd. AMT bergerak di bidang industri kimia yang menghasilkan produk Purified Terephthalic Acid sebagai bahan dasar pembuatan polyester untuk bahan tekstil. AMT berkantor di Jakarta dan memiliki pabrik di Merak yang sudah beroperasi sejak tahun 1997.

Operasi AP di Indonesia mengeluarkan investasi yang besar yaitu AS$ 5 trilyun, terutama untuk mengelola wilayah kerja TGH di Papua Barat yang terbukti memiliki kandungan gas alam cair sebesar 500 milyar m3 (17 TCF), dan diperkirakan memiliki cadangan gas alam cair lebih dari 800 miliyar m3 (28 TCF) lagi.



REGIONAL PRESIDENT

CHIEF

LEGAL &

VP

VP

VP

VP

VP

VP SAFETY &

HEAD OF

FINANCIAL

MANAGING

HUMAN

EXPLORATION

RESOURCES

WELLS

OPERATIONS

ORG. RISK

COUNTRY

OFFICER

COUNSEL

RESOURCES

CHIEF

PROCUREMENT

VP

OFFICER

DEVELOPMENT

Gambar 3-1 Struktur Organisasi AP Indonesia Sumber: RPTK 2012 – AP Indonesia

22



3.3. Produk Gas Alam Cair Walaupun tulisan ini menganalisis wilayah kerja Whiskey Alpha dengan cadangan gas, secara umum eksplorasi gas dan minyak bumi akan melalui proses yang sama. Kumpulan minyak dan gas bumi umumnya dapat ditemukan

pada

lokasi-lokasi

yang

secara

geologis

disebut

sebagai

perangkap struktural dan stratigrafik (Structural and Stratigrafic Traps). Perangkap-perangkap

tersebut adalah

berupa

batuan

reservoir

yang

menampung minyak dan cairan gas yang telah terakumulasi. Biasanya kumpulan minyak, gas, dan air ditemukan bersamaan dalam suatu formasi. Karena adanya perbedaan berat jenis di antara ketiga unsur itu, minyak dan gas akan berada di atas air di dalam suatu perangkap. Supaya minyak dan gas

bumi

tadi

menampungnya

dapat harus

diproduksi berupa

secara

sistem

ekonomis,

batuan

perangkap

reservoir

yang

yang

memiliki

karakteristik porositas dan memiliki kemampuan tertentu untuk mengalirkan cairan (permeability) dengan tingkat kekentalan tertentu (vicosity) (Wright, 2008).

Walaupun dapat terletak di mana saja di lapisan bawah tanah, minyak dan gas bumi biasanya dapat ditemukan di kedalaman ribuan kaki di bawah permukaan tanah. Namun para geologis akan sulit melakukan identifikasi dengan tepat tanpa melakukan pengeboran eksplorasi mengenai terdapatnya kandungan minyak dan gas pada suatu lokasi tertentu sehingga dapat diproduksi secara ekonomis (Ortoleva, 1994).

Data

yang didapat

memberikan untuk

dari

hasil

analisis

permukaan tanah hanya akan

informasi awal saja, namun data itu tidak cukup memadai

digunakan

sebagai

dasar

dalam

pengambilan

keputusan

untuk

keperluan komersial. Saat ini terdapat beberapa metode yang lebih memadai untuk menganalisis data komposisi di bawah permukaan tanah, termasuk Core Drilling (pengeboran untuk mengambil contoh batuan), Gravity Meters (untuk

mengukur

gravitasi),

Seismic

Survey,

Magnetic

Survey,

dan

penginderaan jarak jauh dengan menggunakan satelit. Metode-metode tadi 23 Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012


24

juga biasa digunakan untuk menganalisis potensi kandungan minyak dan gas lepas pantai (offshore) (Ortoleva, 1994).

Data

hasil

survey

seismik

geologi

dan

geofisik

hanya

dapat

menggambarkan terdapatnya kandungan minyak dan gas bumi pada suatu formasi tertentu. Namun jumlah dan karakteristik minyak dan gas

baru

akan dapat diketahui setelah dilakukan pengeboran eksplorasi. Dalam hal ini pengeboran eksplorasi dilakukan untuk mengetahui nilai keekonomian proyek

dan

metode

produksi

yang

akan

digunakan

pada

tahap

pengembangan, yaitu dapat diketahui besarnya kandungan, jenis kandungan, dan tingkat kesulitan produksi setelah melihat karakteristik kandungan. Data yang

didapat

dari

pengeboran

eksplorasi

kemudian

digunakan

untuk

pembuatan keputusan apakah kegiatan produksi adalah feasible secara komersial. Kemudian dilakukan analisis data untuk dijadikan skenario produksi; yang terdiri dari rencana pengeboran produksi, dan pembangunan dan pengelolaan fasilitas produksi.

Selanjutnya dimulai tahap pengembangan dan produksi, yaitu pembangunan anjungan produksi, jaringan pipa, tangki penyimpanan, fasilitas muat, pompa, gudang peralatan, dan fasilitas perkantoran untuk mendukung kegiatan operasi. Pada tahap ini, kegiatan eksplorasi masih terus dilakukan untuk mencari sumber minyak baru di wilayah kerja yang sama, supaya produksi dapat berkesinambungan.

Wright (2008) menjelaskan bahwa masa produksi minyak dan gas dibagi dalam 3 periode: 1. Produksi awal atau alamiah (primary production). Minyak dan gas bumi dikeluarkan secara alamiah. Dengan menggunakan tekanan pada perangkap secara alami mendorong minyak dan gas untuk ditampung pada fasilitas produksi di permukaan. 2. Produksi sekunder (secondary recovery). Metode yang digunakan adalah dengan menginjeksi kembali gas atau Universitas Indonesia


25

air ke dalam formasi untuk menghasilkan tekanan tertentu, tujuannya adalah untuk menggerakkan minyak dan gas ke arah tertentu dalam wilayah reservoir sehingga dapat keluar dengan tingkat aliran yang diharapkan. 3. Produksi tertier (tertiary recovery). Minyak dan gas dikeluarkan dengan memasukkan bahan kimia tertentu ke dalam

formasi

reservoir, hal

ini bertujuan sama

yaitu untuk

menggerakkan minyak dan gas ke arah tertentu. Produksi sekunder dan tertier memakan biaya produksi yang tinggi karena diperlukan teknologi dan upaya lebih dibanding dengan produksi yang alamiah.

Secara umum, kegiatan operasi minyak dan gas terbagi dalam: 1. Eksplorasi dan Produksi. Upaya pencarian minyak dan gas bumi untuk diproduksi secara ekonomis. 2. Pengolahan. Mengolah produk hydrocarbon menjadi berbagai produk sehingga dapat dipakai oleh konsumen, atau diproses menjadi produk lain. 3. Penyimpanan. Pembangunan atau pencarian tempat untuk menyimpan sementara sebelum diserahkan ke konsumen. 4. Pengangkutan. Mengantarkan hasil produksi ke konsumen, dapat berupa tangki dengan kapal tanker, kereta api, atau bahkan pipa bawah laut. 5. Pemasaran. Memasarkan hasil produksi, yaitu mencari potensi konsumen, dan mengikat dengan perjanjian jual beli.

Gas alam cair atau Liquefied Natural Gas (LNG) merupakan gas alam yang telah dikonversi menjadi cairan supaya mudah untuk disimpan atau dikirim ke tempat lain. LNG ini tidak berbau, tidak berwarna, tidak beracun, dan tidak bersifat korosif.

Proses produksi dimulai dari ekstraksi gas alam yang kemudian dibawa ke area pemrosesan, yaitu membersihkan gas alam dari air, lumpur, dan kondensat

dari

jenis

gas

lain.

Kemudian

sebuah

train

LNG

akan



26

mendinginkan gas alam itu secara bertahap sehingga gas tadi berubah menjadi cairan. LNG akhirnya dapat disimpan di tanki, dan dapat dimuat dan dikapalkan. Produk LNG dapat digunakan sebagai bahan pendukung pembuatan pupuk, bahan bakar kendaraan, dan sebagai pembangkit tenaga listrik untuk keperluan industri (Fan, et. al., 2005).

Saat ini Indonesia memiliki tiga kilang untuk refinery gas alam cair, yaitu Arun, Bontang, dan TGH.

Gambar 3-2 Proses LNG Sumber: AP Indonesia – LNG Process Train 2011

Proyek TGH dijelaskan dalam tulisan ini mengingat pentingnya proyek ini bagi AP Indonesia untuk melakukan ekpansi ke wilayah-wilayah kerja lainnya di sekitar TGH, termasuk wilayah kerja Whiskey Alpha yang akan menggunakan fasilitas dan terminal pengilangan di TGH.

Setelah disetujui oleh pemerintah Indonesia dan rekanan kerja di bulan Maret 2005, proyek LNG (Liquid Natural Gas) TGH telah mengalami



27

kemajuan untuk masuk ke pangsa pasar di tahun 2008. Pada akhir Oktober 2007, proyek senilai 5 milyar dolar Amerika ini telah mencapai tahap penyelesaian sebesar 82,7%. Proyek TGH meliputi fasiltas dan sarana pengilangan LNG, dengan infrastruktur seperti pelabuhan laut dan bandar udara. Proyek TGH berpusat di Teluk BTN yang berada di wilayah kecamatan BBO dan ARN, namun aktivitas proyek diperluas sampai ke Fak Fak, Sorong, dan Manokwari.

Jumlah volume gas secara signifikan ditemukan di sekitar proyek TGH pada tahun 1994.

Pada tahun 1998,

cadangan gas dari

enam lapangan

telah diproyeksikan menjadi 3 PSC. Dengan nilai investasi sebesar 37,16% pada proyek ini, AP Indonesia adalah pelaksana/operator dari proyek TGH di bawah kontrak bagi hasil dengan BP Migas (Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi) dengan beberapa rekanan. Wilayah kerja proyek TGH ini meliputi lapangan BRU dan VRW, lapangan pesisir MTR, dan lapangan di pedalaman WRG, untuk mengolah kandungan gas alam terbukti

(proven) sebesar 14,4 TCF (trilyun kaki kubik). Dengan

melihat kemungkinan yang ada, cadangan TGH dapat lebih dari yang diperkirakan,

yaitu

menghasilkan

23,7

TCF

yang

belum

terbuktikan

(probable).

Cadangan yang telah terbukti pada tiap lapangan, dengan pembagian dari tiap rekanan yang porsi participating interest masing-masing, dijabarkan dalam tabel 3.1. di bawah ini. Gabungan dari lapangan-lapangan ini masih menggunakan dua train untuk proses pencairan gas, dan proyek TGH akan terus dikembangkan di kemudian hari.



28

Tabel 3-1 Cadangan Terbukti pada Tiap Lapangan dan Pembagian Participating Interest tiap Rekanan

WilayahPSC Cadangan terbukti (tcf) Bagian Kontraktor (%) AP Mitsubishi &INPEX China National Offshore Oil Corporation(CNOOC) Kanematsu Gas LNGJapan Nippon Oil &Japanese National Oil Corp. (JNOC)

BRU 10.25

MTR 3.08

WRG Total (tcf) Bagian(%) 1.04 14.37 100.00

48.00 22.86

1.00 -

37.60 -

5.34 2.34

37.16 16.30

12.00 -

64.77 34.23

42.40 20.00 -

2.44 1.44 1.06

16.96 10.00 7.35

17.14

-

-

1.76

12.23

Sumber: AP Indonesia

Pembangunan awal

proyek TGH dimulai

dengan dua

train. Dengan

kapasitas total produksi LNG sebesar 7,6 juta ton per tahun (mtpa). Train merupakan serangkaian proses dengan menggunakan alat-alat tertentu untuk membersihkan dan mencairkan gas.

Selanjutnya proyek TGH diharapkan menghasilkan kondensat gas sebanyak 9

ribu barel per

hari (bpd), untuk

mencapai 3 juta

barel per tahun.

Sebelumnya proyek TGH telah memperoleh pasar tetap guna menjalankan konstruksinya, yaitu dengan

penandatanganan komitmen di

tahun 2002

untuk mensuplai LNG sebanyak 2,6 mtpa ke Provinsi Fujian, Republik Rakyat

Cina. Kemudian diikuti

selama

20 tahun ke

dengan perjanjian penjualan

0,55 mtpa

POSCO dan K-Power dari Korea Selatan yang

dimulai pada tahun 2006. Pada Oktober 2004, perjanjian ditandatangani untuk menjual LNG dari TGH sebanyak 3,7 mtpa selama 20 tahun kepada Sempra Energy LNG Corp. untuk pasar di Amerika Serikat dan Meksiko.

LNG diekspor melalui terminal tanker ke pasar wilayah Asia Pasifik dan Amerika Utara. Pengiriman kargo LNG hasil produksi dari TGH pertama kali pada Juli 2009 menuju Foja di Korea Selatan. Pengiriman pertama itu



29

menandakan

dimulainya

proyek

TGH,

empat

tahun

setelah

AP

menandatangani kontrak PSC dengan pemerintah Indonesia.

3.4. Model Production Sharing Contract Model kontrak minyak dan gas bumi di hasil

(Production

Indonesia adalah kontrak bagi

Sharing Contract). Dalam penyusunannya pemerintah

melakukan perundingan dengan perusahaan kontraktor. Dalam PSC ini pemerintah melakukan bagi hasil produksi bersih menurut porsi tertentu. Namun

secara

umum,

persentase

bagi

hasil

antara

pemerintah

dan

kontraktor adalah sebesar 85:15 (untuk produksi minyak) dan 65:35 (untuk produksi gas). Perhitungan secara detail diatur dalam perjanjian masingmasing. Yang dimaksud dengan hasil produksi bersih adalah selisih antara hasil penjualan minyak dan gas dengan biaya-biaya operasional. Nilai produksi bersih yang kemudian dibagi pemerintah kepada kontraktor disebut sebagai Equity to be Split (ETBS).

Struktur PSC umumnya sudah terancang, namun untuk hal-hal rinci yang menyangkut profit sharing split, bonus, dan lain-lain akan dirundingkan lagi kemudian melalui negosiasi. Beberapa istilah pokok dalam suatu PSC adalah cost

recovery, profit oil, dan tax, dan beberapa hal lain yang

spesifik bergantung pada negara asal kontraktor. PSC di Indonesia tidak mengenal royalti, namun jika dilihat sebenarnya konsep FTP (First Tranche Petroleum) memiliki pengertian yang mendekati dengan royalti.

Setiap tahun dilakukan perhitungan bagi hasil antara pemerintah dengan kontraktor. Pada dasarnya biaya operasional yang timbul dari kontraktor akan diganti oleh pemerintah dengan perhitungan yang disepakati di dalam kontrak PSC. Biaya operasional yang diganti oleh pemerintah dalam perhitungan bagi hasil ini disebut dengan cost recovery. Jadi di sini kontraktor

menalangi

dulu

jumlah

pengeluaran

dalam

kegiatan

operasionalnya.



