ANALISIS DALAM PENGEMBANGAN KEEKONOMIAN COALBED METHANE
DI INDONESIA
TUGAS AKHIR
Oleh
PETRA VITARA WIMAR
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNOLOGI KEBUMIAN DAN ENERGI
UNIVERSITAS TRISAKTI JAKARTA
ANALYSIS ON ECONOMY DEVELOPMENT OF COALBED METHANE
IN INDONESIA
FINAL ASSIGNMENT
Submitted by
PETRA VITARA WIMAR
DEPARTMENT OF PETROLEUM ENGINEERING FACULTY OF EARTH TECHNOLOGY AND ENERGY
TRISAKTI UNIVERSITY JAKARTA
ANALISIS DALAM PENGEMBANGAN KEEKONOMIAN COALBED METHANE
DI INDONESIA
TUGAS AKHIR
Dibuat Untuk Memenuhi Salah Satu Syarat Mendapatkan Gelar Sarjana Teknik Pada Program Studi Teknik
Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi
Universitas Trisakti
Oleh
Petra Vitara Wimar 071.11.275
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNOLOGI KEBUMIAN DAN ENERGI
UNIVERSITAS TRISAKTI JAKARTA
ANALYSIS ON ECONOMY DEVELOPMENT OF COALBED METHANE
IN INDONESIA
FINAL ASSIGNMENT
To Fulfill of Requirement To Achieve S-1 Degree At Petroleum Engineering Department Faculty Of Earth
and Energy Technology Trisakti University
Submitted by Petra Vitara Wimar
071.11.275
DEPARTMENT OF PETROLEUM ENGINEERING FACULTY OF EARTH TECHNOLOGY AND ENERGY
TRISAKTI UNIVERSITY JAKARTA
TUGAS AKHIR
DISETUJUI UNTUK PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
Pembimbing II Pembimbing I
VITARA WIMAR (071.11.275), PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN, FAKULTAS TEKNOLOGI KEBUMIAN DAN ENERGI, telah dipertahankan di depan komisi penguji pada hari Rabu tanggal 23 Maret 2016
KOMISI PENGUJI
1. Ir. Abdul Hamid, M.T Ketua (...)
2. Ir. M. G. Sri Wahyuni, M.T Sekretaris (...) 3. Dr. Ir. Ratnayu Sitaresmi, M.T Anggota (...) 4. Ir. Bayu Satiyawira, M. Si Anggota (...)
5. Ir. Mu’min Prijono Tamsil, M.S Anggota (……...…….….)
Mengetahui,
Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti
Ketua,
PERNYATAAN KEASLIAN TUGAS AKHIR
Saya yang bertanda tangan dibawah ini: Nama : PETRA VITARA WIMAR NIM : 07111275
Konsentrasi : Ekonomi Migas
Menyatakan dengan sesungguhnya bahwa Tugas Akhir dengan judul:
ANALISIS DALAM PENGEMBANGAN KEEKONOMIAN COALBED METHANE
DI INDONESIA
yang saya buat ini adalah hasil karya saya sendiri dan bukan merupakan duplikasi, serta tidak mengutip sebagian atau seluruhnya karya orang lain, kecuali yang telah
disebutkan sumbernya dan sesuai dengan batasan serta tata cara pengutipan. Apabila didapati pelanggaran atas pernyataan saya ini, maka saya bersedia
menerima sanksi sesuai peraturan yang berlaku.
Demikian pernyataan ini saya buat dengan sebenarnya.
Jakarta, 26 Januari 2016 Penulis
i
RINGKASAN
Alternatif energi seperti Coalbed Methane menjadi sangat diperlukan. Namun, belum banyak kontraktor yang melirik industri ini. Peneliti melakukan studi analisis mengenai metode untuk mempercepat pengembangan CBM di Indonesia. Hasil dari analisis SWOT, total faktor internal mendapatkan skor 0.98 dan total faktor eksternal mendapatkan skor 1.55 sehingga apabila dimasukan kedalam Matrik SWOT terletak pada kordinat (0.49, 0.77) yang berarti CBM di Indonesia berada pada Kuadran 1 yang mendukung strategi agresif, perlu dilakukan karena besarnya kekuatan dan peluang dibidang CBM. Alternatif strategi yang dapat digunakan seperti kerjasama dengan sektor pertambangan, memperbanyak kompetitor sektor CBM, dengan mempermudah perizinan, memberikan berbagai insentif, memodifikasi beberapa ketentuan dan standarisasi yang menyamakan antara konvensional dengan CBM. Diperlukan adanya penghapusan atau modifikasi dari PTK 007, menyetarakan prioritas konvensional dan non konvensional, partisipasi dalam proyek downstream, kerjasama lintas sektor, tidak ada pembatasan alokasi gas CBM, melaksanakan pembuatan multi well pilot, statement formal pemerintah mengenai harga gas CBM, membutuhkan
Hasil analisis keekonomian juga menyatakan sistem bagi hasil di Indonesia
iii ABSTRACT
v
KATA PENGANTAR
Puji dan syukur kepada Allah SWT atas rahmat-Nya saya dapat menyelesaikan tugas akhir dengan judul “ANALISIS DALAM
PENGEMBANGAN KEEKONOMIAN COALBED METHANE DI
INDONESIA”. Sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar sarjana teknik
pada Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti.
Dalam penulisan dan penyelesaian Tugas Akhir ini, penulis telah mendapatkan banyak bantuan, dukungan, dan doa dari berbagai pihak. Oleh karena itu, penulis ingin menyampaikan rasa terima kasih yang sebesar-besarnya kepada:
1. Kedua Orang Tua tercinta, Bapak Bambang Sulistiana dan Ibu Hartanti Sri Andini, serta adik tercinta Ficotara Wimar yang selalu memberikan dukungan dan doa yang tidak pernah putus pada penulis baik secara moril maupun materi dalam pelaksanaan Tugas Akhir.
2. Dr. Bambang Widarsono, M. Sc selaku kepala pusat penelitian dan pengembangan minyak dan gas bumi.
3. Ir. Daru Siswanto selaku kepala bidang afiliasi dan informasi pusat penelitian dan pengembangan minyak dan gas bumi.
5. Dr. Ir. Ratnayu Sitaresmi, MT selaku Dosen Pembimbing yang telah memberikan pengarahan, nasihat, dan ilmu kepada penulis selama mengerjakan Tugas Akhir.
6. Ir. M.G. Sri Wahyuni, MT selaku Co-Pembimbing Tugas Akhir penulis yang telah memberikan pengarahan, nasihat, dan ilmu kepada penulis selama mengerjakan Tugas Akhir.
7. Dr. Ir. Sugiatmo Kasmungin, MT selaku Dekan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi, Universitas Trisakti.
8. Ir. Abdul Hamid, MT selaku Ketua Jurusan Program Studi Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi, Universitas Trisakti.
9. Ir. Harin Widiyatni selaku Penasihat Akademik penulis yang telah mengarahkan penulis hingga sampai menyelesaikan Tugas Akhir ini. 10.Prof. Dr. Gatot Suradji, M.Sc atas bantuanya dalam memberikan
pembelajaran mengenai Analisis SWOT dalam mengerjakan skripsi ini. 11.Ir. Siti Nuraeni, M.T atas bantuanya dalam pembuatan skripsi ini dan
bimbingan nya terhadap aspek keekonomian nya.
12.Ir. Bayu Satiyawira, M.Sc atas bantuanya dalam pembuatan skripsi ini dan bimbingan nya terhadap aspek keekonomian nya.
14.Seluruh teman-teman perminyakan yang tidak dapat disebutkan satu persatu.
