FINANSIAL RISK ASSESSMENT PRODUCTION SHARING CONTRACT INDONESIA KEGIATAN EKSPLOITASI MINYAK BUMI DARI PERSPEKTIF KONTRAKTOR
Santi Dwi Desy Lestari, Yudha Andrian Saputra Jurusan Teknik Industri
Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) Surabaya Kampus ITS Sukolilo Surabaya 60111 [email protected], [email protected]
ABSTRAK
Industri minyak merupakan industri yang padat modal (high cost), padat teknologi (high technology) dan padat risiko (high risk). Maka dari itu, dalam melakukan investasi bagi kontaraktor di bidang migas memiliki dua kemungkinan yaitu berhasilnya investasi yang dilakukan dalam memaksimalkan profit perusahaan melalui tingkat pengembalian yang cepat dan maksimal, ataukah investasi yang dilakukan kurang dari harapan ataupun malah tidak menghasilakn profit bagi perusahaan. Di Indonesia, kontrak kerjasama minyak dan gas dikenal dengan istilah Production Sharing Contract (PSC) yaitu kontrak bagi hasil produksi minyak antara pemerintah dan kontraktor. Didalam skema PSC terdapat biaya recovery yaitu biaya yang harus dikembalikan pemerintah atas investasi kontraktor dari kegiatan produksi migas yang diatur dalam PP No 79 T ahun 2010. Selain itu, komponen biaya lain yang terdapat di PSC yaitu FTP (First Tranche Petroleum), DMO (Domestic Market
Obligation), dan valuation oil serta pajak. Dalam kontrak kerjasama PSC, seluruh risiko yang terjadi menjadi
tanggung jawab kontraktor termasuk risiko finansial yang akan dihadapi oleh kontraktor. Analisa risiko finansial dilakukan pada suatu kontrak Production Sharing Contract (PSC) yang memproduksi minyak mentah, dengan jangka waktu kontrak 3 tahun konstruksi dan 15 tahun produksi dengan NPV yang dihasilkan sebesar $21,410,684.19. Identifikasi risiko dilakukan untuk menentukan variability input yaitu biaya investasi, eskalasi harga minyak, eskalasi biaya, hari operasi produksi, dan hasil lifting minyak. Dengan integrasi metode NPV@RISK dan Manajemen risiko ISO AS/NZS ISO 1000:2009 didapatkan peta risiko dari kelima variability input tersebut. Hasil lifting minyak, biaya investasi dan eskalasi harga minyak termasuk kedalam kategori risiko esktrim, hari operasi produksi dan eskalasi harga termasuk kategori risiko tinggi. Langkah mitigasi yang direkomendasikan yaitu melakukan kontrak jangka panjang dengan pembeli, melakukan studi geologi perbaikan metode ekplorasi, membentuk manajemen proyek yang handal untuk meningkatkan keakuratan biaya investasi. Keyword : Manajemen Risiko, Finansial, Investasi, Production Sharing Contract (PSC), NPV@Risk
ABSTRACT
Oil exploitation is a high technology, high cost and high risk industry.an investment for contractor in oil and gas sector yields two possibilities, a success investment in maximizing profit with immediate and high return, or less expected investment and profitless for the company. In Indonesia, partnership contract on oil and gas is known as Production Sharing Contract (PSC). this contract bounds the profit sharing agreement between the government and the contractor. PSC scheme explain cost recovery, which is the cost that must be recovered by the government for all investment that the conractor has spent on oil and gas production, which also has been ruled in presidential regulation (PP) 79/2010. Aside from that, PSC also covers other costs namely First Tranche Petroleum (FTP), Domestic Market Obligation (DMO), valuation oil and taxes. PSC partnership contracts also mention that all risks event are charged on the contactor, including the financial risk that is encountered by the contractor. Financial risk is analyzed on PSC which produced crude oil, 3-years construction period, 15-years production period, and NPV-yield at $21,410,684.19. Risk identification is performed to determine variability input, such as investment cost, oil price escalation, cost escalation,production-operation yield ad oil-lifting yield, investmentcost, and oil price escalation belong to extreme risk, while production operation yield and cost escalation are categorized in high risk. Recommended mitigation plans are executing long-term contract with buyer, performing geological studies to improve exploration method, and scheduling a reliable project management to improve investment cost accuracy. Keywords : Risk Management, Finansial , Investment, Production Sharing Contract, NPV@Risk
1. Pendahuluan
Secara umum, industri minyak dan gas telah menjadi salah satu sumber utama pendapatan pemerintah Indonesia. Data dari BPS menyebutkan bahwa industri mig as termasuk pengilangan berkontribusi sekitar 7% dari GDP Indonesia (U.S energy information administration, 2013). Kekayaan sumber daya alam di sektor minyak yang melimpah, memungkinkan Indonesia menjadi salah satu negara tujuan investasi bagi investor migas.