30

Selain menyediakan dana kontraktor

diwajibkan

untuk menjalankan kegiatan

untuk

keahlian dalam eksplorasi

menyediakan

operasionalnya,

teknologi,

dan eksploitasi. Kegiatan

peralatan

dan

kontraktor PSC

dikontrol oleh pemerintah, dalam hal ini BP Migas. Secara hukum BP Migas

memang bertanggung jawab

perminyakan dan

gas

di

Indonesia,

atas manajemen seluruh tapi

manajemen ini

operasi kemudian

didelegasikan ke masing-masing kontraktor PSC. Kontraktor juga akan menanggung

segala

risiko

yang

mungkin

timbul

dari

kegiatan

operasionalnya, sementara pemerintah tidak memiliki paparan apapun atas risiko kegagalan dalam proses eksplorasi, pengembangan, dan produksi minyak dan gas. Jangka waktu PSC adalah 30 tahun, termasuk di dalamnya 6 sampai dengan 10 tahun untuk proses eksplorasi saja. Setiap akhir dari tiga

tahun,

kontraktor

mempunyai

opsi

untuk

mengambil

atau

mengembalikan wilayah kerjanya ke pemerintah.

Pemerintah akan meminta kontraktor untuk mengembalikan wilayah kerjanya secara bertahap, jadi pada akhir masa eksplorasi tapi belum ditemukan juga cadangan minyak/gas yang komersial maka kontrak bagi hasil ini otomatis habis masa berlakunya.

Dalam hal kontraktor telah menemukan cadangan minyak/gas yang terbukti secara komersial, pemerintah tetap mewajibkan kontraktor untuk terus melakukan eksplorasi. Hal ini diharapkan akan menjadi pendorong untuk kegiatan eksplorasi yang berkesinambungan. Setelah dua tahun berturut-turut menemukan cadangan minyak/gas pada suatu lapangan namun kontraktor tidak melakukan eksplorasi lebih lanjut, maka wilayah kerja itu harus dikembalikan kepada pemerintah.

Kegiatan eksplorasi ini sangat tergantung pada hasil perolehan data. Jika analisis

teknik

dilanjutkan,

menunjukkan

kontraktor

dapat

bahwa

kegiatan

mengajukan

eksplorasi

pemutusan

tidak

dapat

kontrak

tanpa

melakukan klaim cost recovery. Universitas Indonesia


31

Seluruh peralatan yang dibeli atau dimiliki kontraktor dalam rangka PSC ini akan menjadi milik negara saat PSC selesai. Kemudian di dalam PSC terdapat kewajiban kontraktor untuk menjual sebagian tertentu dari hasil produksi ke dalam negeri yang dikenal dengan Domestic Market Obligation (DMO).

3.4.1. Prinsip Cost Recovery Cost recovery adalah penggantian dari pemerintah atas biaya-biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor sebagai bagian dari kesepakatan kontrak. Biayabiaya tersebut antara lain biaya non-modal, penyusutan aset, dan biaya operasi. Penggantian itu didapat dari hasil penjualan (lifting) produksi yang diperoleh

kontraktor. Tentunya terdapat batasan-batasan atas struktur biaya

dan prinsip dasar PSC yang disusun untuk mengatasi masalah keterbatasan modal, teknologi, dan sumber daya manusia dalam kegiatan eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi (Johnston, 2004).

Biaya non-modal merupakan biaya operasi

yang berhubungan dengan

kegiatan operasional selama setahun. Termasuk di dalamnya adalah biaya pekerja,

material,

seismic

survey,

dan

intangible

cost

dari

alat-alat

pengeboran.

Penggantian biaya belum tentu langsung dapat dilakukan pada tahun awal kegiatan produksi. Recoverable cost adalah biaya yang dapat diganti untuk pembayaran pada tahun itu, sementara sisa biaya yang belum dapat diganti disebut unrecoverable cost.

Biaya kontraktor akan mulai diganti oleh pemerintah maksimal 33% bila wilayah kerja yang dikerjakan sudah dinyatakan ekonomis. Jadi biaya-biaya pada tahap eksplorasi tidak akan diganti jika wilayah kerja itu belum dinyatakan ekonomis secara komersial, yaitu memenuhi kriteria ekonomis untuk dieksploitasi selanjutnya.



32

Pemerintah tentunya akan melakukan pemeriksaan terhadap kebenaran biayabiaya dari kontraktor yang diklaim dapat menjadi recovery. Untuk itu pemerintah memberikan pengesahan terhadap biaya-biaya yang termasuk cost recoverable,

selanjutnya

kontraktor

akan

mendapat

penggantian

sesuai

dengan yang disepakati di dalam kontrak PSC.

Dalam industri minyak dan gas, terdapat dua pendekatan dalam hal waktu pengakuan biaya: 1. Succesful Effort Approach Seluruh biaya yang terjadi ditangguhkan dan akan dikapitalisasi sebagai bagian dari cadangan seluruh biaya yang

minyak/gas yang ditemukan. dikeluarkan atas kegiatan

Dalam hal ini,

eksplorasi yang tidak

berhasil sampai tahap produksi harus dibebankan (expense) pada tahun yang

bersangkutan.

Biaya-biaya

(amortisasi) menggunakan metode akuisisi atas wilayah terbukti,

yang

terkapitalisasi

unit produksi, dalam

kerja disusutkan atas

dan biaya pengembangan

disusutkan

hal ini biaya

jumlah cadangan yang

disusutkan atas jumlah cadangan

terbukti yang dikembangkan. 2. Full Cost Approach Seluruh biaya

yang terjadi

langsung dikapitalisasi

walaupun tidak

berhasil menemukan cadangan minyak/gas. Biaya-biaya ini kemudian disusutkan (amortisasi) menggunakan metode unit produksi berdasarkan jumlah volume yang berhasil diproduksi dan jumlah cadangan yang terbukti. Jumlah biaya yang belum disusutkan, yang berhubungan dengan tertundanya pajak penghasilan, tidak boleh melebihi batas atas dari present value atas proyeksi arus kas di masa depan yang didapat dari perhitungan cadangan terbukti setelah pajak penghasilan.

Sesuai dengan kontrak PSC dengan pemerintah, AP menerapkan pendekatan successful effort atas aset yang digunakan pada wilayah kerja Whiskey Alpha.



33

3.4.2. Pengeluaran Akuisisi (Acquisition Expenditures) Pengeluaran-pengeluaran yang dilakukan untuk membeli, menyewa, mendapatkan lahan

atau properti (baik

atas cadangan terbukti

atau

maupun

tidak terbukti). Biaya akuisisi ini tidak dapat dimasukan ke dalam biaya operasi, karena berdasarkan peraturan pemerintah kepemilikan dari sumber daya

alam

tetap

berada

di

tangan

negara

dan

tidak

akan

dipindahtangankan kepada kontraktor.

Dalam hal ini Signature Bonus tidak dapat dianggap sebagai bagian dari biaya operasi yang cost recoverable, namun biaya itu dianggap sebagai beban sehingga dapat dikurangkan di dalam rugi laba untuk keperluan perpajakan.

3.4.3. Pengeluaran Operasi (Operating Expenditures) Pengeluaran atas operasi ini timbul saat terjadinya produksi secara komersial karena ia akan menjadi cost recoverable. Yang termasuk dalam biaya operasi ini adalah biaya non-modal suatu tahun, penyusutan atas biaya-biaya modal suatu tahun, biaya-biaya dari tahun-tahun lalu yang sebelumnya tidak diperbolehkan masuk sebagai cost recoverable.

3.4.4. Pengeluaran Modal dan Non-Modal Pada dasarnya terdapat dua macam pengeluaran yang dilakukan kontraktor, yaitu investasi modal dan investasi non-modal. Istilah modal dan non-modal dipakai untuk menentukan suatu barang atau modal berdasarkan fungsi dan jangka waktu penggunaannya: 1. Investasi modal yaitu barang-barang yang dianggap memiliki penyusutan nilai terhadap umur dari barang itu sendiri, misalnya bangunan, peralatan pengeboran, mesin produksi, alat-alat transportasi, dan fasilitas produksi. 2. Investasi penyusutan

non-modal yaitu investasi nilai

dan

habis

yang dianggap tidak memiliki

dipakai.

Misalnya

biaya

operasional,

pemeliharaan peralatan.



34

Pada model PSC, penentuan suatu investasi itu menjadi investasi modal atau non-modal umumnya tidak didasarkan pada acuan yang baku. Penentuan itu dihasilkan

dari negosiasi dan

perjanjian antara kontraktor

dan

pemerintah, sehingga dapat menghindari kesalahpahaman di kemudian hari.

3.4.5. Pengeluaran Eksplorasi (Exploration Expenditures) Pengeluaran ini dilakukan pada awal proses pencarian sumber gas bumi. Yaitu untuk melakukan penilaian atas wilayah tertentu yang diperkirakan memiliki prospek kandungan minyak dan gas, termasuk di dalamnya biaya pengeboran eksplorasi dan tes stratigrafi eksplorasi. Biaya eksplorasi ini dapat terjadi sebelum dan sesudah terjadinya akuisisi suatu wilayah kerja.

Seluruh pengeluaran yang sifatnya intangible atas kegiatan pengeboran akan dimasukan sebagai biaya operasi tanpa melihat apakah pengeboran itu berhasil atau tidak dalam menemukan cadangan minyak/gas. Sementara pengeliaran pengeboran yang sifatnya tangible akan dikapitalisasi saat pengeboran itu berhasil menemukan cadangan, dan akan dianggap sebagai beban jika pengeboran gagal menemukan cadangan minyak/gas.

3.4.6. Pengeluaran Pengembangan (Development Expenditures) Biaya ini dikeluarkan untuk mendapatkan akses dan mempersiapkan lokasi sumur untuk pengeboran, termasuk di dalamnya adalah pembersihan lahan, pengeringan lahan, pembangunan jalan, pembuatan jalur listrik, dan fasilitas lainnya. Termasuk juga bor dan peralatan pengembangan sumur, platform dan rig.

Biaya ini juga timbul atas perolehan, pembangunan, dan pemasangan fasilitas produksi, seperti pipa jalur aliran minyak/gas, proses pemisahan, tangki penyimpanan, siklus dan pemrosesan gas alam cair, dan sistem pembuangan.

3.4.7. Pengeluaran Produksi (Production Expenditures) Pengeluaran yang terjadi untuk mengoperasikan dan merawat sumur beserta Universitas Indonesia


35

peralatan dan fasilitasnya, termasuk penyusutan. Pengeluaran produksi ini juga dilakukan untuk semua pengeluaran operasi untuk mendukung peralatan dan fasilitas yang berhubungan dengan sumur.

3.4.8. Penyusutan, Penurunan, dan Amortisasi (Depreciation, Depletion, and Amortization) Suatu investasi modal akan mengalami penyusutan nilai karena waktu dan beban karena pemakaian. Dalam menghitung periode penyusutan suatu barang modal adalah jumlah biaya awal (initial cost), dan biaya yang dapat diperoleh kembali (cost recoverable) pada saat barang-barang itu tidak dapat digunakan lagi.

Metode penyusutan yang umumnya sering digunakan antara lain garis lurus, saldo menurun, dan saldo menurun berganda dengan cross over dan writeoff, dan metode unit produksi. Walaupun penyusutan ini tidak memiliki pengaruh penyusutan

langsung akan

terhadap terlihat

perhitungan

pada

rugi

laba.

arus

kas,

namun

pengaruh

Depreciation, Depletion, and

Amortization (DD&A) akan dihitung pada awal tahun saat aset mulai digunakan. Metode yang digunakan untuk menghitung DD&A ini adalah dengan saldo menurun , yaitu bila di tahun terakhir nilai sisa sudah penuh terganti sehingga tidak perlu memperhitungkan jumlah cadangan.

3.4.9. Pengeluaran untuk Inventori Barang-barang non-modal

yang dibeli untuk persediaan akan menjadi

recoverable saat barang-barang itu mendarat di Indonesia.

3.4.10. First Tranche Petroleum First Tranche Petroleum (FTP) pada dasarnya adalah sistem jumlah produksi setiap tahun yang disisihkan sebelum diambil untuk cost recovery. Besarnya FTP ini adalah 20% produksi sebelum cost recovery. Dari 20% itu, dibagi lagi antara pemerintah dengan kontraktor dengan porsi 85:15. Dengan tingkat pajak 48%, pemerintah akan menerima 71,1538%, dan kontraktor akan menerima 28,8462%. Universitas Indonesia


36

3.4.11. Domestic Market Obligation Domestic Market Obligation (DMO) adalah kewajiban kontraktor dari pemerintah untuk menyerahkan atau menjual sebagian hasil produksinya kepada negara untuk memenuhi kebutuhan

bahan bakar dalam

negeri. Jumlah yang

diserahkan adalah maksimum 25% dari minyak dan gas yang dihasilkan pada satu tahun. Dalam penjualan ini digunakan harga pasar atau harga tertentu yang telah disepakati, dan kontraktor akan mendapatkan fee. Untuk wilayah kerja yang baru dikembangkan, kontraktor mendapat kebebasan dari kewajiban DMO ini sampai dengan 60 bulan ke depan. Setelah itu dari awal produksi dan seterusnya setiap tahun, besarnya DMO akan dihitung dengan formula 25% x Share Split x Unit Produksi.

3.5. Pengembangan Wilayah Kerja Whiskey Alpha Wilayah

kerja

Whiskey

Alpha terletak sekitar 400 km sebelah barat dari

provinsi Papua Barat. Walaupun secara jarak wilayah kerja Whiskey Alpha itu lebih dekat dengan provinsi Papua Barat, namun secara administratif wilayah itu memiliki kabupaten sendiri dan merupakan bagian dari provinsi

Maluku.

Wilayah Whiskey Alpha meliputi luas area luas kurang lebih 16.400 km persegi. Lapangan itu memiliki kedalaman laut antara 200 meter sampai dengan 2.500 meter, dengan tipe cadangan gas alam.

Gambar 3-3 Peta Wilayah Kerja Sumber: Geo Expro Indonesia: The Eastern Frontier



37

Sejumlah deposit gas Whiskey Alpha di

alam teridentifikasi pada tahun 2007. Sebuah

saat penemuan lapangan

konsorsium antara pemerintah,

beberapa perusahaan energi internasional, dan universitas mulai melakukan preliminary pemerintah

joint study untuk mengumumkan

lelang

pengkajian lapangan ini. (bid)

untuk

Selanjutnya

pelaksanaan

technical

feasibility study kepada perusahaan-perusahaan energi, di mana pemerintah mendapatkan signature bonus

sebesar AS$ 19,35

juta dari perusahaan

yang memenangkan lelang tadi. Atas hasil technical feasibility study tadi pemerintah kemudian melakukan tender untuk kontrak PSC, di mana AP Indonesia akhirnya memenangkan investasi

untuk

kontrak PSC dengan

melakukan eksplorasi

nilai komitmen

Whiskey Alpha selama 3 tahun

sebesar AS$ 64,5 juta.