Jakarta, 26 February 2016
viii DAFTAR ISI
Halaman
RINGKASAN ... i
ABSTRACT ... iii
KATA PENGANTAR ... v
DAFTAR ISI ... viii
DAFTAR GAMBAR ... xii
DAFTAR TABEL ... xiv
DAFTAR LAMPIRAN ... xvi
BAB I PENDAHULUAN ... 1
BAB II TINJAUAN UMUM ... 4
BAB III TEORI DASAR ... 9
3.1 Jenis – Jenis Production Sharing Contract ...11
3.1.1 Current Production Sharing Contract ... 11
3.1.2 Current Production Sharing Contract With Sliding Scale ... 13
3.1.3 Gross Production Sharing Contract ... 15
3.1.4 Gross Production Sharing Contract With Sliding Scale ... 16
3.2 Parameter – Parameter Perhitungan ...17
3.2.1 Investasi ... 17
3.2.2 Depresiasi ... 18
3.2.2.1 Metode Straight Line ... 18
3.2.2.2 Metode Decline Balance (DB) ... 19
DAFTAR ISI (Lanjutan)
Halaman
3.2.3 Gross Revenue ... 17
3.2.4 First Tranche Petroleum (FTP) ... 20
3.2.5 Cost Recovery ... 21
3.2.6 Equity To Be Split ... 22
3.2.7 Tax ... 23
3.2.8 Taxable Income ... 23
3.2.9 Contractor Share ... 24
3.2.10 Government Take ... 24
3.3 Contractor Cash Flow ...24
3.3.1 Cash In ... 25
3.3.2 Cash Out ... 25
3.4 Indikator – Indikator Keekonomian ...25
3.4.1 NPV (Net Present Value) ... 25
3.4.2 IRR (Internal Rate of Return) ... 26
3.4.3 POT (Pay Out Time) ... 27
3.4.4 PIR (Profit Investment Ratio) ... 27
3.4.5 Analisis Sensitivitas ... 28
3.5 Analisis SWOT ... 29
DAFTAR ISI (Lanjutan)
Halaman
4.1 Analisis SWOT ...31
4.1.1 Faktor Internal ... 31
4.1.1.1 Kekuatan (Strength)... 32
4.1.1.2 Kelemahan (Weaknesses) ... 33
4.1.2 Faktor Eksternal ... 33
4.1.2.1 Peluang (Opportunities) ... 33
4.1.2.2 Ancaman (Threats) ... 34
4.1.3 Matrik SWOT ... 35
4.1.3.1 Strategi Strength – Opportunity... 39
4.1.3.2 Strategi Strength – Threat ... 39
4.1.3.3 Strategi Weakness – Opportunity ... 41
4.1.3.4 Strategi Weakness – Threat ... 43
4.2 Analisis Keekonomian ...46
4.2.1 Profil Pengembangan Lapangan ... 46
4.2.2 Total Biaya Investasi Lapangan CBM... 51
4.2.3 Parameter Production Sharing Contract / Fiscal Terms ... 52
4.2.3.1 Current Production Sharing Contract... 53
4.2.3.2 Current Production Sharing Contract With Sliding Scale ... 53
4.2.3.3 Gross Production Sharing Contract ... 54
DAFTAR ISI (Lanjutan)
Halaman
4.2.4 Depresiasi Investasi Tangible ... 57
4.2.5 Perhitungan Keekonomian ... 58
4.2.5.1 Current Production Sharing Contract... 58
4.2.5.2 Current Production Sharing Contract With Sliding Scale ... 59
4.2.5.3 Gross Production Sharing Contract ... 61
4.2.5.4 Gross Production Sharing Contract With Sliding Scale ... 62
4.2.6 Perbandingan Keekonomian ... 64
4.2.6.1 Perbandingan Keekonomian Pada Skenario 1 ... 64
4.2.6.2 Perbandingan Keekonomian Pada Skenario 2 ... 68
4.2.6.3 Perbandingan Keekonomian Pada Skenario 3 ... 71
4.2.7 Analisis Sensitivitas ... 74
4.2.7.1 Gross Production Sharing Contract ... 74
4.2.7.2 Gross Production Sharing Contract With Sliding Scale ... 78
BAB V PEMBAHASAN ... 83
BAB VI KESIMPULAN ... 89
DAFTAR PUSTAKA ... 90
xii
DAFTAR GAMBAR
Gambar Halaman
3. 1 Sistem Kontrak Current PSC ... 11
3. 2 Sistem Kontrak Current PSC With Sliding Scale ... 14
3. 3 Sistem Kontrak Gross PSC ... 15
3. 4 Sistem Kontrak Gross PSC With Sliding Scale ... 16
3. 5 Contoh Spider Chart ... 29
4.1 Matrik SWOT ...38
4.2 Sistem Kontrak Current PSC ...53
4.3 Sistem kontrak Current PSC With Sliding Scale ...54
4.4 Sistem Kontrak Gross PSC ...55
4.5 Sistem Kontrak Gross PSC With Sliding Scale ...56
4.6 Grafik Government Take Skenario 1 ...66
4.7 Grafik Contractor Take Skenario 1 ...67
4.8 Grafik Government Take Skenario 2 ...69
4.9 Grafik Contractor Take Skenario 2 ...70
4.10 Grafik Government Take Skenario 3 ...72
4.11 Grafik Contractor Take Skenario 3 ...73
4.12 Grafik Analisis Sensitivitas IRR Pada Gross PSC ...76
4.13 Grafik Analisis Sensitivitas Contractor’s NPV Pada Gross PSC ...78
DAFTAR GAMBAR (Lanjutan)
Gambar Halaman
C.1 Grafik IRR Sensitivitas Current PSC 132
C.2 Grafik NPV Sensitivitas Current PSC 132
xiv
DAFTAR TABEL
Tabel Halaman
4. 1 Tabel Faktor Kekuatan ...32
4. 2 Tabel Faktor Kelemahan ...33
4. 3 Tabel Faktor Kesempatan ...34
4. 4 Tabel Faktor Ancaman ...35
4. 5 Tabel Prioritas Strategi...36
4. 6 Profil Pengembangan CBM Skenario 1 ...47
4. 7 Profil Pengembangan CBM Skenario 2 dan 3 ...49
4. 8 Biaya Investasi Lapangan CBM ...51
4. 9 Parameter – Parameter Pehitungan Keekonomian ...52
4. 10 Hasil Perhitungan Depresiasi Investasi Tangible...57
4. 11 Perbandingan Keekonomian pada skenario 1 ...64
4. 12 Perbandingan Keekonomian pada skenario 2 ...68
4. 13 Perbandingan Keekonomian pada Skenario 3 ...71
4. 14 Tabel Analisis Sensitivitas IRR pada Gross PSC ...75
4. 15 Tabel Analisis Sensitivitas Contractor’s NPV pada Gross PSC ...77
4. 16 Tabel Analisis Sensitivitas IRR pada Gross PSC with Sliding Scale ...79
4. 17 Tabel Analisis Sensitivitas Contractor’s NPV pada Gross PSC with Sliding Scale ...81
B.1 Tabel Keekonomian Skenario 1 117
DAFTAR TABEL (Lanjutan)
Halaman
B.3 Tabel Keekonomian Skenario 3 119
B.4 Tabel Produksi 120
B.5 Tabel Rincian Harga 120
B.6 Tabel Capital dan Operating Expenditure Skenario 1 121 B.7 Tabel Capital dan Operating Expenditure Skenario 2 122 B.8 Tabel Capital dan Operating Expenditure Skenario 3 123
B.9 Tabel Depresiasi Skenario 1 124
B.10 Tabel Depresiasi Skenario 2 125
B.11 Tabel Depresiasi Skenario 3 126
B.12 Tabel Current PSC 127
B.13 Tabel Current PSC with Sliding Scale 128
B.14 Tabel Gross PSC 129
xvi
DAFTAR LAMPIRAN
Lampiran Halaman
A KUESIONER ANALISIS SWOT 91
B TABEL KEEKONOMIAN 116
1 BAB I PENDAHULUAN
Pertumbuhan produk domestik bruto di Indonesia yang kuat berbanding lurus dengan peningkatan permintaan domestik di Indonesia. Akibatnya, permintaan energi dari berbagai sektor mengalami kenaikan dari tahun 2000 sampai saat ini, bahkan diperkirakan akan terus naik sampai 2025 (IEA, Wood Mackenzie Markets Service, 2003). Pertahunnya Average Annual Growth Rate (AAGR) mencapai sekitar angka 6% (National Energy Council’s low case scenario of energy demand, 2014). Sehingga, energi alternatif lain seperti Coalbed Methane (CBM) sangat diperlukan untuk memenuhi kebutuhan energi di Indonesia. Pada tahun 1990
– 2008 banyak investor mulai tertarik pada pengembangan CBM. Hal tersebut
dikarenakan jumlah cadangannya yang mencapai sekitar 453 Tcf (Advanced Resources International, 2003). Sehingga, pada tahun 2008 pertama kalinya CBM
mulai di kembangkan di Indonesia dan di tandatangani kontrak. Kontrak yang ditandatangani tersebut menggunakan sistem Production Sharing Contract (PSC). Namun pada tahun 2012, beberapa reservoir ditemukan dengan permeabilitas dan kemampuan produksi yang kecil. Selain itu biaya eksplorasi yang tinggi menyebabkan beberapa perusahaan keluar dan membuat banyak investor berfikir ulang.6
Untuk itu, peneliti terdorong untuk melakukan analisis dalam pengembangan CBM. Peneliti memilih judul skripsi “ANALISIS DALAM ______________
PENGEMBANGAN KEEKONOMIAN COALBED METHANE DI
INDONESIA” dengan maksud dan tujuan agar dapat memberikan masukan kepada pemerintah mengenai Production Sharing Contract yang dapat memberikan pemain yang sebagian besar perusahaan – perusahaan kecil untuk bertahan hidup dengan menyediakan cash flow positif secepat mungkin. Untuk itu, berbagai Production Sharing Contract di analisis untuk memberikan masukan kepada pemerintah mengenai sistem bagi hasil yang terbaik untuk digunakan dalam mengembangkan Coalbed Methane di Indonesia. Selain itu, alternatif strategi yang tepat perlu dilakukan untuk mempercepat pengembangan Coalbed Methane di Indonesia.
Batasan masalah dari tugas akhir ini yaitu strategi pengembangan, Production Sharing Contract, Internal Rate of Returns. Dengan jumlah potensi yang cukup besar, yakni 453 TCF strategi pengembangan dibuat untuk dapat memberikan keuntungan bagi negara Indonesia. Untuk itu berbagai macam Production Sharing Contract seperti Current PSC, Current PSC with Sliding Scale,
Gross PSC, dan Gross PSC with Sliding Scale dianalisis untuk mencari sistem bagi
hasil yang paling baik dengan memperhatikan Internal Rate of Returns yang menarik untuk kontraktor. Penelitian ini tidak membahas mengenai teknik reservoir dari CBM.
