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
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 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
Universitas Indonesia
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
Universitas Indonesia
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
Universitas Indonesia
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
Universitas Indonesia
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
Universitas Indonesia
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
Universitas Indonesia
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
Universitas Indonesia
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
Universitas Indonesia
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
Universitas Indonesia
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
Universitas Indonesia
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
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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?
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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:
8 Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
Universitas Indonesia
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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).
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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).
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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).
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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 .
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Universitas Indonesia
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Universitas Indonesia
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
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Sumber: Plan of Development – Whiskey Alpha, AP Indonesia
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
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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).
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Sumber: Plan of Development – Whiskey Alpha, AP Indonesia
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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$)/mmscf
3.6
3.5 Price 3.4
3.3
3.2
3.1
3 May-11
Jun-11
Jul-11
Aug-11
Sep-11
Oct-11
Nov-11
Dec-11
Jan-12
Feb-12
Mar-12
Apr-12
Month
Gambar 4-2 Harga Gas Alam Cair Mei 2011 – April 2012 Sumber: IndexMundi.com
Menurut Gde Pradnyana, Kepala Divisi Humas Sekuriti dan Formalitas BP Migas, harga jual rata-rata gas alam cair di luar negeri adalah 60% lebih tinggi
dibanding
harga
jual
rata-rata
untuk
pasar
domestik
(http://www.mediaindonesia.com). Melihat harga gas alam cair yang cukup fluktuatif itu, dalam penelitian ini penulis menggunakan angka terakhir yang berlaku pada bulan April 2012 dalam menentukan proyeksi penerimaan selama tahun ke depan. Tabel 4-3 menggambarkan proyeksi penerimaan dari proyek Whiskey Alpha selama kurun waktu PSC.
45 Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
Universitas Indonesia
46
Tabel 4-4 Proyeksi Penerimaan Proyek Whiskey Alpha dalam trilyun kaki kubik Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040
Produksi Gas (BCF)
Sum ur Sumur Produksi G as Eksplorasi Infill (A S$ 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
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Sumber: Olahan penulis
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
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Sumber: Olahan penulis
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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%.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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)
Sumber: Olahan penulis
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Sumber: Olahan penulis
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%.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Sumber: Olahan penulis
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Sumber: Olahan penulis
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Sumber: Olahan penulis
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Sumber: Olahan penulis
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:
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Sumber: Olahan penulis
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Sumber: Olahan penulis
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Sumber: Olahan penulis
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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:
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Sumber: Olahan penulis
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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.
64 Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
Universitas Indonesia
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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.
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Deriv at iv e fina nc ial ins trum ents
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
Deriv at iv e fina nc ial ins trum ents
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
Sumber: AP Annual Report and Form 20-F 2011. www.ap.com
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Sumber: AP Annual Report and Form 20-F 2011. www.ap.com
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Sumber: Olahan penulis
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
Earning Before Tax Income Tax 48%
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
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
76
Description Revenue LNG Liftings
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
Earning Before Tax Income Tax 48%
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
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
77
Description Revenue LNG Liftings
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
Earning Before Tax Income Tax 48%
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
Sumber: Olahan penulis
Universitas Indonesia
Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
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
78 Analisis kelayakan..., Erwinsyah, FE UI, 2012
Universitas Indonesia