Kontrak kerjasama antara pemerintah dan perusahaan migas di Indonesia saat ini dikenal dengan istilah Production Sharing Contract. Kontrak kerjasama migas di Indonesia sesuai dengan pasal 6 ayat 2 paling sedikit harus memiliki persyaratan sebagai berikut :
1. Kepemilikan minyak dan gas tetap berada di tangan pemeritah hingga pada tahap penyerahan.
2. Pengendalian manajemen operasi berada pada Badan Pelaksana, yaitu BP migas.
3. Modal dan risiko seluruhnya ditanggung oleh kontraktor
Dari syarat kerjasama tersebut, secara umum peranan negara dalam kontrak bagi hasil mengikuti dua prinsip yaitu secara hukum mengakibatkan negara memiliki monopoli terhadap eksplorasi dan produksi hidrokarbon sedangkan perusahaan minyak bertindak sebagai pemberi jasa atau kontraktor. Yang kedua, negara tetap memiliki bagian terbesar pada prosentase bagi hasil dan kontraktor bertanggung jawab atas pembiayaan dan menjalankan operasi dan hanya memperoleh pengembalian biaya dan keuntungan jika terdapat penemuan komersial yang dikembangkan (Partowidagdo,2008).
Pada kenyataanya, industri minyak merupakan industri yang padat modal (high cost), padat teknologi (high technology) dan padat risiko (high risk). Dalam melakukan investasi di bidang minyak banyak terdapat kondisi ketidakpastian dalam keberhasilan investasi, diantaranya pengembalian modal, besarnya keuntungan yang diperoleh dan lamanya pengembalian. Maka dari itu, dalam melakukan investasi bagi para investor dalam hal ini kontaraktor di bidang migas memiliki dua kemungkinan yaitu berhasilnya investasi yang dilakukan dalam memaksimalkan profit perusahaan melalui tingkat pengembalian yang cepat dan maksimal, ataukah investasi yang dilakukan kurang dari harapan ataupun malah tidak menghasilakn profit bagi perusahaan. Pada kontrak kerjasama PSC antara pemerintah dan kontraktor terdapat biaya
recovery yaitu biaya yang harus dikembalikan
pemerintah atas investasi kontraktor dari kegiatan produksi migas. Berdasarkan Peraturan Pemerintah Nomor 79 Tahun 2010, yang termasuk cost recovery terdiri dari biaya operasi, biaya penyusutan, biaya umum dan administrasi seperti biaya pegawai, biaya
transportasi, biaya overhead kantor serta biaya pasca operasi kegiatan hulu migas. Tidak semua biaya yang dikeluarkan kontraktor dianggap sebagai biaya
recovery selain biaya yang telah disebutkan. Ada
beberapa biaya yang menjadi pengeluaran kontraktor secara murni misalnya seperti yang telah diatur dalam Peraturan Pemerintah Nomor 79 Tahun 2010 antara lain insentif tenaga kerja, biaya pelatihan tenaga kerja luar negeri, ,biaya bunga dan pinjaman, serta biaya-biaya yang timbul akibat kelalaian pengoperasian asset yang d iakibatkan oleh kontraktor dan biaya-biaya lainya. Selain itu dalam sistem bagi hasil antara kontraktor dan pemerintah terdapat komponen-komponen biaya lain yang perlu diperhatikan antara lain peraturan pajak, FTP (First Tranche Petroleum) dan DMO (Domestic Market Obligation) ( Price Waterhouse Coopers, 2012). Maka dari itu diperlukan pengelolaan manajemen yang baik dari perusahaan agar biaya-biaya tersebut dapat diminimasi pengeluaranya.