3 BAB II TINJAUAN UMUM
Berdasarkan database LEMIGAS pada tahun 2014, proyek pengembangan CBM telah dilakukan pada 40 negara di seluruh dunia yaitu Argentina, Australia, Austria, Bangladesh, Belgia, Bostwana, Kanada, Chili, Cina, British Columbia, Republik Ceko, Perancis, Jerman, Hungaria, India, Indonesia, Irlandia, Italia, Jepang, Kazakhstan, Malaysia, Meksiko, Mongolia, Belanda, Selandia Baru, Filipina, Polandia, Rumania, Rusia, Afrika Selatan, Spanyol, Taiwan, Turki, Ukraina, United Kingdom, Amerika Serikat, Venezuela, Vietnam, Yugoslavia, dan Zimbabwe.2
Perkembangan CBM di Indonesia belum sampai tahap komersial. Padahal Indonesia memiliki jumlah cadangan yang cukup besar. Cadangannya yang sekitar 453 Tcf, cukup besar untuk dapat dimanfaatkan sebagai pemenuh permintaan energi di Indonesia (Dirjen ESDM dan Advanced Resources International, 2003). Cadangan tersebut tersebar kedalam sebelas basin yang dapat dikelompokkan menjadi 3 prospek yaitu high, moderate dan low dengan konsentrasi Potensi terbesar terletak pada dua pulau yaitu Kalimantan dan Sumatera.13
Pada tahun 2014 ada 54 Wilayah Kerja (WK) aktif, yaitu 22 WK di sumatra sebanyak 43,601 Tcf dan 32 WK di Kalimantan sebanyak 94,761 Tcf, sehingga totalnya 138,362 Tcf (SKK Migas).13 Potensi nya cukup besar. Bahkan, apabila angka sumber dayanya ternyata lebih kecil dari perkiraan awal, CBM masih berpotensi untuk mengurangi defisit di Indonesia.6
Pada tahun 1990 – 2008 banyak investor mulai tertarik pada pengembangan CBM. Hal tersebut dikarenakan jumlah cadangannya yang mencapai sekitar 453 Tcf (ARI, 2003). Sehingga, pada tahun 2008 pertama kalinya CBM mulai dikembangkan di Indonesia dan ditandatangani kontrak. Kontrak yang ditandatangani tersebut menggunakan sistem Production Sharing Contract (PSC). Kegiatan eksplorasi CBM mulai banyak dikembangkan dan memuncak pada tahun 2011, sebanyak 42 kontrak baru telah dibentuk. Perusahaan yang terikat kontrak mulai dapat menentukan keberadaan dan kualitas dari batubara.6
Namun pada tahun 2012 sampai sekarang beberapa perusahaan mengalami permasalahan. Beberapa sumur ditemukan dengan kondisi permeabilitas dan kemampuan produksi yang kecil dengan biaya eksplorasi yang tinggi. Pada tahun 2013 telah dilakukan pembuatan 80 sumur, namun dari ke 80 sumur tersebut hanya 12 sumur yang menjadi sumur pilot. Dari 80 sumur tersebut diperlukan biaya sekitar US$ 600 – 700 million, setara dengan rata – rata US$ 8 – 9 Million/well. Sedangkan standar nya hanya sekitar US$ 1-2 Million/well. Hal tersebut membuktikan bahwa jumlah investasi yang signifikan tidak dapat mewujudkan potensi CBM.6
Contohnya adalah Exxon (Barito), BP (Barito), Total (Kutai), Santos (Sumatra), dan Dart (Sumatra dan Kutai).6 Maklum saja industri CBM di Indonesia masih memasuki tahap awal dan masih memiliki jalan panjang untuk mencapai komersialisasi penuh. Berbeda dengan negara- negara lain yang telah lama berkecimpung di industri ini. Contoh nya adalah Cina, Australia dan Amerika Serikat. Selain itu tentu bukan hanya waktu tetapi intervensi pemerintah mempunyai peranan penting untuk mencapai komersialisasi. Di Cina, Australia dan Amerika Serikat Industri CBM mendapatkan intervensi pemerintah berupa insentif fiskal. Kedua hal tersebut lah yang ikut mendukung dalam proses komersialisasi.2
menjadi pemilik minoritas. Kontrak pada negara berkembang juga mensyaratkan pengembalian pengelolaan kepada perusahaan nasional atau badan usaha milik pemerintah pada waktu tertentu di masa depan.2
7 BAB III TEORI DASAR
Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (Migas) Indonesia dijalankan berdasarkan Kontrak Bagi Hasil atau Production Sharing Contract (PSC). Skema ini mengoptimalkan penerimaan negara sekaligus melindungi dari paparan risiko tinggi terutama pada fase eksplorasi. Bisnis hulu migas memiliki empat karakter utama. Pertama, pendapatan baru diterima bertahun-tahun setelah pengeluaran direalisasikan. Kedua, bisnis ini memiliki risiko dan ketidakpastian tinggi serta melibatkan teknologi canggih. Ketiga, usaha hulu migas memerlukan investasi yang sangat besar. Namun, di balik semua risiko tersebut, industri ini memiliki karakter ke empat, yaitu menjanjikan keuntungan yang sangat besar. Idealnya, kontrak yang digunakan adalah yang mampu menyiasati tantangan dan meraih peluang dari empat karakter tersebut.Penerapan PSC di Indonesia dilatarbelakangi oleh keinginan supaya negara berperan lebih besar dengan mempunyai kewenangan manajemen kegiatan usaha hulu migas.17
PSC dapat diibaratkan dengan model usaha petani penggarap yang banyak
dipraktikkan di nusantara. Pemerintah adalah pemilik “sawah” yang
mengamanatkan pengelolaan lahan kepada “petani penggarap”. Dalam bisnis hulu
migas, “petani penggarap” ini adalah perusahaan migas baik nasional maupun
dengan istilah Cost Recovery, hanya dilakukan jika “panen” tersebut berhasil atau ada temuan cadangan yang komersial untuk dikembangkan. Jika tidak, semua biaya
ditanggung sepenuhnya oleh penggarap (kontraktor migas). Saat “panen” tiba,
produksi akan dikurangkan terlebih dahulu dengan modal yang harus dikembalikan, baru kemudian dibagi antara pemilik sawah dengan penggarap sesuai dengan kesepakatan dalam kontrak. Demikianlah PSC bekerja. Dengan pola ini, negara bisa memanfaatkan anugrah sumber daya migas karena modal dan teknologi disediakan oleh investor.17
3.1 Jenis – Jenis PSC
Banyak kontrak bagi hasil yang pernah direkomendasikan di Indonesia. Setiap PSC memiliki ciri khas yang berbeda serta kekurangan dan kelebihan nya masing masing. Jenis PSC tersebut sebagai berikut:
3.1.1 Current Production Sharing Contract
PSC yang digunakan di Indonesia pada saat ini adalah Production Sharing Contract (PSC) generasi IV. Momentum di mulainya PSC generasi IV ini yaitu pada saat di berlakukanya undang-undang nomer 22 tahun 2001 tentang minyak gas bumi).Berikut ini adalah bagan alur mengenai Current PSC:19
Gambar 3. 1
Struktur dan prinsip bagi hasil dalam undang-undang ini berbeda dengan undang-undang yang lama. Pada undang-undang lama, yang menjadi para pihak adalah pertamina dan kontraktor sedangkan dalam undang-undang nomer 22 tahun 2001 minyak dan Gas Bumi, yang menjadi para pihaknya adalah Badan Pelaksana dengan Badan Usaha dan atau Badan Usaha Tetap.8
Badan Pelaksana ini terpisah dengan Pertamina. Badan Pelaksana ini terbentuk pada Agustus tahun 2002 dengan nama Badan Pelaksana Hulu Minyak dan Gas Bumi (BP Migas), dikepalai oleh Rachmat Soedibjo (republika, 31 desember 2002). Di dalam undang-undang nomer 22 tahun 2001 tidak diatur secara khusus tentang komposisi pembagian hasil antara Badan Pelaksana dengan Badan Usaha dan atau Badan Usaha Tetap. Pembagian ini diatur lebih lanjut dalam peraturan yang lebih rendah serta dituangkan dalam PSC. Apabila kita mengacu pada pasal 66 ayat (2) hukum nomer 22 tahun 2001, maka jelas pada pasal ini disebutkan bahwa segala peraturan pelaksaanaan dari undang-undang nomer 44 Prp tahun 1960 tentang pertambangan minyak dan gas bumi dan undang-undang nomer 8 tahun 1971 tentang pertamina tetap berlaku sepanjang tidak bertentangan atau belum di ganti dengan peraturan yang baru berdasarkan undang-undang ini. Di dalam pasal 16 peraturan pemerintah nomer 35 tahun 1994 tentang syarat-syarat dan pedoman kerja sama kontrak bagi hasil minyak dengan bumi ditentukan bahwa yang menetapkan pembagian hasil adalah menteri pertambangan dan energi, PSC ini memiliki ketentuan pembagian hasil (after Tax) sebagai berikut:8