AP melakukan survey seismik 2 dimensi dan 3 dimensi pada pertengahan tahun 2011. Hasil kesimpulan studi kelayakan teknis wilayah kerja Whiskey Alpha adalah jumlah cadangan gas terbukti (proven) mendekati 7 TCF, dan cadangan belum terbukti (probable) mendekati 11 TCF. Cadangan minyak di wilayah kerja Whiskey Alpha belum dapat dipastikan proven atau bahkan probable. Namun jika ada pun, cadangan minyak itu jumlahnya sedikit dan tidak layak untuk diproduksi secara komersial.

Tujuan utama dari proyek Whiskey Alpha ini adalah untuk mengeksplorasi cadangan gas Dalam

studi

yang kemudian dieksploitasi kasus

ini,

proyek

Whiskey

untuk mendapatkan revenue. Alpha

masih

pada

tahap

pengeboran eksplorasi dalam suatu rangkaian eksplorasi minyak dan gas. Dengan memanfaatkan fasilitas TGH LNG yang

sudah ada, Whiskey

Alpha diharapkan dapat memproduksi gas alam cair 300 juta kubik kaki per hari.

Secara umum prinsip-prinsip PSC antara AP dengan pemerintah atas wilayah kerja Whiskey Alpha adalah sebagai berikut: 1. Hak partisipasi adalah 100% untuk AP sebagai kontraktor. Universitas Indonesia


38

2. AP bertanggung jawab atas manajemen operasi. 3. AP menyediakan seluruh dana dan teknologi yang dibutuhkan dalam operasi. 4. AP menanggung biaya dan resiko operasional dan finansial. 5. AP akan memperoleh cost recovery setelah produksi komersial. 6. Hasil produksi─setelah dikurangi biaya operasi─dibagi antara negara dan kontraktor. Untuk hasil produksi minyak, pembagian umumnya 85% untuk negara dan 15% untuk kontraktor. Untuk hasil produksi gas pembagiannya adalah 65% untuk negara dan 35% untuk kontraktor. 7. Jangka waktu PSC ini adalah 30 tahun. 8. PSC

akan

berakhir

secara

otomatis

dalam

hal

AP

tidak

dapat

menemukan cadangan minyak dan gas bumi dalam jumlah komersial dalam kurun waktu selama-lamanya 10 tahun terhitung sejak PSC berlaku secara efektif. 9. AP wajib mengembalikan sebagian wilayah kerjanya kepada negara. 10. Seluruh barang operasi atau peralatan yang dibeli AP menjadi milik negara setelah tiba di wilayah pabean Indonesia. 11. Kepemilikan atas minyak yang dihasilkan berada di tangan negara dan beralih di “point of export”. 12. AP

wajib

membayar

pajak

penghasilan

secara

langsung

kepada

pemerintah Indonesia. Ketentuan pajak yang berlaku adalah hukum pajak Indonesia yang berlaku dengan memperhatikan Persetujuan Penghindaran Pajak Berganda antara Republik Indonesia dan Kerajaan Inggris. Atas Pajak Pertambahan Nilai (PPN), AP akan menyetor sendiri PPN atas semua jasa dan barang yang dipakai dalam operasi namun pada akhir tahun seluruhnya akan direstitusi. Karena PPN kepada kontraktor tidak dipungut lagi karena komponen PPN sudah termasuk dalam bagian bagi hasil yang diterima negara. 13. AP wajib memenuhi kebutuhan minyak dan gas bumi dalam negeri atau Domestic Market Obligation (DMO) secara proporsional. 14. PSC berlaku efektif setelah adanya persetujuan dari Presiden, tanpa harus mendapatkan persetujuan lebih lanjut dari DPR.



39

BAB 4 ANALISIS DAN PEMBAHASAN

4.1. Analisis Kelayakan Proyek Whiskey Alpha Dengan minimnya jumlah data yang dimiliki, awalnya AP Indonesia perlu melakukan penilaian atas potensi wilayah kerja baru. Hasil data seismik dapat digunakan untuk melakukan estimasi atas jumlah cadangan, kemudian data itu digunakan untuk melakukan kuantifikasi dan mengoptimalkan Net Present Value.

4.1.1. Perencanaan Investasi Layaknya proyek Whiskey Alpha ditentukan dari perkiraan kebutuhan dana investasi awal sampai dengan proyek itu selesai 30 tahun kemudian. Nilai investasi yang dilakukan atas proyek Whiskey Alpha ini adalah 100% equity, antara lain: 1. Biaya Pembangunan dan Pengerjaan (Exploration/Development/Workover Cost) Biaya ini dikeluarkan untuk operasi pengeboran minyak dan gas bumi, misalnya

untuk

pembelian

atau

penyewaan

alat-alat

berat

untuk

pengeboran dan alat pendukungnya, juga untuk pemeliharaan dari alatalat itu selama proyek berlangsung.

Dalam

pengembangan

wilayah

kerja

Whiskey

Alpha,

proyeksi

kebutuhan dana investasi AP adalah AS$ 3.023.837, seperti yang ditunjukkan di dalam Tabel 4.1. Sebagai awal dari kegiatan eksplorasi, AP sudah mengeluarkan dana sebesar AS$ 102.000 untuk akuisisi data seismik yang merupakan hasil joint study antara pemerintah, beberapa perusahaan minyak dan gas, dan universitas. Kemudian berdasarkan perkiraan kandungan hasil dari survey seismik tadi, untuk melakukan lifting atas seluruh cadangan 11 TCF, diperlukan kurang lebih 78 sumur baik untuk eksplorasi maupun untuk infill dengan nilai total AS$ 2.075.926.000 selama periode PSC. Sumur infill tadi diperlukan untuk Universitas Indonesia


40

mengantisipasi penurunan cadangan gas dari wilayah kerja Whiskey Alpha. Pekerjaan workover untuk ke-78 sumur itu diproyeksikan akan menghabiskan AS$ 473.915.000. Sementara untuk pembangunan dan pemeliharaan fasilitas produksi akan menyerap dana sebesar AS$ 473.894.000.

Sebenarnya biaya fasilitas ini tidak seluruhnya diserap untuk wilayah kerja Whiskey Alpha saja. Karena AP akan mengoptimalkan fasilitas di TGH untuk produksi gas dari Whiskey Alpha, hampir 60% dari biaya fasilitas

itu

akan

digunakan

untuk

menambah

pembangunan

dan

pemeliharaan fasilitas di terminal TGH yang didedikasikan untuk pengilangan gas hasil dari wilayah kerja Whiskey Alpha.

Tabel 4-1 Nilai Investasi Wilayah Kerja Whiskey Alpha Dalam ribuan AS$

Pengeluaran Modal Akuisisi Data Pengeboran Eksplorasi Pengeboran Infill Workovers Fasilitas Fasilitas Sumur Infill Fasilitas Lain Total Pengeluaran Modal

102 490.767 1.585.159 473.915 371.052 95.044 7.798 3.023.837

Sumber: Plan of Development – Whiskey Alpha, AP Indonesia

2. Biaya Operasional (Operating Expenses) Yang termasuk

ke

dalam

biaya

ini

adalah

biaya

atas

kegiatan

operasional proyek Whiskey Alpha, seperti biaya pemeliharaan sumur gas, pemeliharaan jalur pipa, dan biaya produksi gas selama proyek berlangsung. Kemudian terdapat biaya Umum dan Administrasi (General & Administration Expenses). Biaya ini dikeluarkan untuk hal-hal umum dan administratif yang terjadi baik di kantor Jakarta maupun di wilayah kerja Whiskey Alpha selama proyek berlangsung.



41

Biaya operasi sebesar AS$ 1.052.440 paling banyak diserap oleh bagian teknik untuk mendukung aktivitas pengeboran dan produksi sebanyak AS$ 714.398.

Pengapalan,

pekerjaan

subsurface,

dan

fungsi-fungsi

administratif lain akan menyerap dana sebesar AS$ 338.041.

Dalam

hal

upah

tenaga

kerja,

terutama

untuk

pekerjaan

yang

berhubungan dengan fasilitas-fasilitas produksi, akan terjadi tumpang tindih pembiayaan dengan proyek TGH karena fasilitas TGH sudah memiliki plan of development sendiri. Untuk menghindari hal yang demikian, AP mengaplikasikan time allocation pada pekerja-pekerjanya yang melakukan pekerjaan multi proyek. Beban operasional untuk proyek Whiskey Alpha ini dijabarkan pada Tabel 4-4 di bawah ini.

Tabel 4-2 Beban Operasional Proyek Whiskey Alpha dalam ribuan AS$ Operasional Drilling & Completion Engineering & Construction Operations Marine & Logistic Subsurface Safety & Organization Risk Finance, Legal, Human Resources Information Technology Infrastructure Special Items Total Beban Operasional

182.684 246.564 285.150 141.329 63.757 31.816 58.142 35.995 7.003 1.052.440


4.1.2. Proyeksi Penerimaan Penerimaan AP Indonesia atas investasi di wilayah kerja Whiskey Alpha ini hanya berasal dari penjualan gas saja. Berbeda dengan minyak bumi yang dijual berdasarkan volume atau beratnya, gas alam cair dijual berdasarkan unit energi yang mampu dihasilkan. Unit energi yang umum digunakan adalah British Thermal Units (Btu), Therms, Joules (J), Cubic Feet



42

(CF). Saat diproduksi, gas alam itu mengandung metan, ditambah dengan hidrokarbon lain, dan beberapa jenis gas kotor (seperti karbondioksida dan lain-lain). Menurut Fan (2005), semakin sedikit kandungan gas kotor akan meningkatkan jumlah energi yang akan dihasilkan sehingga membuat harga gas alam tersebut menjadi tinggi.

Proyeksi produksi wilayah kerja Whiskey Alpha selama periode PSC dari tahun 2011 sampai dengan tahun 2040 dengan jumlah sumur 78 buah ditunjukkan

pada

Tabel

4-2.

Terlihat

bahwa

Whiskey

Alpha

akan

mengalami peak production mulai tahun 2018 sampai dengan 2026. Pada kurva penurunan plot produksi Whiskey Alpha (Gambar 4-1) menunjukkan bahwa jumlah produksi turun mulai tahun 2027 yang sebagian besar dikarenakan menurunnya cadangan, kemudian ditambah dengan turunnya tekanan reservoir setelah cadangan gas dipompa dari berbagai sumur walaupun sudah menggunakan teknologi tinggi.

Produksi gas di sini ditunjukkan dalam satuan BCF (billion cubic feet), sementara hasil lifting gas akan dijual dalam satuan MMSCF (million standard

cubic

feet).

Meningkatnya

jumlah

produksi

sebagian

besar

dikarenakan meningkatnya tekanan reservoir saat cadangan gas dipompa dari berbagai sumur.

Satuan MMSCF ini umumnya digunakan di negara-negara produsen gas alam cair di Asia. Walaupun sebenarnya sebanding dengan MMSCF, umumnya negara-negara di Eropa dan Amerika menggunakan satuan MMBTU (million British thermal unit).



43

Tabel 4-3 Proyeksi Produksi Whiskey Alpha dalam trilyun kaki kubik

Tahun

Produksi Gas (BCF)

Tahun

Produksi Gas (BCF)

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

2,86 57,63 102,70 172,74 415,48 564,25 577,13 600,73 623,09 625,16 615,08 860,98

2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040

953,47 784,61 713,92 602,03 518,75 418,23 417,27 414,08 316,81 300,13 167,82 71,29 3,49 2,38 0,73


Pada saat Pertamina menjadi regulator untuk industri hulu migas, seluruh gas domestik harus dijual dahulu ke Pertamina melalui perjanjian suplai gas. Kemudian Pertamina menjual gas itu kepada end-user. Harga dan jumlah gas yang dijual ditetapkan di awal perjanjian, dan berlaku seterusnya sampai perjanjian berakhir. Namun sekarang kontraktor dapat menjual langsung ke end-user, dengan melakukan negosiasi atas syarat dan ketentuan dengan pembeli yang kemudian disetujui oleh BP Migas.

Dalam hal penentuan harga, sebenarnya terdapat mekanisme buyer-market yaitu harga yang ditawarkan ditentukan oleh pembeli. Kemudian kontraktor melakukan negosiasi hingga mencapai kesepakatan harga, lalu usulan tersebut disampaikan ke BP Migas. Selanjutnya BP Migas akan melakukan beberapa evaluasi terhadap usulan

itu,

terutama

pada

sisi

teknik

dan

ekonomi.



Gas Production (BCF) 1,100.00 1,000.00 900.00 800.00 700.00 600.00 500.00 400.00 300.00 200.00 100.00

20 11 20 12 20 13 20 14 20 15 20 16 20 17 20 18 20 19 20 20 20 21 20 22 20 23 20 24 20 25 20 26 20 27 20 28 20 29 20 30 20 31 20 32 20 33 20 34 20 35 20 36 20 37 20 38 20 39 20 40

-

Gambar 4-1 Kurva Penurunan Plot Produksi Whiskey Alpha Sumber: Olahan Penulis dari Plan of Development – Whiskey Alpha, AP Indonesia

44



Gambar 4-2 menggambarkan fluktuasi harga gas alam cair di Indonesia selama satu tahun. Berdasarkan data dari World Bank, harga gas alam cair di

Indonesia

per

April

2012

adalah

AS$ 3,52

per

MMBTU

(http://www.indexmundi.com). Indonesia LNG Price 3.9

3.8

3.7

Price (US$)/mmscf

3.6

3.5 Price 3.4

3.3

3.2

3.1

3 May-11

Jun-11

Jul-11

Aug-11

Sep-11

Oct-11

Nov-11

Dec-11

Jan-12

Feb-12

Mar-12

Apr-12

Month

Gambar 4-2 Harga Gas Alam Cair Mei 2011 – April 2012 Sumber: IndexMundi.com

Menurut Gde Pradnyana, Kepala Divisi Humas Sekuriti dan Formalitas BP Migas, harga jual rata-rata gas alam cair di luar negeri adalah 60% lebih tinggi

dibanding

harga

jual

rata-rata

untuk

pasar

domestik

(http://www.mediaindonesia.com). Melihat harga gas alam cair yang cukup fluktuatif itu, dalam penelitian ini penulis menggunakan angka terakhir yang berlaku pada bulan April 2012 dalam menentukan proyeksi penerimaan selama tahun ke depan. Tabel 4-3 menggambarkan proyeksi penerimaan dari proyek Whiskey Alpha selama kurun waktu PSC.