Dalam kontrak kerjasama PSC seluruh risiko yang terjadi menjadi tanggung jawab kontraktor termasuk risiko finansial yang akan dihadapi oleh kontraktor, maka dari itu penilaian risiko keuangan adalah masalah penting bagi perusahaan. Sehingga untuk mencapai tujuan perusahaan dalam memaksimalkan pendapatan dan pengembalian investasi dengan biaya yang serendah mungkin dalam memproduksi minyak, maka diperlukan analisa ekonomi untuk menentukan apakah investasi tersebut menguntungkan atau malah sebaliknya. Analisa ekonomi memberikan gambaran bagi perusahaan dalam hal arus kas proyek, estimasi laba atau rugi, estimasi risiko finansial dan teknik, kebutuhan pendanaan, peringkat proyek. Hal terpenting yang harus dipertimbangkan dalam keputusan investasi di industri minyak adalah kebijakan pemerintahan (Putrohari dkk, 2007).
Maka dari itu, penelitian ini akan membahas mengenai penilaian risiko finansial yang berkaitan dengan skema PSC di Indonesia pada suatu perusahaan minyak (kontraktor) utama yang akan melakukan pengeboran minyak di suatu wilayah di Indonesia, adapun tujuan dari penelitian ini yaitu mengidentifikasi risiko finansial yang muncul pada pelaksanaan PSC dari sisi perusahaan kontraktor minyak di Indonesia berkaitan dengan pengembalian investasi dan mendapatkan urutan prioritas risiko sehingga nantinya akan dilakukan identifikasi risiko, pengukuran risiko dan didapatkan rangking dalam sebagai urutan prioritas risiko pada skema PSC Indonesia serta dilakukan mitigasi terhadap risiko sesuai dengan urutan prioritas.
2. Metodologi Penelitian
Secara garis besar penelitian ini dilakukan dalam tiga tahap yaitu pengumpulan dan pengolahan data, analisa dan pembahasan, dan tahap kesimpulan
dan saran. Flowchart metodologi penelitian adalah sebagai berikut : Studi Literatur • PSC Indonesia • Analisa Kelayakan • NPV @RISK • Manajemen Resiko Finansial • Simulasi Montecarlo • Menentukan variabel-variabel yang menjadi faktor resiko
Identifikasi Resiko
Menentukan disribusi
variability input
Membuat template model finansial PSC Indonesia dengan memasukkan
variability input
Melakukan simulasi untuk mengetahui distribusi
NPV
• Analisa Goal Seek @RISK Mencari Likelyhood • Metode Stress Analysis Mencari Consequenses Metode NPV@RISK
Membentuk Peta Resiko
Analisa Resiko ISO 31000 : 2009
• Evaluasi Risiko • Mitigasi Risiko
Kesimpulan dan Saran
Tahap Pengumpulan dan Pengolahan Data
Tahap Analisa dan Pembahasan
Tahap Kesimpulan dan Saran
Gambar 2.1 Skema PSC Terbaru
Sebelum melakukan pengumpulan dan pengolahan data, terlrbih dahulu melakukan studi literature terkait materi penelitian. Studi literatur antara lain dilakukan untuk memahami konsep
production sharing contract yang berlaku di
Indonesia, analisa kelayakan investasi, simulasi montecarlo dan konsep manajemen risiko finansial, serta konsep lain yang mendukung penelitian seperti analisa goal seek dan stress analysis.