a. Minyak : 85% untuk badan pelaksana
b. Gas : 70% untuk badan pelaksana
30% untuk Badan Usaha dan / atau badan Usaha Tetap PSC yang diberlakukan untuk CBM pada saat ini prinsipnya sama dengan yang dipakai pada minyak dan gas konvensional namun dengan porsi bagian yang berbeda, 55% untuk badan pelaksana dan 45% untuk Badan Usaha dan / atau badan Usaha Tetap.4 Dalam undang-undang tersebut juga diatur tentang penyerahan pembagian hak badan usaha atau bentuk usaha tetap untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri paling banyak 25%.15
3.1.2 Current Production Sharing Contract With Sliding Scale
Current PSC with Sliding Scale sama dengan PSC yang digunakan di
Indonesia pada saat ini namun perbedaan nya berada pada FTP (First Trench Petroleum) dan split (bagi hasil) yang disesuaikan dengan kenaikan jumlah produksi.11
Jika produksi per tahun nya dibawah 5 BCF, FTP untuk pemerintah sebesar 5%, jika produksi per tahun nya berkisar 5 – 50 BCF, FTP untuk pemerintah sebesar 7.5% dan jika produksi per tahun nya diatas 50 BCF, FTP untuk pemerintah sebesar 10%. Dibawah ini adalah bagan yang berisi alur mengenai sistem bagi hasil pada Current PSC with Sliding Scale. 11
berkisar 20 – 50 BCF maka share untuk pemerintah sebesar 15%, jika produksi per tahun nya berkisar 50 – 100 BCF maka share untuk pemerintah sebesar 20% dan jika produksi per tahun nya berkisar 100 – 200 BCF maka share untuk pemerintah sebesar 25%. Pada gambar dibawah ini menjelaskan sistem kontrak Current PSC with Sliding Scale.11
Gambar 3. 2
Sistem Kontrak Current PSC With Sliding Scale 11
ETS
3.1.3 Gross Production Sharing Contract
Pada dasarnya sistem kontrak Gross PSC hampir mirip dengan kontrak Current PSC yang telah dijelaskan di atas. Bedanya dengan PSC yang sekarang
adalah dengan menghilangkan penerapan Cost Recovery pada kontrak PSC. Dengan kata lain disini kontraktor bertanggung jawab penuh atas biaya yang dikeluarkan untuk proyek. Gambar dibawah ini adalah bagan yang berisi alur mengenai sistem bagi hasil pada Gross PSC.11
Gambar 3. 3
Sistem Kontrak Gross PSC 11
Depresiasi
Capex
Gross PSC
Opex
Exploration,
Development, dan
Production Expenditure
FTP
Tax
Taxable
Cont. Take
Income Tax
Cont. Share
Gov. Take
Gross Revenue
3.1.4 Gross Production Sharing Contract With Sliding Scale
Gross PSC with Sliding Scale, yaitu dengan menghilangkan penerapan Cost
Recovery pada kontrak Sliding Scale PSC. Sliding Scale pada dasarnya merupakan
modifikasi dari tipe PSC. Jenis Sliding Scale ini sudah banyak digunakan di negara-negara lain seperti Oman. Sedangkan di Indonesia, memodifikasi PSC dengan Sliding Scale baru sekedar wacana dan kajian. Bagan dibawah menjelaskan sistem
kontrak Gross PSC with Sliding Scale.
Gambar 3. 4
Sistem Kontrak Gross PSC With Sliding Scale 2
Hampir mirip dengan Gross PSC namun perbedaan nya berada pada FTP (First Trench Petroleum) yang disesuaikan dengan kenaikan jumlah produksi kumulatif. Jika produksi kumulatif nya dibawah 200 BCF, share untuk pemerintah sebesar 1%, jika kumulatif produksi berkisar 200 – 500 BCF, share untuk pemerintah sebesar 5%, jika kumulatif produksi diatas 500 – 1.000 BCF, share untuk pemerintah sebesar 19% dan jika kumulatif produksi diatas 1.000 – 1.500 BCF, share untuk pemerintah sebesar 35%.2
3.2 Parameter – Parameter Perhitungan
Dalam kontrak bagi hasil terdapat beberapa parameter – parameter yang digunakan dalam perhitungan indikator keekonomian suatu proyek. Parameter tersebut perlu dicari agar dapat dimasukan kedalam rumus sehingga keekonomian dari proyek dapat dianalisis. Parameter – parameter tersebut adalah sebagai berikut:
3.2.1 Investasi
Kontraktor melakukan investasi berupa capital dan juga non capital. Istilah capital dan non capital digunakan untuk mendefinisikan nilai suatu barang atau
peralatan pemboran dan produksi, mesin – mesin, fasilitas produksi konstruksi dan alat transportasi yang mengalami depresiasi nilai karena pemakaian.
Sedangkan istilah barang non capital adalah modal yang meliputi semua tipe dari material, biaya - biaya operasi dan pemeliharaaan. Tidak ada nilai yang dapat ditetapkan pada saat pemeriksaan dan modal tidak mengalami depresiasi terhadap waktu. Penggolongan suatu barang apakah termasuk capital atau non capital bersifat tidak pasti, tergantung pada perjanjian yang dilakukan.16
3.2.2 Depresiasi
Suatu barang atau modal capital mengalami pengurangan nilai karena waktu atau pemakaian. Faktor - faktor yang harus diperhitungkan dalam menghitung periode depresiasi dari suatu barang atau modal adalah biaya awal (initial cost), harga / biaya yang dapat diperoleh (Recoverable Cost) pada waktu barang - barang selesai atau tak dapat dipakai lagi dan lama waktu pemakaian. Beberapa metode depresiasi yang sering dipakai adalah straight line, decline balance, dan doubledecline balance.16
3.2.2.1 Metode Straight Line
Pada metode ini depresiasi dihitung dengan menganggap penurunan nilai barang tiap tahunnya dianggap konstan dari awal tahun sampai akhir periode depresiasi. Secara matematis, metode ini dapat ditulis sebagai berikut:16
Depresiasi =Wa I e a i e e ia i 3.1
3.2.2.2 Metode Decline Balance (DB)
Pada metode ini depresiasi dihitung dengan menganggap penurunan nilai barang berubah dari tahun ke tahun. Pada awal penurunan nilai barang lebih besar dibanding pada tahun berikutnya. Secara matematis, metode ini dapat ditulis sebagai berikut:16
Depresiasi = T Investasi − Depresiasi− 3.2
Dimana:
i = waktu perhitungan
T = lama waktu depresiasi
3.2.2.3 Metode Double Decline Balance (DDB)
Metode ini menyerupai metode declining balance, hanya saja nilai suatu barang berkurang dua kali lebih cepat daripada metode declining balance. Secara matematis, metode ini dapat dituliskan sebagai berikut:16
Depresiasi = T Investasi − Depresiasi− 3.3
3.2.3 Gross Revenue
Gross Revenue adalah pendapatan atau penerimaan kotor dari suatu proyek
migas yang dapat diperoleh melalui hasil penjualan produksi.5 Secara matematis, Gross Revenue ini dapat dicari melalui rumus sebagai berikut:
Produksi yang diperoleh merupakan produksi bersih tiap tahun dari suatu lapangan.5 Sedangkan Harga yang dibutuhkan dalam perhitungan keekonomian suatu proyek ditentukan berdasarkan kebijakan Pemerintah / pihak yang berwenang.16
3.2.4 F irst Trench Petroleum (FTP)
Pada tahun 1987 telah terasa timbulnya gejala permasalahan dalam perjanjian Production sharing contract yang berlaku saat itu, terutama dari sudut pandang keekonomiannya. Permasalahan tersebut muncul akibat:16
• Tingkat pemasaran dan harga minyak bumi yang rendah dan tak menentu.
• Ukuran penemuan cadangan yang semakin mengecil.
• Peraturan pelaksanaan perundangan yang kemudian dikeluarkan tidak
mendukung kelancaran operasi dan cenderung mengabaikan sifat strategis minyak dan gas.
perpanjangan yang diadakan sejak deregulasi pada industri migas bulan Agustus 1988. Secara sistematis perhitungan FTP adalah sebagai berikut:16
FTP = % × 3.5
FTP = − ℎ × FTP 3.6
FTP � = ℎ × FTP 3.7
3.2.5 Cost Recovery
Cost Recovery adalah Permasalahan menyangkut pengembalian biaya operasi kegiatan eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas. Cost Recovery itu sendiri terdiri atas:16
• Non capital cost tahun tersebut.
• Depresiasi capital cost tahun tersebut.
• Operating cost tahun tersebut.
• Unrecovered cost (uncovered operating cost tahun sebelumnya).