46

Tabel 4-4 Proyeksi Penerimaan Proyek Whiskey Alpha dalam trilyun kaki kubik Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040

Produksi Gas (BCF)

Sum ur Sumur Produksi G as Eksplorasi Infill (A S$ 3.52/1 mmscf)

2,86 57,63 102,70 172,74 415,48 564,25 577,13 600,73 623,09 625,16 615,08 860,98 953,47 784,61 713,92 602,03 518,75 418,23 417,27 414,08 316,81 300,13 167,82 71,29 3,49 2,38 0,73 10.902,83

3 0 -2 0 1 -2 0 0 0 1 0 0 0 1 -1 0 0 2 0 0 0 2 2 1 2 2 2 3 3 1

0 2 1 2 2 1 2 -1 1 -1 1 1 -1 2 5 3 2 -1 2 -1 4 3 3 3 2 1 3 3 3 0

10.067.200,00 202.857.600,00 361.492.243,20 608.044.800,00 1.462.484.672,00 1.986.160.000,00 2.031.497.600,00 2.114.569.600,00 2.193.276.800,00 2.200.563.200,00 2.165.081.036,80 3.030.646.542,39 3.356.214.400,00 2.761.827.200,00 2.512.998.400,00 2.119.145.600,00 1.826.000.000,00 1.472.169.600,00 1.468.790.400,00 1.457.561.600,00 1.115.171.200,00 1.056.457.600,00 590.726.400,00 250.940.800,00 12.284.800,00 8.377.600,00 2.569.600,00 38.377.976.494,39

Sumber: Olahan penulis

4.1.3. Tingkat Diskonto Tingkat diskonto merupakan tingkat pengembalian yang digunakan untuk mengkonversikan jumlah arus kas yang dikeluarkan atau diterima di masa yang akan datang menjadi nilai sekarang. Secara teori, tingkat diskonto harus

mencerminkan

pengembalian

modal

opportunity yang

dapat

cost

dari

dihasilkan

modal, jika

yaitu

ditempatkan

tingkat untuk

penggunaan lain dengan risiko yang sama. Tingkat diskonto ini akan



47

menjadi fungsi risiko dari proyeksi arus kas, dengan tingkat yang lebih tinggi pada aset yang berisiko dan tingkat lebih rendah pada proyek yang aman (Damodaran, 2006).

Berdasarkan

hasil

wawancara

dengan

narasumber,

Senior

Commercial

Analyst di AP Indonesia, tingkat diskonto yang digunakan atas investasi di Indonesia ditentukan oleh AP p.l.c. yaitu sebesar 14%.

4.1.4. Proyeksi Laba Rugi Proyeksi Rugi Laba (Lampiran 2) memperlihatkan bahwa perusahaan mengalami kerugian sebesar AS$ 29.880.589 di tahun ke 1, AS$ 30.549.603 di tahun ke 2, AS$ 31.092.451 di tahun ke 3, dan AS$ 20.150.458 di tahun ke 4. Perusahaan akan mengalami laba di tahun ke 5 sampai dengan tahun ke 27. Pajak penghasilan dengan tarif 48% mulai dipungut di tahun ke 5 ini, dan porsi perusahaan atas PPh adalah sesuai dengan kontrak PSC yaitu 35%.

Kemudian perusahaan akan kembali dilanda kerugian di tahun ke 28 sampai tahun ke 30 karena produksi yang semakin menurun seiring dengan turunnya cadangan gas

alam

cair, sementara biaya operasional

terus

berjalan.

4.1.5. Proyeksi Arus Kas Dengan proyeksi arus kas, dapat dilihat apakah proyek Whiskey Alpha ini layak atau tidak layak untuk dijalankan. Seperti yang telah dijelaskan di bab-bab sebelumnya bahwa Net Present Value merupakan satu indikator yang utama dalam melihat suatu investasi itu layak untuk dijalankan atau tidak, kemudian diikuti dengan Internal Rate of Return, Payback Period, dan Profitability Index.



48

Tabel 4-5 Proyeksi Arus Kas Proyek Whiskey Alpha T ah un 2 01 0 2 01 1 2 01 2 2 01 3 2 01 4 2 01 5 2 01 6 2 01 7 2 01 8 2 01 9 2 02 0 2 02 1 2 02 2 2 02 3 2 02 4 2 02 5 2 02 6 2 02 7 2 02 8 2 02 9 2 03 0 2 03 1 2 03 2 2 03 3 2 03 4 2 03 5 2 03 6 2 03 7 2 03 8 2 03 9 2 04 0 NPV IRR PI PBP

Arus Ka s (3.023 .8 37 .30 2,80 ) (29 .6 79 .00 0,00 ) (30 .3 61 .45 3,00 ) (30 .9 16 .84 4,42 ) (19 .9 86 .55 8,17 ) 162 .4 60 .83 7,92 275 .0 18 .81 4,45 479 .1 74 .42 3,32 1.190 .5 97 .93 3,28 1.626 .1 94 .35 9,81 1.663 .8 19 .27 2,27 1.732 .8 50 .82 8,35 1.798 .2 25 .68 9,67 1.804 .2 59 .03 7,85 1.774 .6 07 .05 6,24 2.494 .5 73 .52 2,41 2.765 .3 85 .85 7,12 2.270 .6 30 .78 0,83 2.062 .8 83 .66 0,25 1.731 .7 25 .93 1,10 1.485 .3 27 .28 1,48 1.191 .7 09 .29 9,19 1.188 .7 77 .20 0,39 1.179 .2 20 .89 9,34 894 .1 17 .24 7,24 845 .1 30 .54 4,68 457 .6 24 .83 0,86 174 .8 41 .53 1,95 (28 .5 35 .05 8,94 ) (32 .4 72 .43 2,77 ) (38 .6 76 .67 8,09 )

Disk on to 1 4% 1 ,0 000 0 ,8 772 0 ,7 695 0 ,6 750 0 ,5 921 0 ,5 194 0 ,4 556 0 ,3 996 0 ,3 506 0 ,3 075 0 ,2 697 0 ,2 366 0 ,2 076 0 ,1 821 0 ,1 597 0 ,1 401 0 ,1 229 0 ,1 078 0 ,0 946 0 ,0 829 0 ,0 728 0 ,0 638 0 ,0 560 0 ,0 491 0 ,0 431 0 ,0 378 0 ,0 331 0 ,0 291 0 ,0 255 0 ,0 224 0 ,0 196

Presen t Valu e (3.023.8 37 .3 02 ,80 ) (26.0 34 .2 10 ,53 ) (23.3 62 .1 52 ,20 ) (20.8 67 .9 89 ,35 ) (11.8 33 .6 46 ,91 ) 84.3 77 .0 68 ,40 125.2 94 .8 72 ,23 191.4 95 .9 83 ,56 417.3 74 .8 86 ,20 500.0 67 .6 82 ,26 448.8 04 .9 48 ,85 410.0 22 .6 17 ,34 373.2 38 .1 10 ,12 328.5 00 .3 38 ,99 283.4 22 .4 74 ,42 349.4 80 .9 74 ,75 339.8 42 .8 33 ,46 244.7 73 .3 02 ,92 195.0 68 .6 20 ,11 143.6 43 .8 32 ,82 108.0 74 .9 71 ,88 76.0 62 .1 24 ,26 66.5 56 .9 99 ,92 57.9 14 .0 03 ,34 38.5 19 .2 69 ,32 31.9 37 .6 17 ,47 15.1 69 .9 25 ,45 5.0 84 .0 94 ,53 (7 27 .8 51 ,76 ) (7 26 .5 64 ,44 ) (7 59 .1 08 ,10 )

Kum u latif (3 .02 3.83 7.3 02 ,80 ) (3 .04 9.87 1.5 13 ,33 ) (3 .07 3.23 3.6 65 ,53 ) (3 .09 4.10 1.6 54 ,88 ) (3 .10 5.93 5.3 01 ,79 ) (3 .02 1.55 8.2 33 ,39 ) (2 .89 6.26 3.3 61 ,16 ) (2 .70 4.76 7.3 77 ,60 ) (2 .28 7.39 2.4 91 ,40 ) (1 .78 7.32 4.8 09 ,14 ) (1 .33 8.51 9.8 60 ,29 ) (92 8.49 7.2 42 ,95 ) (55 5.25 9.1 32 ,83 ) (22 6.75 8.7 93 ,84 ) 5 6.66 3.6 80 ,58 40 6.14 4.6 55 ,34 74 5.98 7.4 88 ,80 99 0.76 0.7 91 ,71 1 .18 5.82 9.4 11 ,83 1 .32 9.47 3.2 44 ,64 1 .43 7.54 8.2 16 ,53 1 .51 3.61 0.3 40 ,79 1 .58 0.16 7.3 40 ,71 1 .63 8.08 1.3 44 ,05 1 .67 6.60 0.6 13 ,37 1 .70 8.53 8.2 30 ,83 1 .72 3.70 8.1 56 ,29 1 .72 8.79 2.2 50 ,82 1 .72 8.06 4.3 99 ,06 1 .72 7.33 7.8 34 ,62 1 .72 6.57 8.7 26 ,52

1.726 .5 78 .72 6,52 18 ,1 3% 1,57 1 3,03


Dari indikator Net Present Value, proyek Whiskey Alpha ini dapat dikatakan layak untuk dijalankan karena dengan tingkat diskonto 14%, didapat nilai Net Present Value yang positif sebesar AS$ 1.726.578.726,52, yang lebih besar dari present value atas arus kas keluar. Dengan indikator Internal Rate of Return juga terlihat bahwa proyek Whiskey Alpha ini layak untuk dijalankan. Proyeksi arus kas menghasilkan Internal Rate of Return 18,13%. Jangka waktu pengembalian atas investasi pada proyek Whiskey Alpha ini adalah 13,03 tahun. Mengingat jangka waktu ekonomis dari proyek ini adalah 30 tahun, maka dapat dikatakan bahwa berdasarkan jangka waktu pengembalian proyek ini layak untuk dijalankan. Dari Tabel



49

4-5 terlihat bahwa arus kas kumulatif pada 13 tahun pertama proyek bernilai negatif, dan belum ada pengembalian investasi. Kemudian pada tahun

ke

14,

terjadi

arus

kas

masuk

dengan

nilai

kumulatif

AS$ 56.663.680,58, sedangkan arus kas masuk yang aktual adalah sebesar AS$ 1.774.607.056,24.

Hitungan Payback Period adalah sebagai berikut:

13 +

56.663.680,58 = 13,03 tahun 1.774.607.056,24

Selanjutnya kelayakan investasi dilihat dari Profitability Index, yaitu mengukur rasio antara present value dari arus kas dengan nilai investasi awal. Nilai profitability index yang didapat adalah 1,57, dengan hitungan:

4.750.416.029,32 = 1,57 3,023,837,000

Berdasarkan indikator Profitability Index, dapat dikatakan bahwa proyek Whiskey Alpha ini layak untuk dijalanan karena Profitability Index yang dihasilkan lebih dari 1.

Setelah menerapkan berbagai tingkat diskonto, dapat dilihat pada Tabel 4-6 bahwa Net Present Value menjadi negatif jika tingkat diskonto sama dengan atau lebih besar dari 19%.

Tabel 4-6 Proyeksi Net Present Value dengan Tingkat Diskonto ≤ 19%

Diskonto 16% 17% 18% 19%

NPV 776.023.515,90 386.046.915,81 42.566.909,34 -260.715.923,34




50

4.1.6. Ilustrasi Perhitungan Bagi Hasil PSC Whiskey Alpha Dalam sebuah kontrak PSC, perusahaan wajib untuk memulai aktivitasnya yang telah disusun dalam Plan of Development dalam waktu sedikitnya 6 bulan dari tanggal dimulainya kontrak selama tiga tahun pertama periode eksplorasi.

Dalam ilustrasi perhitungan kontrak PSC Whiskey Alpha akan digunakan dasar perhitungan model PSC standar dengan istilah komersial yang berlaku antara lain: 1. Porsi bagi hasil pemerintah dengan perusahaan adalah 65% dan 35%. 2. First tranche of petroleum adalah 20% per tahun. 3. Cost recovery adalah maksimal 33% dari beban operasional yang menghasilkan (successful effort). 4. Tidak ada investment credit untuk lapangan gas. 5. Domestic Market Obligation adalah 25% dari hasil produksi sebelum pajak. 6. Tarif pajak penghasilan adalah 48%.



51

Tabel 4-7 Ilustrasi Perhitungan Kotrak PSC Whiskey Alpha

Keterangan Produksi: - BP Migas - AP Total Produksi

AS$ 24,945,684,721 24,945,684,721

FTP 20% Total Produksi setelah FTP

4,989,136,944 19,956,547,777

Cost Recovery Investment Credit Total Cost Recovery Equity to be Split

347,305,102 347,305,102 19,609,242,675

Bagian FTP BP Migas (65%) Bagian Ekuitas BP Migas (65%) Domestic Market Obligation (25%) Total Bagian BP Migas

3,242,939,014 12,746,007,739 2,182,747,413 18,171,694,166

Over/ Under Produksi BP Migas

6,773,990,555

Bagian untuk AP FTP Ekuitas

1,746,197,930 6,863,234,936

Domestic Market Obligation

(2,182,747,413)

Cost Recovery Investment Credit

347,305,102 6,773,990,555

Over /Under Produksi AP

(6,773,990,555)


Penerapan model PSC di sini dilakukan untuk melihat seberapa besar keuntungan yang akan diraih perusahaan setelah diberikan insentif dan dilakukan bagi hasil dengan pemerintah dengan menggunakan asumsi-asumsi pada ilustrasi perhitungan bagi hasil PSC Whiskey Alpha di atas.



52

Atas hasil penerapan bagi hasil dengan pemerintah, diketahui bahwa perusahaan akan mengalami kerugian sebesar AS$ 19.975.423 di tahun pertama, AS$ 20.426.634 di tahun ke 2, AS$ 20.793.116 di tahun ke 3, dan AS$ 17.427.015 di tahun ke 4. Kemudian perusahaan juga akan mengalami kerugian di tahun ke 28 sebesar AS$ 24.306.750, di tahun ke 29 sebesar AS$ 25.299.927, dan di tahun ke 30 sebesar AS$ 40.623.749. Proyeksi rugi laba dengan menerapkan sistem bagi hasil dengan pemerintah dapat dilihat pada Lampiran 2.