Tahap Pengumpulan data berkaitan dengan variabel -variabel apa saja yang dapat menjadi risiko financial bagi pelaksanaan investasi minyak di suatu negara. Pengolahan data yang dilakukan secara garis terdiri dari penggabungan antara metode NPV@Risk dan manajemen risiko ISO 31000:2009 yang digambarkan seperti digambarkan pada gambar 2.2. Pengumpulan data diawali dengan melakukan identifikasi risiko, yaitu dilakukan identifikasi mana yang merupakan constant input atau variability input. Variabel yang termasuk risiko disini adalah Variability Inputs yaitu variabel probabilistik yang nilainya tidak pasti atau memiliki distribusi.
NPV @Risk dilakukan dengan tahapan sebagai berikut :
1. Melakukan fitting distribusi untuk variability
input
2. Membuat template analisa finansial dengan memasukkan variability input
3. Melakukan simulasi montecarlo sehingga didapatkan nilai distribusi probabilitas NPV
Gambar 2.2 Integrasi NPV@RISK Dengan Konsep Manajemen Risiko.
3. Pengolahan dan Pengumpulan Data 3.1 Identifikasi Variabel-Variabel Risiko
Mengacu pada penelitian sebelumnya tentang analaisa risiko finansial (Ye & Tiong (2000), Alfian (2011), Hide & Angel (2003)),Variabel risiko (variability input) teridentifikasi untuk analisa risiko fianansial Production Sharing Contract di Indonesia ini meliputi :
1. Biaya investasi 2. Eskalasi harga minyak 3. Hari operasi produksi 4. Hasil lifting produksi 5. Eskalasi biaya
Setelah mengidentifikasi variability input, maka dilakukan penentuan distribusi untuk setiap variability input, sebagai berikut :
Tabel 3.1 Distribusi setiap variability input
Penentuan distribusi variabel ketidakpastian dilakukan melalui pendekatan expert judgement perusahaan untuk variabel biaya investasi, hari operational, dan hasil lifting minyak. Sedangkan untuk eskalasi harga minyak melakukan pendekatan dengan prosentase kenaikan/penurunan ICP (Indonesia Crude Oil) per tahun, sedangkan untuk eskalasi biaya digunakan pendekatan kenaikan/penurunan inflasi.
3.2 Model Finansial Production Sharing Contract Studi kasus dilakukan pada suatu kontraktor minyak di Indonesia dengan masa
Crude Oil assumption
Crude Oil Selling Price $ 99.00 per Barrel
Crude Oi Price Escalation 1.00% per years
Operation days in a year 353.00 days
Contraction Portion 30% all period
O & M ASSUMPTION
O&M FPSO (2016) $ 60,000 per days Warehouse Rent at Pamekasan $ 23,333 per months
GMS O&M $ 3,333,333 per years
BD Platform O&M $ 5,000,000 per years
Overhead Cost BD dan MDA $ 3,666,667 per years
Cost Escalation per year 3.00% per years
Insurance Cost Rate 5.00% From the Book Value Operation Days in a year 353.00 Days
NOTES
Depreciation Methods Double Declining Balance
Investment Credits 17%
Domestic Market Obligation (1st 5 years operation) 25% from Contractor Share First Tranche Petroleum (FTP) 20% Annual Capex (6th and 11th) $ 5,000,000.00 Cost Recovery Payment Ratio per year 75%
Cost Recovery Limit 90%
produksi 15 t ahun dan masa konstruksi 3 t ahun. Berikut adalah data perencanaan yang tertuang didalam kontrak.