Non capital cost merupakan operating cost yang berhubungan dengan operasi selama tahun yang bersangkutan termasuk biaya pekerja, material, survei seismik dan intangible cost dari peralatan pemboran meliputi lumpur pemboran dan bahan kimia, bit, casing serta work over.16
Operating cost untuk tiap volume hidrokarbon yang dihasilkan merupakan
Recovered dari Kontraktor dapat diperoleh kembali dari pendapatan kotor hasil penjualan hidrokarbon (Gross Revenue) pada tahun bersangkutan. Bila Cost Recovery kontraktor melebihi pendapatan (Gross Revenue), maka kekurangan tersebut dapat diperoleh pada tahun berikutnya. Kekurangan pada tahun yang bersangkutan disebut dengan carry forward, sedangkan kekurangan pada tahun sebelumnya disebut sebagai unrecovered prior years.16
Secara matematis, kondisi diatas dinyatakan sebagai berikut:16
Jika, � + � � � > 3.8
= 3.9
Unr = � + � � � − 3.10
Jika tidak maka, R = � + � � � 3.11
= 3.12
3.2.6 Equity To Be Split
Equity to be Split adalah Gross Revenue dikurangi FTP dan Recovered.5
ETS = − FTP − 3.13
3.2.7 Tax
Besarnya Tax yang harus ditanggung adalah sebesar total % Tax dari sejumlah pendapatan atau revenue yang dapat dihitung secara matematis sebagai berikut:5
Tax = % × � 3.14
Government Tax adalah pajak pemerintah yang dikenakan pada seluruh penghasilan kontraktor. Besarnya Tax tersebut dapat sebesar 56%, 48% ataupun 44% tergantung dengan kesepakatan dalam kontrak.Penghasilan kontraktor yang dikenakan Tax adalah sebagai berikut:5
• Total bagian kontraktor setelah dipotong DMO (Contractor Share After DMO) • Investment Credit
• DMO
3.2.8 Taxable Income
Taxable Income adalah bagian pendapatan Kontraktor yang dikenal dengan
istilah pajak. Kriteria pajak yang dikenakan adalah seluruh bagian Kontraktor yang merupakan keuntungan. Pada kontrak bagi hasil di Indonesia berapa pun besarnya tarif pajak hasil, bagi hasilnya tetap. Taxable Income dapat dihitung secara matematis sebagai berikut:5
3.2.9 Contractor Share
Bagian kontraktor merupakan hak bagian kontraktor yang berasal dari pendapatan kotor setelah dipotong biaya sebelum pajak dikalikan dengan Equity to be Split. Hak bagian kontraktor ini setelah dipotong pajak pembagian sebelum Cost
Recovery disebut Net Contractor Share dan apabila ditambah dengan seluruh bagian yang dikeluarkan maka disebut Total Contractor Share.5
3.2.10 Government Take
Government Take adalah total bagian pendapatan Pemerintah yang diperoleh dalam pengembangan suatu lapangan. Government Take dapat dihitung secara matematis sebagai berikut:5
. = . ETS + DMO − DMO + . 3.16
3.3 Contractor Cash F low
Dari sisi Kontraktor, untuk menghitung parameter keekonomian proyek, seperti: IRR, NPV dan lain – lain, maka diperlukan pembuatan lembar kerja (spreadsheet).5
Secara umum, cash flow/jumlah arus kas adalah jumlah kas masuk (Cash In) dikurangi dengan jumlah kas yang keluar (Cash Out).5
3.3.1 Cash In
Cash In / jumlah kas yang masuk sebagai pendapatan kontraktor, dapat dihitung secara matematis sebagai berikut:5
� ℎ � = + � ℎ � 3.18
3.3.2 Cash Out
Cash Out / jumlah kas yang keluar sebagai faktor pengurang dari pendapatan yang didapat oleh kontraktor. Yang termasuk faktor pengurang pendapatan Kontraktor adalah Biaya Investasi, Pengeluaran untuk operasional (Operating Expenditure) dan Pembayaran pajak (Tax Payment).5
3.4 Indikator – Indikator Keekonomian
Analisis aspek ekonomi dilakukan dengan menganalisis indikator - indikator kelayakan suatu proyek. Indikator kelayakan proyek adalah parameter – parameter untuk dapat menilai kelayakan suatu proyek investasi secara objektif. Indikator kelayakan proyek ini secara kuantitatif dapat digunakan sebagai petunjuk atau alat eveluasi dalam mengambil keputusan mengenai kelayakan proyek. Indikator - indikator kelayakan proyek tersebut adalah:5
3.4.1 NPV (Net Present Value)
bernilai positif, maka menunjukan proyek tersebut layak dijalankan, karena memberikan keuntungan. Namun sebaliknya jika NPV bernilai negatif, maka proyek tak layak dijalankan karena memberikan kerugian secara ekonomis. Apabila NPV = 0, berarti investasi tersebut menghasilkan Internal Rate of Return yang besarnya serupa dengan harga yang digunakan. Net Present Value dapat dinyatakan dengan:16
NPV = C + + + + + ⋯ + n
+ � 3.19
3.4.2 IRR (Internal Rate of Return)
Internal Rate of Return (IRR) didefinisikan sebagai harga bunga yang menyebabkan harga semua Cash Inflow besarnya serupa dengan Cash Outflow bila cash flow ini didiskon untuk suatu waktu tertentu. Dengan kata lain IRR adalah tingkat suku bunga yang menyebabkan NPV = 0. IRR dapat dinyatakan dengan:16
∑ n
+IRRn
= = 3.20
3.4.3 POT (Pay Out Time)
Pay Out Time adalah lamanya jangka waktu sampai investasi kembali. Investor selalu menginginkan modal yang ditanamkan cepat kembali, yaitu proyek yang mempunyai POT yang lebih pendek. Namun indikator POT ini mempunyai kelemahan yaitu tidak memberikan gambaran yang terjadi setelah POT tercapai. Dengan kelemahan indikator ini maka POT jarang digunakan sebagai parameter utama dalam pemilihan proyek tapi hanya sebagai pertimbangan tambahan.16
3.4.4 PIR (Profit Investment Ratio)
Profit Investment Ratio adalah suatu indikator keekonomian yang menggambarkan kesanggupan untuk memberikan keuntungan total. Definisi dari Profit Investment Ratio adalah perbandingan antara jumlah keuntungan bersih yang
didapat terhadap jumlah investasi yang ditanamkan. Profit Investment Ratio juga dapat dilihat dari kesanggupan memberi keuntungan yang diperoleh dari total Net Revenue dikurangi Total Investment.5
PIR juga dapat menggambarkan jumlah keuntungan yang dihasilkan dari suatu investasi untuk tiap dollar atau rupiah yang diinvestasikan. PIR juga tidak menggambarkan mengenai pola laju cash flow yang merupakan bagian penting untuk menganalisa kelayakan (keuntungan) dari suatu proyek dan tidak mempertimbangkan Discount Factor (nilai waktu uang). Sedangkan pertimbangan pola laju cash flow dan discount factor merupakan salah satu bagian terpenting dari analisa ekonomi. Secara matematis PIR dapat dihitung sebagai berikut:5
PIR merupakan salah satu indikator keekonomian yang dapat memberikan gambaran apakah proyek tersebut dapat memberikan keuntungan atau tidak. Kelemahan dari konsep PIR ini adalah tidak dapat merefleksikan pola cash flow project sehingga dua kesempatan investment bisa saja mempunyai Pay Out Time dan Profit Investment Ratio yang sama walaupun memiliki cash flow yang berbeda.5
3.4.5 Analisis Sensitivitas
Analisis sensitivitas adalah suatu metode yang digunakan untuk melihat pengaruh perubahan – perubahan terhadap indikator keekonomian. Analisis sensitivitas dapat juga menunjukan bagaimana pengaruhnya terhadap keuntungan yang didapat dari suatu investasi.. Gambar dibawah ini merupakan contoh dari Spider chart.
Pada contoh spider chart diatas menjelaskan bahwa harga gas paling berpengaruh terhadap nilai IRR pada proyek tersebut, karena grafik yang menunjukkan harga gas paling miring atau paling mendekati sudut 90o. Bermanfaat untuk menyajikan data atau informasi yang memberikan gambaran mengenai perbandingan elemen dari dua atau lebih objek yang hendak diperbandingkan.18
3.5 Analisis SWOT
Analisis SWOT adalah suatu metode menganalisis faktor-faktor internal dan eksternal menjadi langkah-langkah strategi dalam pengoptimalan usaha yang lebih menguntungkan. Dalam analisis, faktor-faktor internal dan eksternal dipilih aspek-aspek yang menjadi kekuatan (Strength), kelemahan (Weakness), kesempatan (Opportunity), dan ancaman (Threat). Dengan begitu dapat ditentukan berbagai kemungkinan alternatif strategi yang dapat dijalankan (Freddy Rangkuti, 2005:19).1
Dalam Pengelolaan dan pengembangan suatu aktifitas memerlukan suatu perencanaan strategis, yaitu suatu pola atau struktur sasaran yang saling mendukung dan melengkapi menuju ke arah tujuan yang menyeluruh. Sebagai persiapan perencanaan, agar dapat memilih dan menetapkan strategi dan sasaran maka diperlukan suatu analisis yang tajam sehingga tersusun program-program dan proyek-proyek yang efektif dan efisien.1
(untuk diantisipasi). Dalam penelitian ini, langkah-langkah analisis data dilakukan sebagai berikut:1
1. Melakukan pengklasifikasian data, faktor yang menjadi kekuatan dan kelemahan sebagai faktor internal, peluang dan ancaman sebagai faktor eksternal. Pengklasifikasian ini menghasilkan tabel informasi SWOT.