4.2. Analisis Sensitivitas Proyek Whiskey Alpha Walaupun proyeksi yang dilakukan perusahaan untuk menilai kelayakan suatu proyek sudah akurat, namun seringkali perusahaan masih dihadapi oleh ketidakpastian. Pada suatu proyek minyak dan gas pada umumnya, unsur yang paling tidak pasti dan cukup mempengaruhi Net Present Value dari proyek itu adalah harga dari komoditas minyak dan gas. Kemudian diikuti dengan ketidakpastian jumlah produksi. Sehingga sebenarnya proyeksi yang dilakukan perusahaan itu dapat berubah lagi demi mengimbangi terjadinya risiko ketidakpastian tadi.

4.2.1. Analisis Sensitivitas terhadap Ketidakpastian Harga Gas Alam Cair Perubahan harga gas alam cair menyebabkan perubahan pada Net Present Value dan Internal Rate of Return yang signifikan. Analisis dilakukan dengan asumsi: 1. Tidak ada perubahan pada biaya. 2. Jumlah kebutuhan dana tetap, dan dapat dipenuhi oleh ekuitas seluruhnya. 3. Jumlah produksi gas alam cair tetap. 4. Tingkat diskonto tetap pada 14%.

Terhadap harga gas alam cair sebesar AS$ 4/MMSCF, Net Present Value meningkat menjadi AS$ 2.400.149.926,75, dan Internal Rate of Return meningkat menjadi 19,43%. Payback Period proyek menjadi 12,09 tahun, dan Profitability Index menjadi 1,79. Seperti yang terlihat pada Tabel 4-8.



53

Tabel 4-8 Proyeksi Arus Kas dengan Harga Gas Alam Cair AS$ 4/MMSCF Tahun 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 NPV IRR PI PBP

Arus Kas (3.023.837.302,80) (29.679.000,00) (30.361.453,00) (30.916.844,42) (18.613.758,17) 185.245.324,32 316.031.752,59 548.159.869,72 1.356.523.466,98 1.851.533.239,81 1.894.301.909,07 1.972.758.361,15 2.047.062.912,07 2.053.922.935,45 2.020.245.341,14 2.838.414.148,31 3.146.163.636,32 2.583.972.630,43 2.347.994.751,45 1.972.152.631,90 1.692.495.281,48 1.358.733.631,99 1.355.418.147,59 1.344.587.888,14 1.020.638.488,84 964.990.461,48 524.645.426,06 203.311.906,35 (26.859.858,94) (31.330.032,77) (38.326.278,09)

Diskonto 14% 1,0000 0,8772 0,7695 0,6750 0,5921 0,5194 0,4556 0,3996 0,3506 0,3075 0,2697 0,2366 0,2076 0,1821 0,1597 0,1401 0,1229 0,1078 0,0946 0,0829 0,0728 0,0638 0,0560 0,0491 0,0431 0,0378 0,0331 0,0291 0,0255 0,0224 0,0196

Present Value (3.023.837.302,80) (26.034.210,53) (23.362.152,20) (20.867.989,35) (11.020.839,10) 96.210.616,67 143.979.815,12 219.065.142,66 475.541.584,47 569.361.177,70 510.976.213,33 466.788.908,42 424.886.540,65 373.956.492,06 322.653.362,34 397.651.836,83 386.637.243,39 278.551.458,36 222.029.048,48 163.586.834,30 123.148.872,47 86.722.631,45 75.886.857,11 66.035.521,84 43.969.903,22 36.467.142,75 17.391.608,73 5.911.964,62 (685.121,96) (701.003,46) (752.230,79)

Kumulatif (3.023.837.302,80) (3.049.871.513,33) (3.073.233.665,53) (3.094.101.654,88) (3.105.122.493,98) (3.008.911.877,31) (2.864.932.062,19) (2.645.866.919,54) (2.170.325.335,07) (1.600.964.157,37) (1.089.987.944,04) (623.199.035,62) (198.312.494,97) 175.643.997,08 498.297.359,42 895.949.196,25 1.282.586.439,64 1.561.137.898,00 1.783.166.946,48 1.946.753.780,78 2.069.902.653,25 2.156.625.284,70 2.232.512.141,81 2.298.547.663,64 2.342.517.566,86 2.378.984.709,61 2.396.376.318,34 2.402.288.282,96 2.401.603.161,00 2.400.902.157,54 2.400.149.926,75

2.400.149.926,75 19,43% 1,79 12,09


Alasan dari peningkatan ini adalah bahwa harga gas alam cair merupakan unsur penentu utama atas pendapatan dari proyek. Semakin besar pendapatan, maka semakin ekonomis proyek itu untuk dijalankan.

Namun ketika harga gas alam cair diturunkan menjadi AS$ 2/MMSCF, maka terjadi penurunan yang drastis pada nilai Net Present Value menjadi AS$ -409.109.091,25, serta perubahan Internal Rate of Return menjadi 12,76%.



54

Payback Period tidak akan pernah terjadi sepanjang usia proyek, dan Profitability Index menjadi 0,86. Proyeksi arus kas dengan harga gas alam cair AS$ 2/MMSCF diuraikan pada Tabel 4-9 di bawah ini. Skenario ini membuat proyek menjadi tidak layak untuk dijalankan karena Net Present Value yang dihasilkan negatif, Profitability Index lebih kecil dari 1.

Tabel 4-9 Proyeksi Arus Kas dengan Harga Gas Alam Cair AS$ 2/MMSCF Tahun 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 NPV IRR PI PBP

Arus Kas (3.023.837.302,80) (29.679.000,00) (30.361.453,00) (30.916.844,42) (24.333.758,17) 85.087.565,36 145.144.510,35 260.720.509,72 665.167.076,58 912.621.239,81 933.957.589,07 973.143.641,15 1.010.241.152,07 1.013.656.695,45 996.752.487,38 1.405.744.873,72 1.559.589.556,32 1.278.381.590,43 1.160.031.871,45 970.374.711,90 829.295.281,48 662.798.911,99 661.080.867,59 655.558.768,14 493.466.648,84 465.574.141,48 245.392.946,06 84.685.346,35 (33.839.858,94) (36.090.032,77) (39.786.278,09)

Diskonto 14% 1,0000 0,8772 0,7695 0,6750 0,5921 0,5194 0,4556 0,3996 0,3506 0,3075 0,2697 0,2366 0,2076 0,1821 0,1597 0,1401 0,1229 0,1078 0,0946 0,0829 0,0728 0,0638 0,0560 0,0491 0,0431 0,0378 0,0331 0,0291 0,0255 0,0224 0,0196

Present Value (3.023.837.302,80) (26.034.210,53) (23.362.152,20) (20.867.989,35) (14.407.538,29) 44.191.815,17 66.125.886,39 104.193.646,43 233.180.341,68 280.638.280,06 251.929.278,01 230.262.695,59 209.684.746,76 184.555.854,28 159.191.329,35 196.939.911,50 191.660.535,36 137.809.144,01 109.693.930,30 80.490.994,78 60.340.953,37 42.303.851,48 37.012.452,15 32.195.861,45 21.258.928,63 17.594.120,73 8.134.595,08 2.462.505,91 (863.162,78) (807.507,54) (780.886,25)

Kumulatif (3.023.837.302,80) (3.049.871.513,33) (3.073.233.665,53) (3.094.101.654,88) (3.108.509.193,17) (3.064.317.378,00) (2.998.191.491,61) (2.893.997.845,17) (2.660.817.503,49) (2.380.179.223,43) (2.128.249.945,43) (1.897.987.249,84) (1.688.302.503,08) (1.503.746.648,79) (1.344.555.319,44) (1.147.615.407,95) (955.954.872,58) (818.145.728,57) (708.451.798,27) (627.960.803,48) (567.619.850,11) (525.315.998,63) (488.303.546,48) (456.107.685,03) (434.848.756,40) (417.254.635,68) (409.120.040,59) (406.657.534,68) (407.520.697,46) (408.328.205,01) (409.109.091,25)

(409.109.091,25) 12,76% 0,86 40,28




55

Uji coba sensitivitas juga dilakukan pada pertumbuhan harga gas alam cair. Dengan harga awal AS$ 3,52/MMSCF, dan kenaikan harga gas alam cair 0,5% setiap tahun, Net

Present

Value yang dihasilkan adalah AS$

1.892.048.367,09, dan Internal Rate of Return sebesar 18,44%. Payback Period

tentunya

menjadi

lebih

cepat

yaitu

13,08

tahun,

dan

nilai

Profitability Index menjadi 1,63. Proyeksi arus kas dengan kenaikkan harga 0,5% per tahun diuraikan pada Tabel 4-10 di bawah ini:

Tabel 4-10 Proyeksi Arus Kas dengan Pertumbuhan Harga 0,5% per Tahun Tahun 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 NPV IRR PI PBP

Arus Kas (3.023.837.302,80) (29.679.000,00) (30.361.453,00) (30.916.844,42) (19.900.758,17) 164.364.349,92 279.290.995,51 487.797.604,12 1.214.795.406,95 1.663.750.839,81 1.707.034.766,67 1.782.831.564,35 1.855.250.886,47 1.866.675.012,25 1.841.134.091,73 2.594.860.371,63 2.884.378.913,12 2.375.078.064,03 2.163.860.505,05 1.821.885.943,90 1.567.331.281,48 1.261.302.771,19 1.261.682.614,79 1.255.014.102,54 954.742.008,84 905.060.503,08 492.531.390,86 190.262.984,75 (27.592.758,94) (31.806.032,77) (38.464.978,09)

Diskonto 14% 1,0000 0,8772 0,7695 0,6750 0,5921 0,5194 0,4556 0,3996 0,3506 0,3075 0,2697 0,2366 0,2076 0,1821 0,1597 0,1401 0,1229 0,1078 0,0946 0,0829 0,0728 0,0638 0,0560 0,0491 0,0431 0,0378 0,0331 0,0291 0,0255 0,0224 0,0196

Present Value (3.023.837.302,80) (26.034.210,53) (23.362.152,20) (20.867.989,35) (11.782.846,42) 85.365.692,88 127.241.220,44 194.942.128,45 425.857.529,70 511.616.598,17 460.462.060,94 421.848.927,98 385.074.208,78 339.864.377,26 294.047.506,57 363.530.809,53 354.466.086,56 256.032.688,07 204.617.105,16 151.122.458,37 114.041.724,20 80.504.002,26 70.638.812,44 61.636.365,98 41.131.031,40 34.202.380,11 16.327.052,16 5.532.524,16 (703.816,25) (711.653,87) (754.953,06)

Kumulatif (3.023.837.302,80) (3.049.871.513,33) (3.073.233.665,53) (3.094.101.654,88) (3.105.884.501,30) (3.020.518.808,42) (2.893.277.587,97) (2.698.335.459,52) (2.272.477.929,83) (1.760.861.331,66) (1.300.399.270,71) (878.550.342,73) (493.476.133,95) (153.611.756,70) 140.435.749,87 503.966.559,40 858.432.645,96 1.114.465.334,02 1.319.082.439,18 1.470.204.897,56 1.584.246.621,75 1.664.750.624,01 1.735.389.436,45 1.797.025.802,43 1.838.156.833,83 1.872.359.213,94 1.888.686.266,10 1.894.218.790,26 1.893.514.974,01 1.892.803.320,15 1.892.048.367,09

1.892.048.367,09 18,44% 1,63 13,08




56

Sementara pada penurunan harga gas alam cair 0,5% setiap tahun, hasil Net Present Value adalah AS$ 1.643.843.906,24, dan Internal Rate of Return adalah 17,97%. Kemudian Payback Period dari proyek adalah 13,01 tahun, dan Profitability Index adalah 1,54.

Tabel 4-11 Proyeksi Arus Kas dengan Penurunan Harga 0,5% per Tahun Tahun 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 NPV IRR PI PBP

Arus Kas (3.023.837.302,80) (29.679.000,00) (30.361.453,00) (30.916.844,42) (20.029.458,17) 161.509.081,92 272.882.723,93 474.862.832,92 1.178.499.196,45 1.607.416.119,81 1.642.211.525,07 1.707.860.460,35 1.769.713.091,27 1.773.051.050,65 1.741.343.538,49 2.444.430.097,80 2.705.889.329,12 2.218.407.139,23 2.012.395.237,85 1.686.645.924,70 1.444.325.281,48 1.156.912.563,19 1.152.324.493,19 1.141.324.297,74 863.804.866,44 815.165.565,48 440.171.550,86 167.130.805,55 (29.006.208,94) (32.805.632,77) (38.782.528,09)

Diskonto 14% 1,0000 0,8772 0,7695 0,6750 0,5921 0,5194 0,4556 0,3996 0,3506 0,3075 0,2697 0,2366 0,2076 0,1821 0,1597 0,1401 0,1229 0,1078 0,0946 0,0829 0,0728 0,0638 0,0560 0,0491 0,0431 0,0378 0,0331 0,0291 0,0255 0,0224 0,0196

Present Value (3.023.837.302,80) (26.034.210,53) (23.362.152,20) (20.867.989,35) (11.859.047,15) 83.882.756,16 124.321.698,12 189.772.911,12 413.133.564,45 494.293.224,31 442.976.392,81 404.109.462,02 367.320.060,78 322.818.319,86 278.109.958,35 342.456.057,37 332.531.206,91 239.143.610,34 190.294.377,59 139.904.520,04 105.091.595,73 73.841.185,26 64.516.093,66 56.052.822,02 37.213.388,28 30.805.236,15 14.591.362,10 4.859.879,71 (739.869,52) (734.019,72) (761.185,62)

Kumulatif (3.023.837.302,80) (3.049.871.513,33) (3.073.233.665,53) (3.094.101.654,88) (3.105.960.702,03) (3.022.077.945,87) (2.897.756.247,76) (2.707.983.336,64) (2.294.849.772,19) (1.800.556.547,88) (1.357.580.155,07) (953.470.693,05) (586.150.632,27) (263.332.312,41) 14.777.645,94 357.233.703,31 689.764.910,22 928.908.520,56 1.119.202.898,15 1.259.107.418,19 1.364.199.013,92 1.438.040.199,18 1.502.556.292,83 1.558.609.114,86 1.595.822.503,13 1.626.627.739,28 1.641.219.101,38 1.646.078.981,10 1.645.339.111,58 1.644.605.091,86 1.643.843.906,24

1.643.843.906,24 17,97% 1,54 13,01




57

4.2.2. Analisis Sensitivitas terhadap Ketidakpastian Produksi Gas Alam Cair Ketidakpastian jumlah produksi dapat terjadi pada setiap proyek minyak dan gas, hal ini terutama dikarenakan terbatasnya data reservoir dan terbatasnya periode eksplorasi awal yang hanya 3 tahun pertama setelah kontrak PSC ditandatangani.