Tabel 3.2 Rencana Biaya Investasi
Tabel 3.3 Rencana Harga Minyak & Eskalasinya
Tabel 3.4 Rencana Biaya Operasi dan Maintenance
Tabel 3.5 Skema Kesepakatan PSC
Perencanaan produksi telah dilakukan perusahaan selama 15 t ahun produksi. Berikut adalah tabel rencana produksi lifting minyak. Tabel 3.6 Rencana Produksi
Setelah melakukan perencanaan produksi dan didapatkan produksi per tahuan, selanjutnya dilakukan estimasi pendapatan tiap tahun dari minyak yang dihasilkan. Diasumsikan diawal bahwa harga minyak diasumsikan mengalami kenaikan dari tahun ketahun. sebesar 1% per tahun. Sehingga pendapatan pertahun didapatkan dari hasil kali eskalasi harga minyak dengan jumlah produksi tiap
tahun. Berikut adalah tabelestimasi pendapatan kontrakyor tiap tahun.
Tabel 3.7 Pendapatan Lifting Minyak
Selanjutnya dilakukan perhitungan biaya yang dikeluakan kontraktor. Biaya recovery yang teridentifikasi dalam kotrak ini terdiri biaya operational dan maintenance, serta biaya depresiasi dan biaya asuransi. Biaya asuransi dihitung dari 5%
initial book value. Total biaya ini nantinya akan
dimasukkan ke dalam tempale skema PSC. Berikut adalah cost recovery yang telah mengalami eskalasi biaya dari tahun ketahun.
Tabel 3.8 Biaya Recovery
Kemudian baru dilakukan perhitungan bagi hasil antara pemerintah dan kontraktor sesuai dengan peraturan PSC saat ini yang digambarkan dalam flowchart gamabr 3.2. Dari flowchart diketahui bahwa PSC terdiri dari komponen-komponen biaya:
1. Cost Recoverable yaitu biaya yang harus dibayar oleh pemerintah kepada kontraktor yang terdiri dari Cost recovery, Investment
credit.
2. Domestic Market Obligation adalah kewajiban penyerahan bagian kontraktor berupa minyak. 3. First Tranche Petroleum yaitu minyak mentah
yang dapat diambil dan diterima oleh pemerintah tiap tahun, sebelum dikurangi cost
recovery (PP No.79/2010).
4. Valuation oil yaitu suatu indicator atau suatu harga yang dapat meng-convert minyak dedalam US dollars (PricewaterhouseCoopers, 2012).
Investment Plan Investment cost (2014-2017) $ 57,666,666.67
Construction period 36.00 Months
% of Equity 100% % of Debt 0% Cost of Equity 17.75% Cost of Debt 0.00% Project Disbursment 2015 30% $ 17,300,000.00 2016 40% $ 23,066,666.67 2017 30% $ 17,300,000.00
Corporate & Deviden Tax Rate 44%
barrel per hari barrel per year oil barrel
2018 6,487.00 2289911 2289911 2019 6,352.00 2242256 4532167 2020 6,137.00 2166361 6698528 2021 5,885.00 2077405 8775933 2022 5,600.00 1976800 10752733 2023 5,276.00 1862428 12615161 2024 4,904.00 1731112 14346273 2025 4,483.00 1582499 15928772 2026 4,012.00 1416236 17345008 2027 3,501.00 1235853 18580861 2028 2,966.00 1046998 19627859 2029 2,425.00 856025 20483884 2030 1,554.00 548562 21032446 2031 999.00 352647 21385093 2032 679.00 239687 21624780
Tahun Produksi Minyak Produksi Minyak per Tahun Kumulatif Produksi per Tahun
Harga Jual Pendapatan per produksi per tahun
Minyak Mentah Crude Oil