2. Melakukan analisis SWOT, yaitu membandingkan antara faktor eksternal Peluang (Opportunity) dan Ancaman (Threat) dengan faktor internal Kekuatan (Strength) dan Kelemahan (Weakness).
29 BAB IV HASIL ANALISIS
Prospek dari CBM sangat luar biasa. Bisa dibilang CBM merupakan investasi yang sangat menjanjikan dimasa mendatang. Apalagi melihat cadangan dari minyak dan gas konvensional yang sudah menipis. Maka Indonesia memerlukan energi alternatif lain agar dapat memenuhi kebutuhan energi masyarakatnya. Menurut peneliti pengembangan CBM di Indonesia sangatlah lamban. Untuk itu, peneliti melakukan analisis untuk mengetahui penyebab permasalahan pengembangan CBM di Indonesia dengan metode SWOT. Berdasarkan data, informasi, policy paper yang pernah ada, serta kuesioner yang diisi oleh expert judgement. Peneliti dapat mengindentifikasi fungsi yang berperan dalam pengembangan CBM di Indonesia.
4.1 Analisis SWOT
Berdasarkan pada fungsi fungsi yang telah diindentifikasi, maka perlu ditemukan faktor yang berpengaruh, baik faktor internal maupun eksternal dan kemudian di masukkan ke dalam tabel analisis SWOT. Setelah itu diinterpretasikan dan dikembangkan menjadi keputusan pemilihan strategi yang memungkinkan untuk dilaksanakan.
4.1.1 Faktor Internal
4.1.1.1 Kekuatan (Strength)
Faktor - faktor kekuatan dalam pengembangan CBM adalah kompetensi khusus atau keunggulan – keunggulan lain yang berakibat pada nilai tambah atau keunggulan komparatif. Yang menjadi keunggulan dalam pengembangan CBM di Indonesia antara lain seperti tabel dibawah berikut:
Tabel 4. 1 Tabel Faktor Kekuatan
FAKTOR EVALUASI INTERNAL
Kunci Faktor Internal Bobot Skala Nilai
No. Strength
1 Sumber daya yang melimpah 0.20 4 0.68
2 Energi jangka panjang yang ramah lingkungan 0.19 2 0.43
3 Berada ditempat dangkal 0.18 1 0.18
4 Hasilnya merupakan sweet gas 0.20 1 0.25
TOTAL STRENGTH 0.76 8 1.54
Ukuran Rating : Nilai = Bobot x Skala
1 = Sedikit Penting 2 = Agak Penting 3 = Penting
4.1.1.2 Kelemahan (Weakness)
Kelemahan adalah hal yang wajar dalam segala sesuatu tetapi yang terpenting adalah bagaimana sebagai penentu kebijakan dalam meminimalisir kelemahan-kelemahan tersebut. Beberapa faktor kelemahan yang harus segera dibenahi, antara lain seperti tabel dibawah berikut:
Tabel 4. 2
Tabel Faktor Kelemahan
FAKTOR EVALUASI INTERNAL
Kunci Faktor Internal Bobot Skala Nilai
No. Weakness
1 Minimnya data dan informasi mengenai CBM 0.05 -4 -0.17 2 Sedikitnya ketersediaan barang dan jasa
pendukung 0.07 -2 -0.16
3 Karakteristik reservoir di Indonesia kurang
mendukung 0.12 -2 -0.24
TOTAL WEAKNESS 0.24 -8 -0.56
TOTAL INTERNAL 1.00 0.98
Ukuran Rating : Nilai = Bobot x Skala
1 = Sedikit Penting 2 = Agak Penting 3 = Penting
4 = Sangat Penting
4.1.2 Faktor Eksternal
4.1.2.1 Peluang (Opportunity)
Peluang adalah suatu kondisi lingkungan eksternal yang menguntungkan bahkan menjadi formulasi dalam Pengembangan CBM di Indonesia. Oleh karena itu peluang yang ada diindentifikasi agar dapat dimanfaatkan seoptimal mungkin. Tabel dibawah berikut merupakan contoh peluang yang terdapat didalam pengembangan CBM di Indonesia:
Tabel 4. 3
Tabel Faktor Kesempatan
FAKTOR EVALUASI EKSTERNAL
Kunci faktor eksternal Bobot Skala Nilai No
.
Opportunity
1 Kebutuhan Gas yang selalu meningkat 0.16 3 0.44 2 Cadangan gas konvensional yang sudah
menipis
0.16 3 0.43
3 Penduduk dalam negeri membutuhkan lapangan pekerjaan
0.14 3 0.42
4 Diversikasi energi dari minyak ke gas 0.15 3 0.38 5 Memperkecil resiko gas metana 0.16 4 0.55
TOTAL OPPORTUNITY 0.76 15 2.21
Ukuran Rating : Nilai = Bobot x Skala
1 = Sedikit Penting 2 = Agak Penting 3 = Penting
4.1.2.2 Ancaman (Threat)
Ancaman merupakan kebalikan dari sebuah peluang, ancaman meliputi faktor-faktor lingkungan yang tidak menguntungkan bagi pengembangan CBM di Indonesia. Jika sebuah ancaman tidak ditanggulangi maka dapat menjadi sebuah dalam pengembangan CBM. Berikut ini adalah ancaman bagi pengembangan CBM di Indonesia:
Tabel 4. 4 Tabel Faktor Ancaman
FAKTOR EVALUASI EKSTERNAL
Kunci faktor eksternal Bobot Skala Nilai
No. Threat
1 Sentimen Investasi CBM yang Negatif 0.05 -3 -0.16
2 Pedoman Tata Kerja 0.06 -4 -0.19
3 Sistem kontrak bagi hasil 0.03 -3 -0.10
4 Perijinan melalui banyak pintu 0.03 -4 -0.11 5 Permasalahan tumpang tindih lahan 0.07 -2 -0.11
TOTAL THREAT 0.24 -15 -0.67
TOTAL EKSTERNAL 1.00 1.55
Ukuran Rating : Nilai = Bobot x Skala
1 = Sedikit Penting 2 = Agak Penting 3 = Penting
4.1.3 Matrik SWOT
Berdasarkan hasil analisis faktor internal dan eksternal pada tabel diatas, maka bisa didapatkan total nilai dari setiap aspek seperti berikut ini:
Total Nilai Kekuatan : 1.54
Total Nilai Kelemahan : -0.56 Total Nilai Peluang : 2.21
Total Nilai Ancaman : -0.67
Berdasarkan total Skor diatas, dapat ditentukan luasan matriks serta prioritas dari strategi yang akan diambil. Semakin luas matriksnya maka semakin diprioritaskan, hasilnya dapat dilihat pada tabel dibawah ini:
Tabel 4. 5 Tabel Prioritas Strategi
Kuadran Posisi Titik Luas Matriks Rangking Prioritas Strategi
I (1.54, 2.21) 3.41 1 Agresif
II (1.54, -0.67) 1.02 3 Diversifikasi
III (-0.56, 2.21) 1.25 2 Turn Around
Berdasarkan tabel diatas, maka dapat diurutkan strategi yang diprioritaskan berdasarkan ranking yang diurutkan dari luas matrik yang paling besar ke yang paling kecil, yaitu sebagai berikut :
Ranking ke 1 : pada kuadran I dengan luas matrik 3.41 Ranking ke 2 : pada kuadran III dengan luas matrik 1.25
Ranking ke 3 : pada kuadran II dengan luas matrik 1.02
Ranking ke 4 : pada kuadran IV dengan luas matrik 0.37
Berdasarkan pada Hasil Ranking tersebut, maka penentuan posisi Industri CBM di Indonesia dapat digambarkan dengan Matrik SWOT seperti yang dapat dilihat pada gambar di bawah ini dengan menentukan koordinat gambar tersebut menggunakan rumus sebagai berikut:
Koordinat Analisis Internal = (Total Internal) : 2
Koordinat Analisis Internal = (0.98)/2
= 0.49
Koordinat Analisis Eksternal = (Total Eksternal) : 2
Koordinat Analisis Eksternal = (1.55)/2
= 0.77
Titik koordinat terletak pada = (0.49, 0.77)
I yang juga merupakan situasi yang menguntungkan. Hal tersebut dimasukan kedalam matrik SWOT yang dapat digambarkan seperti gambar dibawah ini.