Selanjutnya jumlah produksi juga dapat lebih besar dari yang telah diperkirakan, tergantung dari kondisi tiap-tiap sumur, metode eksploitasi yang digunakan, dan kesinambungan cadangan di dalam suatu wilayah kerja. Jumlah produksi bahkan bisa lebih kecil dari yang sudah diproyeksikan karena adanya perubahan aliran gas ke daerah batuan reservoir lain di sekitarnya yang tidak diprediksi sebelumnya, sehingga gas tidak dapat terangkat dalam kapasitas penuh. Bahkan jumlah produksi bisa lebih kecil dari yang diperkirakan karena kesalahan interpretasi data reservoir.

Uji coba sensitivitas perubahan jumlah produksi dilakukan untuk mengantisipasi ketidakpastian-ketidakpastian pada jumlah produksi karena aspek-aspek di atas dengan asumsi: 1. Tidak ada perubahan pada biaya. 2. Jumlah kebutuhan dana tetap, dan masih dapat dipenuhi oleh ekuitas seluruhnya. 3. Harga gas alam cair tetap pada AS$ 3,52/MMSCF. 4. Tingkat diskonto tetap pada 14%.

Pada jumlah produksi mendekati 12 TCF, dihasilkan Net Present Value sebesar AS$ 2.283.531.921,97, dengan tingkat Internal Rate of Return 19,35%. Payback Period menjadi lebih cepat yaitu 12,10 tahun, dan Profitability Index menjadi 1,76%. Tabel 4-10 menggambarkan proyeksi arus kas pada skenario ini.



58

Tabel 4-12 Proyeksi Arus Kas dengan Produksi Gas 11.996,33 TCF Tahun 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040

Arus Kas (3.023.837.302,80) (29.679.000,00) (30.361.453,00) (30.916.844,42) 117.384.442,73 262.309.677,01 393.628.734,45 597.784.343,32 1.309.207.853,28 1.744.804.279,81 1.782.429.192,27 1.851.460.748,35 1.916.835.609,67 1.922.868.957,85 1.893.216.976,24 2.613.183.442,41 2.883.995.777,12 2.389.240.700,83 2.181.493.580,25 1.850.335.851,10 1.603.937.201,48 1.310.319.219,19 1.307.387.120,39 1.297.830.819,34 1.012.727.167,24 963.740.464,68 576.234.750,86 293.451.451,95 94.874.008,34 91.597.762,82 86.435.503,59

NPV IRR PI PBP

Diskonto 14% 1,0000 0,8772 0,7695 0,6750 0,5921 0,5194 0,4556 0,3996 0,3506 0,3075 0,2697 0,2366 0,2076 0,1821 0,1597 0,1401 0,1229 0,1078 0,0946 0,0829 0,0728 0,0638 0,0560 0,0491 0,0431 0,0378 0,0331 0,0291 0,0255 0,0224 0,0196

Present Value (3.023.837.302,80) (26.034.210,53) (23.362.152,20) (20.867.989,35) 69.501.013,41 136.235.426,60 179.331.956,20 238.896.934,42 458.954.667,65 536.541.174,76 480.799.240,52 438.087.785,47 397.856.678,65 350.095.574,55 302.365.663,51 366.097.807,28 354.419.002,35 257.559.415,98 206.284.508,76 153.482.331,63 116.705.234,00 83.632.529,62 73.197.706,38 63.739.184,45 43.629.077,31 36.419.905,18 19.101.756,78 8.533.069,38 2.419.977,97 2.049.482,33 1.696.471,73

Kumulatif (3.023.837.302,80) (3.049.871.513,33) (3.073.233.665,53) (3.094.101.654,88) (3.024.600.641,47) (2.888.365.214,87) (2.709.033.258,67) (2.470.136.324,26) (2.011.181.656,61) (1.474.640.481,84) (993.841.241,32) (555.753.455,85) (157.896.777,20) 192.198.797,35 494.564.460,85 860.662.268,14 1.215.081.270,48 1.472.640.686,46 1.678.925.195,22 1.832.407.526,85 1.949.112.760,85 2.032.745.290,48 2.105.942.996,86 2.169.682.181,31 2.213.311.258,61 2.249.731.163,79 2.268.832.920,57 2.277.365.989,94 2.279.785.967,91 2.281.835.450,24 2.283.531.921,97

2.283.531.921,97 19,35% 1,76 12,10


Kemudian dilakukan juga uji coba sensitivitas terhadap jumlah produksi yang lebih kecil, yaitu mendekati 8 TCF. Hasilnya adalah, Net Present Value menjadi AS$ 292.979.564,03, dan Internal Rate of Return yang dihasilkan adalah 14,78%. Kemudian Payback Period dari proyek menjadi 18,03 tahun, dan Profitability Index menjadi 1,10 seperti pada Tabel 4-11 berikut ini:



59

Tabel 4-13 Proyeksi Arus Kas dengan Produksi Gas 7.961,76 TCF Tahun 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 NPV IRR PI PBP

Arus Kas (3.023.837.302,80) (29.679.000,00) (30.361.453,00) (30.916.844,42) (30.053.758,17) (30.172.434,64) (30.969.613,01) 100.703.889,74 809.109.586,95 1.230.827.959,81 1.268.452.872,27 1.337.484.428,35 1.402.859.289,67 1.408.892.637,85 1.379.240.656,24 2.099.207.122,41 2.370.019.457,12 1.875.264.380,83 1.667.517.260,25 1.336.359.531,10 1.089.960.881,48 796.342.899,19 793.410.800,39 783.854.499,34 498.750.847,24 449.764.144,68 62.258.430,86 (40.801.498,27) (40.819.858,94) (40.850.032,77) (41.246.278,09)

Diskonto 14% 1,0000 0,8772 0,7695 0,6750 0,5921 0,5194 0,4556 0,3996 0,3506 0,3075 0,2697 0,2366 0,2076 0,1821 0,1597 0,1401 0,1229 0,1078 0,0946 0,0829 0,0728 0,0638 0,0560 0,0491 0,0431 0,0378 0,0331 0,0291 0,0255 0,0224 0,0196

Present Value (3.023.837.302,80) (26.034.210,53) (23.362.152,20) (20.867.989,35) (17.794.237,47) (15.670.617,08) (14.109.339,08) 40.245.032,86 283.640.692,07 378.489.373,93 342.157.309,96 316.472.056,91 291.176.215,00 256.516.220,47 220.278.510,81 294.091.532,98 291.255.603,84 202.152.926,06 157.682.324,62 110.848.836,77 79.307.431,49 50.827.439,71 44.421.311,71 38.496.732,99 21.486.576,02 16.996.658,44 2.063.821,04 (1.186.438,21) (1.041.203,60) (914.011,63) (809.541,70)

Kumulatif (3.023.837.302,80) (3.049.871.513,33) (3.073.233.665,53) (3.094.101.654,88) (3.111.895.892,36) (3.127.566.509,44) (3.141.675.848,51) (3.101.430.815,65) (2.817.790.123,58) (2.439.300.749,65) (2.097.143.439,69) (1.780.671.382,78) (1.489.495.167,78) (1.232.978.947,31) (1.012.700.436,50) (718.608.903,52) (427.353.299,68) (225.200.373,62) (67.518.049,00) 43.330.787,77 122.638.219,26 173.465.658,97 217.886.970,68 256.383.703,67 277.870.279,69 294.866.938,13 296.930.759,17 295.744.320,96 294.703.117,36 293.789.105,73 292.979.564,03

292.979.564,03 14,78% 1,10 18,03


4.2.3. Analisis Multi Sensitivitas terhadap Harga Gas Alam Cair, Jumlah Produksi, dan Tingkat Diskonto Dari berbagai kemungkinan yang terjadi, setiap investasi tentunya memiliki risiko. Untuk proyek minyak dan gas, risiko rentan yang dapat mempengaruhi kelayakan investasi adalah harga komoditas dan jumlah produksi. Walaupun tiap unsur harus diperhitungkan secara akurat sebelum proyek dijalankan, namun uji sensitivitas perlu dilakukan lagi untuk melihat seandainya kedua unsur itu berubah secara simultan.



60

Pada skenario base optimistic, uji coba dilakukan dengan pertumbuhan harga sebesar 0,5% per tahun dari harga saat ini AS$ 3,52/MMSCF. Jumlah produksi dinaikkan menjadi 12 TCF, sementara tingkat diskonto diturunkan menjadi 13%.

Pada Tabel 4-14 terlihat hasilnya adalah Net Present Value menjadi AS$ 3.019.658.958,80, nilai Internal Rate of Return menjadi 19,51%. Payback Period dari proyek akan terjadi setelah 11,06 tahun, dan nilai Profitability Index adalah 2.

Tabel 4-14 Proyeksi Arus Kas dengan Uji Coba Multi Sensitivitas I Tahun 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 NPV IRR PI PBP

Arus Kas (3.023.837.302,80) (29.679.000,00) (30.361.453,00) (30.916.844,42) 117.925.575,53 263.942.560,21 396.607.224,98 603.106.813,72 1.322.485.950,11 1.764.930.359,81 1.805.553.259,47 1.878.135.916,35 1.947.201.488,07 1.956.098.705,05 1.928.670.733,99 2.665.685.587,02 2.946.019.505,12 2.444.160.022,43 2.234.846.162,65 1.898.448.497,50 1.648.140.321,48 1.348.485.555,19 1.347.377.907,59 1.339.433.980,94 1.046.914.588,04 997.748.963,88 597.900.030,86 305.542.658,35 99.814.965,14 96.592.425,22 91.409.490,79

Diskonto 13% 1,0000 0,8850 0,7831 0,6931 0,6133 0,5428 0,4803 0,4251 0,3762 0,3329 0,2946 0,2607 0,2307 0,2042 0,1807 0,1599 0,1415 0,1252 0,1108 0,0981 0,0868 0,0768 0,0680 0,0601 0,0532 0,0471 0,0417 0,0369 0,0326 0,0289 0,0256

Present Value (3.023.837.302,80) (26.264.601,77) (23.777.471,22) (21.426.924,04) 72.325.963,95 143.257.447,09 190.497.798,27 256.356.970,49 497.466.132,12 587.518.548,76 531.894.952,16 489.625.625,80 449.230.848,02 399.365.918,91 348.465.575,96 426.218.475,70 416.850.687,57 306.052.616,79 247.648.470,91 186.169.440,52 143.029.399,34 103.561.655,80 91.572.203,66 80.559.565,01 55.722.245,31 46.995.924,60 24.922.353,13 11.270.777,56 3.258.361,32 2.790.411,22 2.336.888,47

Kumulatif (3.023.837.302,80) (3.050.101.904,57) (3.073.879.375,79) (3.095.306.299,83) (3.022.980.335,89) (2.879.722.888,80) (2.689.225.090,52) (2.432.868.120,03) (1.935.401.987,91) (1.347.883.439,15) (815.988.486,99) (326.362.861,19) 122.867.986,83 522.233.905,74 870.699.481,70 1.296.917.957,41 1.713.768.644,98 2.019.821.261,76 2.267.469.732,67 2.453.639.173,19 2.596.668.572,53 2.700.230.228,33 2.791.802.431,99 2.872.361.996,99 2.928.084.242,30 2.975.080.166,90 3.000.002.520,03 3.011.273.297,59 3.014.531.658,91 3.017.322.070,13 3.019.658.958,60

3.019.658.958,60 19,51% 2,00 11,06




61

Selanjutnya pada skenario pessimistic, dilakukan uji coba pada perubahan harga gas alam cair yang turun menjadi AS$ 3/MMSCF, dan jumlah produksi turun menjadi mendekati 9 TCF, sementara tingkat diskonto dinaikkan menjadi 15%. Hasilnya adalah Net Present Value menjadi AS$ -182.027.343,10, kemudian Internal Rate of Return menjadi 14,47%. Selanjutnya Payback Period dari proyek tidak pernah terjadi sepanjang usia proyek, dan Profitability Index adalah 0,94. Sehingga dapat dikatakan pada skenario ini proyek tidak layak untuk dijalankan karena menghasilkan Net Present Value yang negatif. Gambaran proyeksi arus kas pada skenario ini dapat dilihat pada Tabel 4-12.

Tabel 4-15 Proyeksi Arus Kas dengan Uji Coba Multi Sensitivitas II Tahun 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 NPV IRR PI

Arus Kas (3.023.837.302,80) (29.679.000,00) (30.361.453,00) (30.916.844,42) (30.053.758,17) (30.172.434,64) 22.120.366,99 214.134.993,17 798.685.271,78 1.169.917.239,81 1.201.969.749,07 1.260.791.001,15 1.316.492.032,07 1.321.629.815,45 1.296.338.914,26 1.909.919.511,02 2.140.716.596,32 1.719.017.110,43 1.541.853.311,45 1.259.103.671,90 1.048.735.281,48 798.606.271,99 796.089.507,59 787.913.328,14 544.892.568,84 503.122.301,48 172.859.186,06 (33.941.213,65) (40.819.858,94) (40.850.032,77) (41.246.278,09)

Diskonto 15% 1,0000 0,8696 0,7561 0,6575 0,5718 0,4972 0,4323 0,3759 0,3269 0,2843 0,2472 0,2149 0,1869 0,1625 0,1413 0,1229 0,1069 0,0929 0,0808 0,0703 0,0611 0,0531 0,0462 0,0402 0,0349 0,0304 0,0264 0,0230 0,0200 0,0174 0,0151

Present Value (3.023.837.302,80) (25.807.826,09) (22.957.620,42) (20.328.327,06) (17.183.333,78) (15.001.032,55) 9.563.245,08 80.501.275,47 261.091.632,09 332.563.496,48 297.108.539,19 270.998.480,96 246.061.773,96 214.801.793,40 183.209.839,05 234.718.575,09 228.767.186,15 159.741.189,30 124.589.640,16 88.471.323,40 64.078.018,23 42.430.492,16 36.779.804,14 31.653.965,07 19.035.431,09 15.283.666,75 4.566.133,60 (779.624,86) (815.327,27) (709.504,31) (622.944,79)

Kumulatif (3.023.837.302,80) (3.049.645.128,89) (3.072.602.749,30) (3.092.931.076,36) (3.110.114.410,14) (3.125.115.442,69) (3.115.552.197,61) (3.035.050.922,14) (2.773.959.290,05) (2.441.395.793,57) (2.144.287.254,38) (1.873.288.773,42) (1.627.226.999,47) (1.412.425.206,07) (1.229.215.367,02) (994.496.791,93) (765.729.605,78) (605.988.416,48) (481.398.776,32) (392.927.452,92) (328.849.434,69) (286.418.942,53) (249.639.138,39) (217.985.173,32) (198.949.742,22) (183.666.075,48) (179.099.941,88) (179.879.566,73) (180.694.894,01) (181.404.398,32) (182.027.343,10)

(182.027.343,10) 14,47% 0,94




62

4.2.4. Hasil Analisis Sensitivitas Dengan konfigurasi dana investasi didapat dari 100% ekuitas, perusahaan harus mempertahankan supaya jumlah produksi tidak kurang dari 8 TCF dengan unsur lain ceteris paribus. Mengingat cadangan Whiskey Alpha yang bersifat proven itu sebanyak 7 TCF, dan dapat dinaikkan dengan cadangan yang masih

probable menjadi 11 TCF, perusahaan harus

mengusahakan cadangan probable itu menjadi proven. Karena dari hasil produksi itu perusahaan dapat bertahan cukup walaupun terjadi penurunan harga dan kenaikan tingkat diskonto.