US$/Barrel US$/Tahun 2018 $ 102.00 $ 233,570,461.73 2019 $ 103.02 $ 230,996,757.92 2020 $ 104.05 $ 225,409,851.13 2021 $ 105.09 $ 218,315,519.58 2022 $ 106.14 $ 209,820,319.24 2023 $ 107.20 $ 199,657,522.21 2024 $ 108.27 $ 187,435,878.28 2025 $ 109.36 $ 173,058,277.48 2026 $ 110.45 $ 156,424,917.98 2027 $ 111.56 $ 137,866,419.30 2028 $ 112.67 $ 117,966,557.45 2029 $ 113.80 $ 97,413,887.68 2030 $ 114.94 $ 63,049,481.76 2031 $ 116.09 $ 40,937,127.80 2032 $ 117.25 $ 28,102,375.25 Tahun
Gambar 3.1 Skema Bagi Hasil PSC Terbaru
Berikutadalah perhitungan bagi hasil antara pemerintah dan kontraktor
Tabel 3.9 Perhitungan Hasil Bagi Pada PSC
Perhitungan ini dilakukan pada setiap tahun produksi selama 15 t ahun. Dari perhitungan model dasar fiansial tersebut didapatkan nilai NPV perusahaan sebesar $ 21,410,684.19, dengan memasukkan variability input, maka didapatkan distribusi NPV sebagai berikut :
Gambar 3.2 Profil Distribusi NPV
Set kriteria risiko yaitu berada pada NPV≤1, dengan distribusi probabilitas sebesar 39%. Pengaruh setiap variability input dapat dilihat pada tornado diagram sebagai berikut:
Gambar 3.4 Tornado Diagram
Dari tornado diagram didapatkan bahwa variability input yang paling berpengaruh yaitu eskalasi harga minyak, yang memiliki korelasi positif dengan NPV.
3.3 Mencari Likelihood
Untuk mencari nilai likeyhood tersebut digunakan analisa Goal Seek untuk setiap
Variability Input. Sebagai contoh, analisa Goal Seek
digunakan untuk mengetahui nilai Variability Input yaitu biaya investasi yang menyebabkan NPV≤ 1
Risk Parameter
NRP ≤ $ 1
Biaya Investasi ≥ $ 69,084,781.88
Eskalasi Harga Minyak ≤ -0.07%
Hari Operasi per Tahun ≤ 313 Hari
Hasil Lifting Minyak ≤ 79.8%
Eskalasi Biaya ≥ 4.54%
dimana Variability Input yang lain dikunci. Dari hasil Goal Seek didapatkan bahwa NPV akan bernilai dibawah apabila biaya investasi ≥ $ 69,084,781.88.
Tabel 3.10 Hasil Analisa Goal Seek Setiap Variability Input
Setelah hasil analisa goal seek diperoleh, selanjutnya dilakukan analisa tingkat kemungkinan terjadinya ( Likelihood) n ilai yang menyebabkan nilai ekspektasi NPV ≤ $1. Sebagai contoh, pada biaya investasi, kemungkinan biaya investasi berada diatas $ 69, 084,781.88 sebesar 13.9% seperti yang digambarkan pada distribusi probabilitas biaya investasi pada @Risk. Sehingga nilai likelihood setiap variability input pun dapat didapatkan sebagai berikut :
Tabel 3.11 Hasil Likelihood setiap Variabilty Input
3.4 Mencari Consequenses
Analisa Stress Analysis dilakukan untuk mencari nilai consequenses, yaitu konsekuensi nilai NPV apabila risiko Variability Input terjadi. Sebagai contoh, apabila Eskalasi Harga Minyak ≤ -0.07% maka akan dilakukan Stress Analysis pada persentil yang memungkinkan nilai tersebut muncul yaitu pada persentil 0%-33.4% kemudian akan didapatkan profil NPV yang memiliki nilai ekpektasi sebesar $ (6,645,171.557).
Tabel 3.12 Stress Analysis Eskalasi Harga Minyak
Maka hasil consequenses untuk semua Variability
Input adalah sebagai berikut :
Tabel 3.13 Nilai consequenses untuk semua
Variability Input
3.4 Membuat Peta Risiko
Setelah didapatkan likelihood dan consequences dari setiap variability input, selanjutnya dilakukan
pemetaan risiko dilakukan melalui penggolongan
pada risk matriks yang telah dibuat. Penggolongan dilakukan dengan menentikan level risiko untuk setiap Variability Input.