Gambar 4.1 Matrik SWOT14
Gambar diatas menjelaskan bahwa CBM di Indonesia memiliki peluang dan kekuatan yang besar sehingga dapat memanfaatkan peluang yang ada. Strategi yang harus diterapkan dalam kondisi ini adalah strategi yang mendukung kebijakan pertumbuhan yang agresif (growth oriented strategy). Jenis strategi yang dapat digunakan seperti Integrasi ke depan, Integrasi ke Belakang, Integrasi Horizontal, Penetrasi Pasar, Pengembangan Produk, Pengembangan Pasar, Diversifikasi Terkait dan Difersifikasi Tidak Terkait. Rumusan alternatif strategi yang dapat dipilih sebagai berikut:
(2.00) (1.50) (1.00) (0.50) 0.00 0.50 1.00 1.50 2.00
4.1.3.1 Strategi Strength – Opportunity
Strategi S – O (Strength – Opportunity) adalah strategi yang menggunakan Kekuatan semaksimal mungkin untuk memanfaatkan peluang yang ada. Strategi yang dapat dilakukan adalah sebagai berikut:
a) Kerjasama dengan sektor pertambangan, dengan pemanfaatan CBM meningkatkan keamanan para pekerja pertambangan batubara karena mengurangi kandungan metana yang memiliki sifat mudah terbakar dan beracun. Selain itu gas CBM dapat digunakan untuk pembangkit listrik di area tambang batubara terdekat.
b) Memperbanyak kompetitor sektor CBM, dengan mempermudah perizinan, memberikan berbagai insentif, memodifikasi beberapa ketentuan dan standarisasi yang menyamakan antara konvensional dengan CBM. Diperlukan adanya penghapusan atau modifikasi dari PTK 007 dalam hal pengadaan barang dan jasa di industri CBM. Sehingga KKKS dapat secara bebas mengakses pasar global untuk mendapatkan harga yang terbaik, tidak hanya untuk teknologi tetapi juga tenaga ahlinya. Diharapkan kedepannya, dengan belajar dari pengalaman dapat tumbuh banyak industri servis lokal yang kompeten khusus CBM.
4.1.3.2 Strategi Strength – Threat
a) Menyetarakan prioritas konvensional dan non konvensional, dengan memodifikasi Peraturan Menteri ESDM No.5 tahun 2012 tentang Tata Cara Penetapan dan Penawaran WK Minyak dan Gas Bumi Non-Konvensional yang memberikan prioritas kepada pelaku industri Migas Konvensional dibandingkan Non-konvensional untuk area tumpang tindih. Industri CBM yang juga berpotensi sebagai kontributor sumber energi nasional seharusnya ditempatkan pada posisi yang serupa dengan industri Migas Konvensional. b) Partisipasi dalam proyek downstream, dengan dipermudahnya kontraktor upstream CBM untuk terlibat di dalam mata rantai pasokan CBM dapat
meningkatkan keinginan kontraktor untuk menjalankan bisnis CBM dengan keekonomian yang marginal karena dimungkinkannya pengelolaan resiko secara terintegrasi.
c) Kerjasama lintas sektor, seperti gas CBM yang dapat dimanfaatkan bagi sumber energi pembangkit listrik di sekitarnya, bahkan pada awal produksi CBM menghasilkan cukup banyak air yang berasal dari proses dewatering. Air tersebut dapat dimanfaatkan untuk berbagai kebutuhan seperti pengairan atau peternakan sekitar WK CBM, sumber air untuk pengolahan minum daerah setempat, dapat juga digunakan untuk kepentingan industri. Serta gas metana yang tadinya dapat merusak ozon apabila menguap bebas, dapat diminimalisir.
ditinjau agar tidak menyulitkan pengembangan CBM. Fleksibilitas pasar diperlukan didalam komersialisasi CBM.
4.1.3.3 Strategi Weakness – Opportunity
Strategi W – O (Weakness – Opportunity) adalah strategi yang menggunakan peluang yang ada untuk menekan kelemahan sekecil mungkin. Strategi yang dapat dilakukan adalah sebagai berikut:
a) Melaksanakan pembuatan multi well pilot, saat ini beberapa kontraktor WK CBM di Indonesia telah melakukan uji produksi melalui sumur pilot tunggal (single-well pilot). Namun Potensi seutuhnya dari sebuah WK CBM belum
dapat diketahui sebelum dilakukan evaluasi dari beberapa sumur pilot berdampingan (multi-well pilot). Potensi produksi seutuhnya hanya dapat dilakukan didalam area yang sudah mengalami penurunan tekanan hidrostatik yang cukup dengan pressure charging yang minimum dari area disekitarnya. Kondisi seperti ini hanya dapat terjadi dengan multi-well pilot dimana Potensi sesungguhnya terjadi pada sumur yang terletak di tengah. Pressure charging dicegah dengan diproduksikannya sumur-sumur terluar
secara terus-menerus. Penutupan sumur memberikan peluang untuk pressure charging dan apabila hal ini terjadi, proses penurunan hidrostatik
pressure dimulai dari awal. Dan lalu multi-well pilot dilakukan secara lebih
b) Statement formal pemerintah mengenai harga gas CBM, Pemerintah dapat mensosialisasikan kepada para calon pembeli gas bahwa gas CBM ini secara ekonomis memang membutuhkan harga beli yang lebih tinggi untuk mencapai keekonomiannya.
c) Membutuhkan insentif untuk stimulasi reservoir, karakteristik laju produksi gas yang rendah dari batubara di Indonesia membutuhkan stimulasi agar mencapai laju produksi komersial. Perekahan hidrolik merupakan teknologi yang umum digunakan pada cekungan penghasil CBM didunia. Teknologi ini memerlukan kapasitas pompa yang besar agar dapat membuat rekahan yang cukup dalam sehingga laju alir produksi gas membaik. Saat ini jumlah pekerjaan perekahan hidrolik tidak banyak. Hanya sedikit perusahaan jasa tersedia, yang pada umumnya adalah perusahaan yang pemberi jasa pada industri minyak dan gas konvensional. Hal ini menyebabkan tidak muncul kompetisi yang cukup dari perusahaan jasa di pasar dapat mengakibatkan mahalnya jasa pekerjaan yang harus ditanggung oleh para pelaku CBM. d) Pemerintah menunjuk calon pembeli gas CBM, misalnya PLN atau lainnya
4.1.3.4 Strategi Weakness – Threat
Strategi W – T (Weakness - Threat) adalah strategi yang menggunakan kekuatan dan peluang untuk menghindari ancaman dan menekan kelemahan yang ada. Strategi yang dapat dilakukan adalah sebagai berikut:
a) Buat kerangka ketentuan KKS khusus CBM, dalam rangka mendorong investasi CBM, beberapa ketentuan KKS juga diusulkan untuk dirubah, khususnya perihal Program Kerja Komitmen Pasti, periode kontrak dan atau mekanisme perpanjangan kontrak, batasan waktu penyisihan sebagian WK, penjualan gas pre-POD dan metode verifikasi cadangan.
Usulan-usulan perbaikan sehubungan dengan program kerja Komitmen
Pasti serta perpanjangan jangka waktu eksplorasi:
Perubahan jangka waktu eksplorasi dari 6+4 tahun menjadi 10+5
tahun untuk industri CBM (klausa 1.2.16 & 2.1.2).
Klausa didalam KKS yang mengandung “pemutusan otomatis kontrak” perlu disesuaikan dengan ketentuan yang memberikan
Migas/SKK Migas ruang untuk mempertimbangkan perpanjangan kontrak dan penyelesaian program kerja bedasarkan prestasi dan hasil eksplorasi (klausa 2.1.3 & 4.5).
Program Komitmen Pasti juga perlu dirubah menjadi Eksplorasi
Periode kontrak perlu dirubah menjadi minimum 50 tahun atau
perpanjangan kontrak 20 tahun secara otomatis bila usulan POD telah disetujui.
Batasan waktu dari penyisihan pertama dan kedua perlu dirubah
menjadi tahun ke-lima dan ke-sepuluh sesuai urutannya (klausa 3.1 & 3.2);
Pendapatan dari penjualan gas pre-P OD diperlakukan seperti masa
POD dimana perbedaannya hanya terletak pada jenis produksi. Gas pre-POD adalah gas yang diproduksi sebagai bagian dari uji produksi
dimana informasinya diperlukan untuk penyusunan POD.
Dalam pengajuan POD, diusulkan “reserve certification” diubah
menjadi “resource verification” dimana volume resource berdasarkan
volume yang bisa dikembangkan. Proses Resource Verification diajukan untuk menggantikan proses sertifikasi cadangan seperti yang disyaratkan di dalam Pedoman Pengusahaan CBM tahun 2010.
minyak dan konvensional dengan kedalaman hingga ribuan meter dengan tekanan yang tinggi. Penerapan Standar Nasional Indonesia ataupun peraturan terkait lain yang lazim digunakan didalam kegiatan pemboran sumur minyak dan gas konvensional perlu disesuaikan dengan mempertimbangkan efisiensi biaya, kebutuhan teknis serta faktor resiko yang tepat.
c) Menerapkan kebijakan “Satu Pintu, Satu Ijin”, untuk mengatasi perijinan yang terlalu banyak dan menghambat perkembangan industri CBM di
Indonesia, pemerintah perlu menerapkan kebijakan “Satu Pintu, Satu Ijin”.
Juga diperlukan pemangkasan pada peraturan daerah yang bertentangan dengan prinsip kebijakan dengan berpayung pada UU No.32 tahun 2004 tentang pemerintah daerah dan UU No.12 tahun 2011 tentang Pembentukan Peraturan Perundang-undangan, materi muatan Peraturan Daerah.
d) Gunakan kontrak alternatif Gross PSC with Sliding Scale, Hasil analisis yang telah dilakukan penulis menunjukkan bahwa penerapan rezim kontrak yang diusulkan tersebut ternyata mampu memberikan keekonomian yang cukup baik bagi industri CBM untuk meneruskan investasinya. Oleh karena itu, kajian ini merekomendasikan penerapan rezim kontrak Gross PSC with Sliding Scale untuk menggantikan rezim kontrak yang diterapkan pada
4.2 Analisis Keekonomian
Pada dasarnya analisa keekonomian ini dilakukan untuk mengevaluasi dan melihat berapa besar potensial pendapatan dari pemerintah dan kontraktor dari proyek CBM.