Rangkuman dari hasil analisis sensitivitas harga gas alam cair, jumlah produksi, dan tingkat diskonto dapat dilihat pada Tabel 4-13 berikut ini:



63

Tabel 4-16 Hasil Analisis Sensitivitas No. Skenario 1 Harga: AS$ 3,52/MMSCF Jumlah produksi: 10.902 BCF Diskonto: 14%

NPV

IRR

PI

PBP

Kesimpulan

1.726.578.726,52 18,13%

1,57 13,03 tahun

Layak

2 Harga: AS$ 4/MMSCF Jumlah produksi: 10.902 BCF Diskonto: 14%

2.400.149.926,75 18,43%

1,79 12,09 tahun

Layak

3 Harga: AS$ 2/MMSCF Jumlah produksi: 10.902 BCF Diskonto: 14%

(409.109.091,25) 12,76%

0,86

4 Harga: AS$ 3,52/MMSCF, pertumbuhan 0,5% per tahun Jumlah produksi: 10.902 BCF Diskonto: 14%

1.892.048.367,09 18,44%

1,63 13,08 tahun

Layak

5 Harga: AS$ 3,52/MMSCF, turun 0,5% per tahun Jumlah produksi: 10.902 BCF Diskonto: 14%

1.643.843.906,24 17,97%

1,54 13,01 tahun

Layak

6 Harga: AS$ 3,52/MMSCF Jumlah produksi: 11.996,33 BCF Diskonto: 14%

2.283.531.921,97 19,35%

1,76 12,10 tahun

Layak

292.979.564,03 14,78%

1,10 18,03 tahun

Layak

8 Harga: AS$ 3,52/MMSCF, pertumbuhan 0,5% per tahun Jumlah produksi: 11.996,33 BCF Diskonto: 13%

3.019.658.958,60 19,51%

2,00 12,06 tahun

Layak

9 Harga: AS$ 3/MMSCF Jumlah produksi: 8.979,45 BCF Diskonto: 15%

(182.027.343,10) 14,47%

0,94

7 Harga: AS$ 3,52/MMSCF Jumlah produksi: 7.961,76 BCF Diskonto: 14%

-

-

Tidak layak

Tidak layak




BAB 5 KESIMPULAN DAN SARAN

5.1. Kesimpulan •

Berdasarkan proyeksi arus kas, proyek gas Whiskey Alpha ini memiliki nilai Net Present Value yang positif yaitu sebesar AS$ 2.691.022.746,48, dan nilai Internal Rate of Return yang melebihi biaya investasi yaitu 19,94%. Jangka waktu pengembalian investasi adalah 12,16 tahun, dan Profitability Index lebih besar dari 1 yaitu 1,89. Dapat disimpulkan bahwa proyek wilayah kerja Whiskey Alpha ini layak untuk dijalankan.

Sistem bagi hasil dengan pemerintah akan menyebabkan menurunnya laba

yang

akan

diterima.

Terutama

penerapan

First

Tranche

of

Petroleum yang mengurangi jumlah produksi. Sementara insentif Cost Recovery 33% tidak terlihat secara signifikan mengimbangi perhitungan rugi laba proyek. •

Berdasarkan hasil uji sensitivitas terhadap perubahan harga dan jumlah produksi, diketahui bahwa proyek Whiskey Alpha ini cukup sensitif. Untuk tetap memperoleh Net Present Value yang positif dan Internal Rate

of

Return

lebih

dari

biaya

modal,

perusahaan

sebaiknya

mengusahakan jumlah produksi yang maksimal yaitu 11 TCF demi mengantisipasi turunnya harga gas alam cair di kemudian hari.

5.2. Keterbatasan Penelitian •

Di dalam tulisan ini tidak dilakukan analisis terhadap risiko jika terjadi kegagalan

produksi,

karena

jumlah

produksi

dalam

tulisan

ini

diasumsikan dihasilkan dari cadangan yang optimal. •

Data yang disajikan merupakan data proyeksi, sehingga tidak dapat ditentukan kebutuhan dana investasi selanjutnya.



65

5.3. Saran Berikut ini saran yang diharapkan dapat bermanfaat bagi berbagai pihak: 5.3.1. Saran untuk Perusahaan •

Dengan sifat cadangan yang depletive, pada saat penurunan produksi terjadi secara alamiah, usaha optimal perlu dilakukan sehingga perusahaan perlu melakukan antisipasi atas bertambahnya capital expenditures terutama pada sumur-sumur eksplorasi yang mahal.

•

Untuk itu juga, sebaiknya perusahaan mulai mengembangkan studi kelayakan atas produksi minyak bumi yang ditemukan di Whiskey Alpha. Walaupun jumlahnya kecil, produksi minyak bumi ini dapat dijadikan sebagai buffer untuk mengantisipasi turunnya cadangan gas alam cair.

•

Karena perusahaan merupakan kantor regional yang juga memberikan servis untuk subsidiari-subsidiari di Asia Pasifik, harus diidentifikasi lebih lanjut biaya mana yang memang dapat dibebankan ke dalam proyek Whiskey Alpha karena akan berpengaruh ke laba bersih yang akan menentukan arus kas.

•

Melihat jumlah investasi yang besar pada wilayah kerja Whiskey Alpha, AP perlu mempertimbangkan kemungkinan partnership dengan menjual sebagian hak partisipasinya kepada pihak lain.

5.3.2. Saran untuk Investor •

Investor perlu mempertimbangkan bahwa Whiskey Alpha merupakan wilayah kerja/akses yang baru terhadap cadangan, investasi ini tentunya akan menemukan lebih banyak ketidakpastian dibanding wilayah kerja lain yang sudah berjalan beberapa tahun.

•

Tulisan ini hanya melihat arus kas pada investasi, sementara pos rugi laba tidak terlalu dibahas. Investor sebaiknya lebih ketat dalam melihat rugi laba dari proyek ini karena akan menentukan dividen.



66

5.3.3. Saran untuk Penelitian Selanjutnya •

Tulisan ini tidak memasukan analisis risiko pada investasi Whiskey Alpha. Perlu dilakukan analisis risiko atas investasi ini untuk melihat seberapa besar pengaruh risiko terhadap keputusan investasi.

•

Kemudian penelitian selanjutnya dapat menggunakan model Real Options Valuation mengingat investasi di bidang minyak dan gas ini memiliki ketidakpastian yang tinggi.



67

DAFTAR REFERENSI Alfian. AP plans third LNG train for TGH project in 2011. The Jakarta Post 17 December 2010. Anthony, Robert N., David Hawkins, and Kenneth A. Merchant. Accounting: Text and cases. New York: McGraw Hill. 2007. AP Annual Report and Form 20-F. 2011. Biro Riset Lembaga Manajemen Fakultas Ekonomi Universitas Indonesia. Analisis industri minyak dan gas di Indonesia: Masukan bagi pengelola BUMN. 2011. http://www.lmfeui.com/ Bodie, Zvi, Alex Kane, and Alan J. Marcus. Investments and portfolio management. New York: McGraw-Hill. 2011. Bredin, Don, John Elder, and Stilianos Fountas. The effects of uncertainty about oil price in G-7. Research on Banking and Finance Subject Area. University College Dublin: UCD Business School. 2008. Couët, William Bailey Benoît, Ashish Bhandari, Soussan Faiz, Sundaram Srinivasan, Helen Weeds. Unlocking The Value of Real Options. Schlumberger Oilfield Review – Winter 2003/2004. 2003.http://www.slb.com Damodaran, Aswath. On valuation (2nd ed.). New Jersey: John Wiley & Sons. 2006. Fan, Li, Billy W. Harris, A. (Jamal) Jamaluddin, Jairam Kamath, Robert Mott, Gary A. Pope, Alexander Shandrygin, Curtis Hays Whitson. Understanding Gas-Condensate Reservoirs. Schlumberger Oilfield Review – Winter 2005/2006. 2005. http://edces.netne.net Fostering LNG Trade: Developments in LNG Trade and Pricing. Brussels: Energy Charter Secretariat. 2009. Ikatan Akuntan Indonesia. Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan No. 2. http://www.iaiglobal.or.id/ Indonesia Harusnya Mampu Menjadi Superpower Panas Bumi. 28 Februari 2012. http://www.esdm.go.id/berita/panas-bumi/45-panasbumi/5516-indonesiaharusnya-mampu-menjadi-superpower-panas-bumi-.html.



68

Indonesian Liquified Natural Gas Monthly Price - US Dollars per Cubic Meter http://www.indexmundi.com Johnston, Daniel.International petroleum fiscal systems and production sharing contracts. Tulsa: PennWell Publishing Company. 1994. Keown, Arthur J., John H. Martin, John W. Petty, and David F. Scott. Financial management: Principles and applications. New Jersey: Prentice Hall. 2002. Ortoleva, Peter. Basin compartments and seals. Tulsa: The American Association of Petroleum Geologist. 1994. Pannell, D.J. Sensitivity analysis of normative economic models: Theoretical framework and practical strategies, agricultural economics. Agricultural and Resource Economics, University of Western Australia. 1997. Peterson, Pamela, Frank J. Fabozzi. Capital budgeting: Theory and practice. New York: John Wiley & Sons. 2002. Ross, Stephen A., Randolph W. Westerfield, and Jeffrey Jaffe. Corporate finance. New York: McGraw-Hill. 2010. Saltelli, A., Ratto, M., Andres, T., Campolongo, F., Cariboni, J., Gatelli, D. Saisana, M., and Tarantola, S. Global sensitivity analysis. The primer. New York: John Wiley & Sons. 2008. Soenjoto, Kamellia S. Proyek TGH British Petroleum Indonesia; Upaya menjadi model pemberdayaan masyarakat. 2007. http://www.forplid.net/studi-kasus/3-TGH-jawab-sosial-korporasi-TGHjawab-s/105-proyek-TGH-british-petroleum-indonesia-.html. Sullivan, Arthur, and Steven M. Sheffrin. Economics: Principles in Action. New Jersey: Pearson Prentice Hall. 2003. Tharoor, Ishaan. A Brief History of AP. Time Magazine – Business. 2010. http://www.time.com/time/magazine/article/0,9171,1993882,00.html Timoty, Andreas. Industri Domestik Dapat Subsidi Gas Rp40 Triliun per Tahun. 2012. http://www.mediaindonesia.com Weston, J. Fred, Mark L. Mitchell, J. Harold Mulherin. Takeovers, restructuring, and corporate governance. New Jersey: Prentice Hall. 2004. Wright, Charlotte J. and Rebecca A. Gallun. Fundamentals of oil & gas accounting. Tulsa: PenWell Corporation. 2008. Universitas Indonesia


69

Lampiran 1 Laporan Rugi Laba

AP Annual Report and Form 20-F 2011

Income statement $ million

For the year ended 31 December

2011

Sales and other operating revenues

375,517

Earnings from jointly controlled entities – after interest and tax

1,304

Earnings from associates – after interest and tax

4,916 596

Interest and other income Gains on sale of businesses and fixed assets

4,130

Total revenues and other income

386,463

Purchases

285,618

Production and manufacturing expensesa

24,145

Production and similar taxes

8,280

Depreciation, depletion and amortization

11,135

Impairment and losses on sale of businesses and fixed assets

2,058

Exploration expense

1,520 13,958

Distribution and administration expenses Fair value (gain) loss on embedded derivatives

(68) 39,817

Profit (loss) before interest and taxation Finance costs a

1,246

Net finance expense (income) relating to pensions and other post-retirement benefits Profit (loss) before taxation

(263) 38,834

a

12,737

Taxation Profit (loss) for the year

26,097

Attributable to Shareholders

25,700 397

Minority interest

26,097 Earnings per share – cents Profit (loss) for the year attributable to shareholders Basic

135.93

Diluted

134.29

Sumber: AP Annual Report and Form 20-F 2011. www.ap.com



70

Lampiran 2 Laporan Neraca AP Ann ual Rep or t an d F orm 20-F 20 11

B alance sheet At 3 1 D e ce mb e r

$ m illio n

20 1 1

Non -c u rren t as s ets 119 ,214

Prop erty , plant and equ ip men t G oodwill

12 ,100

Inta ngible as s et s

21 ,102

Inv es tm ent s in joint ly c ontrolled e ntitie s

15 ,518

Inv es tm ent s in as so c iat es

13 ,291

O ther inv es tm ents

2 ,117

Fix ed a s se ts

183 ,342

Loa ns

884

Tra de a nd othe r re ce iv ables

4 ,337

Deriv at iv e fina nc ial ins trum ents

5 ,038

Prep ay me nts

1 ,255 611

Defe rred tax as s ets Defined be nefit p ens ion p lan s urplus es

17 195 ,484

Curren t as s ets 244

Loa ns Inv ent ories

25 ,661

Tra de a nd othe r re ce iv ables

43 ,526


3 ,857

Prep ay me nts

1 ,286

Current tax rec eiv ab le

235

O ther inv es tm ents

288

Cas h a nd ca sh equ iv alents

14 ,067 89 ,164

A ss e ts c las s if ied as h eld for s ale

8 ,420 97 ,584 293 ,068

Tot al as se ts Curren t liab ilities

52 ,405

Tra de a nd othe r pay ables Deriv at iv e fina nc ial ins trum ents

3 ,220

Ac c ruals

5 ,932

Fin anc e d ebt

9 ,044 1 ,941

Current tax pay ab le Prov isions

11 ,238 83 ,780

Liabilities direc tly a ss oc iate d with a ss et s clas s if ied as he ld for s ale

538 84 ,318

Non -c u rren t liab ilit ies O ther p aya bles

3 ,437


3 ,773

Ac c ruals

389

Fin anc e d ebt

35 ,169

Defe rred tax liab ilit ies

15 ,078

Prov isions

26 ,404

Defined be nefit p ens ion p lan and oth er po st -ret irem ent ben efit plan def ic it s

12 ,018 96 ,268

Tot al liabilities

180 ,586

Net as s ets

112 ,482

E quity 111 ,465

Sh areho lde rs ’ equ it y Minorit y int eres t

1 ,017 112 ,482

Tot al equity




71

Lampiran 3 Laporan Arus Kas AP Annual Report and Form 20-F 2011

Cash flow statement For the year ended 31 December

$ million

2011

Operating activities 38,834

Profit (loss) before taxation Adjustments to reconcile profit (loss) before taxation to net cash provided by operating activities

1,024

Exploration expenditure written off Depreciation, depletion and amortization

11,135

Impairment and (gain) loss on sale of businesses and fixed assets

(2,072)

Earnings from jointly controlled entities and associates

(6,220)

Dividends received from jointly controlled entities and associates

5,381

Interest receivable

(198)

Interest received

216 1,246

Finance costs Interest paid

(1,110)

Net finance expense (income) relating to pensions and other post-retirement benefits Share-based payments

(263) (88)

Net operating charge for pensions and other post-retirement benefits, less contributions and benefit payments for unfunded plans

(1,004) 2,976

Net charge for provisions, less payments (Increase) decrease in inventories

(3,988)

(Increase) decrease in other current and non-current assets

(9,913)

Increase (decrease) in other current and non-current liabilities

(5,767) (8,035)

Income taxes paid Net cash provided by operating activities

22,154

Investing activities Capital expenditure

(17,845)

Acquisitions, net of cash acquired

(10,909)

Investment in jointly controlled entities

(857)

Investment in associates

(55) 3,500

Proceeds from disposals of fixed assets Proceeds from disposals of businesses, net of cash disposed a

(768)

Proceeds from loan repayments

301

Other

– (26,633)

Net cash used in investing activities Financing activities

74

Net issue of shares Proceeds from long-term financing

11,600

Repayments of long-term financing

(9,102)

Net increase (decrease) in short-term debt

2,227

Dividends paid AP shareholders

(4,072)

Minority interest

(245)

Net cash provided by (used in) financing activities

482

Currency translation differences relating to cash and cash equivalents

(492)

Increase (decrease) in cash and cash equivalents

(4,489)

Cash and cash equivalents at beginning of year

18,556

Cash and cash equivalents at end of year

14,067




Lampiran 4 Daftar Penyusutan Depreciation 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Data Acquisition 6,80 6,35 5,92 5,53 5,16 4,82 4,49 4,20 3,92 3,65 Exploration Drilling 32.717,80 30.536,61 28.500,84 26.600,78 24.827,40 23.172,24 21.627,42 20.185,59 18.839,89 17.583,90 Infill Drilling 105.677,27 98.632,11 92.056,64 85.919,53 80.191,56 74.845,46 69.855,76 65.198,71 60.852,13 56.795,32 Workovers 31.594,36 29.488,07 27.522,20 25.687,38 23.974,89 22.376,57 20.884,80 19.492,48 18.192,98 16.980,11 Facilities 24.736,79 23.087,67 21.548,50 20.111,93 18.771,13 17.519,73 16.351,74 15.261,63 14.244,19 13.294,57 Infill Well Facilities 6.336,28 5.913,86 5.519,60 5.151,63 4.808,19 4.487,64 4.188,46 3.909,23 3.648,62 3.405,38 Other Facilities 519,86 485,20 452,85 422,66 394,49 368,19 343,64 320,73 299,35 279,39 Total 201.589,15 188.149,88 175.606,55 163.899,45 152.972,82 142.774,63 133.256,32 124.372,57 116.081,06 108.342,32

Depreciation 2021 Data Acquisition 3,41 Exploration Drilling 16.411,64 Infill Drilling 53.008,97 Workovers 15.848,10 Facilities 12.408,27 Infill Well Facilities 3.178,35 Other Facilities 260,77 Total 101.119,50

2022 3,18 15.317,53 49.475,04 14.791,56 11.581,05 2.966,46 243,38 94.378,20

72

2023 2,97 14.296,36 46.176,70 13.805,46 10.808,98 2.768,70 227,16 88.086,32

2024 2,77 13.343,27 43.098,25 12.885,10 10.088,38 2.584,12 212,01 82.213,90

2025 2,59 12.453,72 40.225,04 12.026,09 9.415,82 2.411,84 197,88 76.732,97

2026 2,42 11.623,47 37.543,37 11.224,35 8.788,10 2.251,05 184,69 71.617,44



2027 2,25 10.848,57 35.040,48 10.476,06 8.202,23 2.100,98 172,37 66.842,95

2028 2,10 10.125,33 32.704,44 9.777,66 7.655,41 1.960,92 160,88 62.386,75

2029 1,96 9.450,31 30.524,15 9.125,81 7.145,05 1.830,19 150,16 58.227,63

2030 1,83 8.820,29 28.489,20 8.517,42 6.668,72 1.708,18 140,15 54.345,79

73

Depreciation 2031 2032 2033 2034 2035 Data Acquisition 1,71 1,60 1,49 1,39 1,30 Exploration Drilling 8.232,27 7.683,45 7.171,22 6.693,14 6.246,93 Infill Drilling 26.589,92 24.817,26 23.162,78 21.618,59 20.177,35 Workovers 7.949,60 7.419,62 6.924,98 6.463,32 6.032,43 Facilities 6.224,13 5.809,19 5.421,91 5.060,45 4.723,09 Infill Well Facilities 1.594,30 1.488,01 1.388,81 1.296,22 1.209,81 Other Facilities 130,80 122,08 113,94 106,35 99,26 Total 50.722,74 47.341,22 44.185,14 41.239,47 38.490,17

2036 1,21 5.830,47 18.832,20 5.630,27 4.408,22 1.129,15 92,64 35.924,16

2037 1,13 5.441,77 17.576,72 5.254,92 4.114,33 1.053,88 86,46 33.529,21




2038 1,06 5.078,99 16.404,94 4.904,59 3.840,05 983,62 80,70 31.293,93

2039 0,99 4.740,39 15.311,27 4.577,62 3.584,04 918,04 75,32 29.207,67

2040 0,92 4.424,36 14.290,52 4.272,44 3.345,11 856,84 70,30 27.260,49

74

Lampiran 5 Proyeksi Rugi Laba Description Revenue LNG Liftings Total Revenue Operating Expenditures Drilling & Completion Engineering & Construction Operations Marine & Logistic Subsurface Safety & Organization Risk Finance, Legal, Human Resources Information Technology Infrastructure Special Items Depreciation Total Expenditures

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

-

-

-

10.067.200

202.857.600

361.492.243

608.044.800

1.462.484.672

-

-

-

10.067.200

202.857.600

361.492.243

608.044.800

1.462.484.672

4.358.000 7.259.000 8.276.000 3.758.000 1.652.000 843.000 1.679.000 946.000 908.000 201.589 29.880.589

4.545.394 7.571.137 8.292.552 3.759.879 1.689.996 859.860 1.694.111 1.038.708 909.816 188.150 30.549.603

4.694.892 7.661.991 8.425.233 3.831.317 1.723.796 878.003 1.698.007 1.064.676 938.930 175.607 31.092.451

4.705.690 7.680.379 8.447.981 3.842.428 1.727.416 879.935 1.702.592 1.067.337 163.899 30.217.658

4.743.336 7.695.740 8.481.773 3.846.270 1.737.780 886.094 1.707.700 1.073.741 152.973 30.325.407

4.744.759 7.700.358 8.487.710 3.847.808 1.745.253 893.183 1.708.895 1.079.647 762.000 142.775 31.112.388

5.171.787 7.854.365 8.742.341 4.001.721 1.797.610 902.115 1.777.251 1.101.240 792.480 133.256 32.274.167

5.207.990 7.901.491 8.786.053 4.017.728 1.803.003 903.919 1.779.028 1.103.442 124.373 31.627.027

Earning Before Tax Income Tax 48%

(29.880.589) -

(30.549.603) -

(31.092.451) -

(20.150.458) -

172.532.193 10.224.327

330.379.856 55.503.816

575.770.633 96.729.466

1.430.857.645 240.384.084

Net Income

(29.880.589)

(30.549.603)

(31.092.451)

(20.150.458)

162.307.865

274.876.040

479.041.167

1.190.473.561



75

Description Revenue LNG Liftings

2019

2020

2021

1.986.160.000

2.031.497.600

2.114.569.600

2.193.276.800

Total Revenue

1.986.160.000

2.031.497.600

2.114.569.600

5.239.238 7.925.195 8.821.197 4.025.763 1.812.018 904.823 1.787.923 1.106.753 116.081 31.738.992

5.275.912 7.941.046 8.830.019 4.037.840 1.822.890 911.157 1.802.227 1.115.607 108.342 31.845.040


1.954.421.008 328.342.729

Net Income

1.626.078.279

Operating Expenditures Drilling & Completion Engineering & Construction Operations Marine & Logistic Subsurface Safety & Organization Risk Finance, Legal, Human Resources Information Technology Infrastructure Special Items Depreciation Total Expenditures

2022

2023

2024

2025

2.200.563.200

2.165.081.037

3.030.646.542

2.193.276.800

2.200.563.200

2.165.081.037

3.030.646.542

5.281.188 7.956.928 8.856.509 4.053.992 1.832.005 916.624 1.814.842 1.124.532 101.120 31.937.738

5.286.469 7.980.799 8.900.791 4.082.370 1.848.493 917.540 1.820.287 1.130.154 94.378 32.061.281

5.291.756 7.988.780 8.909.692 4.086.452 1.850.341 920.000 1.822.107 1.131.284 88.086 32.088.499

5.302.339 8.020.735 8.963.150 4.119.144 1.854.042 923.680 1.833.040 1.140.335 82.214 32.238.678

5.350.060 8.084.900 9.025.892 4.143.859 1.863.312 927.375 1.838.539 1.142.615 76.733 32.453.286

1.999.652.560 335.941.630

2.082.631.862 349.882.153

2.161.215.519 363.084.207

2.168.474.701 364.303.750

2.132.842.359 358.317.516

2.998.193.257 503.696.467

1.663.710.930

1.732.749.709

1.798.131.311

1.804.170.952

1.774.524.842

2.494.496.789



76


2026

2027

2028

3.356.214.400

2.761.827.200

2.512.998.400

2.119.145.600

Total Revenue

3.356.214.400

2.761.827.200

2.512.998.400

5.366.110 8.092.985 9.052.970 4.148.002 1.868.902 931.000 1.844.055 1.143.758 71.617 32.519.400

5.473.000 8.141.543 9.107.288 4.172.890 1.880.116 936.586 1.855.119 1.150.621 66.843 32.784.005


3.323.695.000 558.380.760

Net Income

2.765.314.240

Operating Expenditures Drilling & Completion Engineering & Construction Operations Marine & Logistic Subsurface Safety & Organization Risk Finance, Legal, Human Resources Information Technology Infrastructure Special Items Depreciation Total Expenditures

2029

2030

2031

2032

1.826.000.000

1.472.169.600

1.468.790.400

2.119.145.600

1.826.000.000

1.472.169.600

1.468.790.400

5.475.737 8.145.614 9.111.841 4.174.977 1.881.056 937.054 1.856.047 1.151.196 850.000 62.387 33.645.908

6.844.671 8.552.895 9.567.433 5.218.721 2.351.320 1.171.318 1.958.129 1.214.512 877.000 58.228 37.814.226

7.529.138 8.638.424 10.524.177 5.740.593 2.586.452 1.288.450 2.153.942 1.335.963 964.700 54.346 40.816.183

7.536.667 8.647.062 10.534.701 5.746.334 2.589.038 1.289.738 2.156.096 1.337.299 50.723 39.887.657

7.551.740 8.681.650 10.576.840 5.769.319 2.599.394 1.294.897 2.164.720 1.342.648 47.341 40.028.550

2.729.043.195 458.479.257

2.479.352.492 416.531.219

2.081.331.374 349.663.671

1.785.183.817 299.910.881

1.432.281.943 240.623.366

1.428.761.850 240.031.991

2.270.563.938

2.062.821.273

1.731.667.703

1.485.272.936

1.191.658.576

1.188.729.859



77


2033

2034

2035

2036

2037

2038

2039

2040

1.457.561.600

1.115.171.200

1.056.457.600

590.726.400

250.940.800

12.284.800

8.377.600

2.569.600

1.457.561.600

1.115.171.200

1.056.457.600

590.726.400

250.940.800

12.284.800

8.377.600

2.569.600

7.619.706 8.698.146 10.672.031 5.791.820 2.622.789 1.296.567 2.184.203 1.352.449 44.185 40.281.895

7.673.044 8.759.033 10.746.735 5.832.362 2.641.148 1.305.643 2.199.492 1.361.916 41.239 40.560.614

7.704.120 8.794.419 10.790.582 5.855.808 2.651.951 1.310.879 2.208.290 1.367.419 38.490 40.721.958

7.707.972 8.798.816 10.795.977 5.858.736 2.653.276 1.311.535 2.209.394 1.368.102 35.924 40.739.733

7.726.471 8.819.933 10.821.888 5.872.797 2.659.644 1.314.682 2.214.697 1.371.386 33.529 40.835.027

7.729.948 8.823.902 10.826.758 5.875.440 2.660.841 1.315.274 2.215.693 1.372.003 31.294 40.851.153

7.735.977 8.830.432 10.834.553 5.879.612 2.662.810 1.316.221 2.217.355 1.373.073 29.208 40.879.240

7.811.016 8.916.087 10.939.648 5.936.644 2.688.639 1.328.988 2.238.864 1.386.392 27.260 41.273.539


1.417.279.705 238.102.990

1.074.610.586 180.534.578

1.015.735.642 170.643.588

549.986.667 92.397.760

210.105.773 35.297.770

(28.566.353) -

(32.501.640) -

(38.703.939) -

Net Income

1.179.176.714

894.076.008

845.092.055

457.588.907

174.808.003

(28.566.353)

(32.501.640)

(38.703.939)

Total Revenue Operating Expenditures Drilling & Completion Engineering & Construction Operations Marine & Logistic Subsurface Safety & Organization Risk Finance, Legal, Human Resources Information Technology Infrastructure Special Items Depreciation Total Expenditures




Lampiran 6

LNG Indonesia - Harga Bulanan Bulan Harga Perubahan May-2011 3.32 Jun-2011 3.43 3.43% Jul-2011 3.43 0.00% Aug-2011 3.72 8.66% Sep-2011 3.74 0.45% Oct-2011 3.7 -1.01% Nov-2011 3.76 1.65% Dec-2011 3.8 0.89% Jan-2012 3.67 -3.27% Feb-2012 3.52 -4.30% Mar-2012 3.52 0.00% Apr-2012 3.52 0.00% Sumber: www.indexmundi.com



UNIVERSITAS INDONESIA ANALISIS KELAYAKAN PROYEK MINYAK DAN GAS (STUDI KASUS: WILAYAH KERJA WHISKEY ALPHA) TESIS E R W I N S Y A H

Recommend Documents