Analisa ini dilakukan dengan menggunakan tiga skenario pengembangan yang Berbeda dengan berbagai macam sistem bagi hasil, seperti Current PSC, Current PSC with Sliding Scale, Gross PSC dan Gross PSC with Sliding Scale,
skenario yang dibandingkan adalah:
Skenario 1 848 wells 500 bcf
Skenario 2 1,648 wells 1,000 bcf
Skenario 3 2,448 wells 1,500 bcf
Skenario tersebut telah dijelaskan bahwa memiliki perbedaan dalam jumlah sumur dan cadangan nya hal ini membuat setiap skenario diatas memiliki profil pengembangan lapangan yang berbeda beda pula.
4.2.1 Profil Pengembangan Lapangan
Dalam melakukan perhitungan keekonomian dengan Current PSC, Current PSC with Sliding Scale, Gross PSC dan Gross P SC with Sliding Scale diperlukan
PSC ini menggunakan asumsi dasar yang memiliki perbedaan setiap skenario nya. Dibawah ini merupakan tabel profil pengembangan lapangan pada skenario 1:
Tabel 4. 6
Profil Pengembangan CBM Skenario 1
Skenario 1 (500 bcf)
Tahun Jadwal Penambahan Sumur (Wells)
Production (MMSCF)
Cumm. Production (MMSCF)
1 - - -
2 - - -
3 - - -
4 6 103 103
5 6 309 412
6 - 618 1,029
7 12 980 2,009
8 112 3,014 5,023
9 101 6,998 12,022
10 101 14,136 26,157
11 101 19,994 46,151
12 101 25,149 71,300
13 101 29,685 100,985
14 101 33,677 134,662
Tabel diatas merupakan profil produksi dari tahun 1 sampai ke tahun 9. Dibawah ini merupakan lanjutan dari tabel diatas yang merupakan profil produksi skenario 1 dari tahun 10 sampai tahun ke 36.
Tabel 4. 6
Profil Pengembangan CBM Skenario 1 (Lanjutan)
Skenario 1 (500 bcf)
Tahun Jadwal Penambahan Sumur (Wells)
Production (MMSCF)
Cumm. Production (MMSCF)
16 5 38,635 210,488
17 - 37,976 248,464
18 - 33,611 282,075
19 - 29,578 311,653
20 - 26,028 337,682
21 - 22,905 360,587
22 - 20,156 380,743
23 - 17,738 398,481
24 - 15,609 414,090
32 - 3,455 481,092
33 - 2,430 483,522
34 - 1,527 485,049
35 - 733 485,782
Sedangkan untuk profil produksi pada lapangan skenario 2 dan 3 juga menggunakan asumsi yang serupa. Dibawah ini merupakan tabel profil pengembangan lapangan pada skenario 2 dan 3:
Tabel 4. 7
Profil Pengembangan CBM Skenario 2 dan 3
Tabel diatas merupakan profil pengembangan lapangan CBM dari skenario 2 dan 3. Pada kolom tahun ke 23 diberi warna merah untuk menjelaskan batas dari jadwal pengembangan sumur pada skenario 2 sedangkan pada skenario 3 dilanjutkan sampai tahun ke 31, berikut ini lanjutan tabel diatas.
Tabel 4.7
Profil Produksi CBM Skenario 2 dan 3 (Lanjutan)
4.2.2 Total Biaya Investasi Lapangan CBM
Dalam melakukan pengembangan lapangan memerlukan biaya yang harus dikeluarkan. Biaya yang harus dikeluarkan disebut dengan biaya investasi. Biaya investasi tersebut digolongkan menjadi 3, yaitu:
Capital Expenditure (Capex) Tangible Capital Expenditure (Capex) Intangible
Operating Expenditure (Opex)
Tabel 4. 8
Biaya Investasi Lapangan CBM
Jenis PSC Jenis Biaya Skenario 1 (500 bcf)
Capex Tangible 1,182,360 2,294,860 3,407,360 Capex Intangible 1,751,040 3,335,040 4,919,040 Opex 1,759,090 3,325,762 4,892,513 Current PSC
with Sliding Scale (US$M)
Capex Tangible 1,182,360 2,294,860 3,407,360 Capex Intangible 1,751,040 3,335,040 4,919,040 Opex 1,803,365 3,370,056 4,936,807
Gross PSC (US$M)
Capex Tangible 945,888 1,835,888 2,725,888 Capex Intangible 1,400,832 2,668,032 3,935,232 Opex 1,472,962 2,696,045 3,949,446 Gross PSC
with Sliding Scale (US$M)
4.2.3 Parameter Production Sharing Contract / Fiscal Terms
Parameter – parameter yang digunakan dalam perhitungan keekonomian dengan model Current P SC, Current PSC with Sliding Scale, Gross PSC dan Gross PSC with Sliding Scale disajikan dalam bentuk tabel dibawah ini.
Tabel 4. 9
Parameter – Parameter Pehitungan Keekonomian
Selanjutnya parameter – parameter diatas akan dihitung dengan memasukkan parameter kedalam setiap alur model PSC yang dibandingkan.
PSC/ F iscal Terms Current PSC
Current PSC
with SS Gross PSC
Gross PSC
with SS
Project Life (Years) 50 50 50 50
Harga Gas
(US$/MMBTU) 14 14 14 14
FTP/Govt share of
Gross Rev (%) 10 Sliding 10 Sliding
DMO (%) 25 25 25 25
DMO fee (%) 100 100 100 100
Tax (%) 40 40 40 40
Investment Credit 0 0 0 0
Contractor after Tax
Share (%) 45 45 60 60
PSC Share (Pre Tax)
4.2.3.1 Current Production Sharing Contract
Sistem kontrak Current PSC adalah sistem bagi hasil yang digunakan di Indonesia sampai saat ini. Dibawah ini adalah bagan yang berisi alur mengenai sistem bagi hasil pada Current PSC.
FTP
Sistem Kontrak Current PSC 19
4.2.3.2 Current Production Sharing Contract With Sliding Scale
Trench Petroleum) dan split (bagi hasil) yang disesuaikan dengan kenaikan jumlah
produksi. Sistem bagi hasil tersebut dapat dilihat pada bagan dibawah ini.
Gambar 4.3
Sistem Kontrak Current PSC With Sliding Scale 11
4.2.3.3 Gross Production Sharing Contract
Pada gambar dibawah ini menjelaskan sistem kontrak Gross PSC. Pada dasarnya sistem kontrak Gross PSC hampir mirip dengan kontrak Current PSC yang telah dijelaskan di atas. Bedanya adalah kontraktor bertanggung jawab untuk mengelola penuh atas biaya yang dikeluarkan untuk proyek. Dengan kata lain Gross
ETS Current PSC with Sliding
Revenue dibagi kepemerintah sejumlah FTP sisanya dibagikan kepada kontraktor
untuk menjadi hasil kontraktor dan menggantikan biaya investasinya. Dibawah ini adalah bagan yang berisi alur mengenai sistem bagi hasil pada Gross PSC.
Depresiasi
Capex
Gross PSC
Opex
Exploration,
Development, dan
Production Expenditure
FTP
Tax
Taxable
Cont. Take
Income Tax
Cont. Share
Gov. Take
Gross Revenue
Deductible
Expenses
10% (1-10%)
40%
Gambar 4.4
Sistem Kontrak Gross PSC 11
4.2.3.4 Gross Production Sharing Contract With Sliding Scale
Pada gambar dibawah ini menjelaskan sistem kontrak Gross PSC with Sliding Scale. Sama dengan Gross PSC namun perbedaan nya berada pada FTP
sebesar 1%, jika kumulatif produksi berkisar 200 – 500 BCF, share untuk pemerintah sebesar 5%, jika kumulatif produksi diatas 500 – 1.000 BCF, share untuk pemerintah sebesar 19% dan jika kumulatif produksi diatas 1.000 – 1.500 BCF, share untuk pemerintah sebesar 35%. Dibawah ini adalah bagan yang berisi alur mengenai sistem bagi hasil pada Gross PSC with Sliding Scale.
Depresiasi
Sistem Kontrak Gross PSC With Sliding Scale 2
4.2.4 Depresiasi Investasi Tangible
pengurangan yang dialami oleh suatu barang atau modal (Capital Tangible) yang diakibatkan oleh waktu atau pemakaian. Beberapa faktor harus diperhitungkan dalam menghitung periode depresiasi dari suatu barang atau modal seperti biaya awal (initial cost), harga yang diperoleh pada waktu barang selesai dipakai dan lama waktu pemakaian Tabel berikut ini merupakan hasil perhitungan dari nilai depresiasi yang telah dihitung menggunakan metode Straight of Line Depreciation (SLD) yang terjadi pada skenario 3.
Tabel 4. 10
Hasil Perhitungan Depresiasi Investasi Tangible
Tahun Depresiasi
4.2.5 Perhitungan Keekonomian