Tabel 3.14 Level Risiko untuk setiap variability
input
Makadari penentuan level risiko dapat dibuat peta risiko dengan arameter consequences dari peta risiko diperoleh dari pertimbangan sebagai berikut: Tabel 3.15 Parameter Consequences Peta Risiko
Dampak Deskripsi
Sangat Besar NPV < 25% NPV kasus
Besar 25%NPV kasus ≤NPV<50%NPV kasus Sedang 50%NPV kasus ≤NPV<75%NPV kasus Ringan 75%NPV kasus ≤NPV<95%NPV kasus Tidak Singnificant NPV≥95%
Peta risiko digambarkan sebagai berikut:
Gambar 3.5 Peta risiko. 4. Analisa dan Pembahasan
Risk Parameter Likelihood
NPV ≤ $ 1
Biaya Investasi ≥ $ 69,084,781.88 13.90%
Eskalasi Harga Minyak ≤ -0.07% 33.40%
Hari Operasi per Tahun ≤ 313 Hari 0.00%
Hasil Lifting Minyak ≥ 79.80% 27.30%
Eskalasi Biaya ≥ 4.54% 0.00%
Risiko
Biaya Investasi ≥ $ 69,084,781.88 NPV = $ (2,559,058.54) Fluktuatif Harga Minyak ≤ -0.07% NPV = $ (6,645,717.56) Hari Operasi per Tahun ≤ 313 Hari NPV = $ 1,430,835.43 Variansi Lifting Minyak ≤ 79.80% NPV = $ (7,257,359.83) Eskalasi Biaya O&M ≥ 4.54% NPV = $ 6,459,316.85
Parameter
NRV ≤ $ 1
Dampak
Tidak Signifikan Ringan Sedang Besar Sangat Besar
NPV ≥ $ 20,340,149 $ 16,058,013 ≤ NPV < $ 20,340,149 $ 10,705,342≤ NPV < $ 16,058,013 $ 5,352,671 ≤ NPV < $ 10,705,342 NPV < $ 5,352,671
Hampir Pasti Terjadi P(X) > 75% Cenderung
Terjadi 50% < P(X) ≤ 75%
Bisa Terjadi 25% < P(X) ≤ 50% Minyak, Variansi Fluktuatif Harga
Lifting Minyak
Mungkin
Terjadi 5% < P(X) ≤ 25% Biaya Investasi
Jarang Terjadi P(X) ≤ 5% Eskalasi Biaya
O&M
Hari Operasional per Tahun
4.1 Evaluasi Risiko
Dari peta risiko didapatkan bahwa yang termasuk kategori extreme risk yaitu eskalasi harga minyak, biaya investasi, dan hasil lifting minyak. Kategori high risk yaitu hari operasi per tahun, dan eskalasi biaya.
4.2 Mitigasi Risiko
Mitigasi risiko untuk eskalsi harga minyak yaitu melakukan skema hedging dengan program jangka panjang pada harga minyak $110 per barrel atau eskalasi sebesar 2% kepada pembeli minyak kontraktor . Dampak dari pelaksanaan mitigasi ini yaitu terjadi penurunan nilai consequenses pada eskalasi harga minyak dimana NPV yang semula negative berubah menjadi $ 11, 040,513 sehingga kategori extreme risk pun berubah menjadi high
risk.
Mitigasi untuk variansi hasil lifting yaitu dengan mengurangi likelihood karena karena jika risiko ini terjadi maka dampak yang diakibatkan sulit untuk dikendalikan. Maka usulan mitigasi yang diberikan yaitu melakukan studi geologi yang lebih baik dengan perbaikan metode yang dilakukan oleh pakar geologi dalam hal eksplorasi, dikarenakan kegiatan seismik/studi geologi merupakan hal penting untuk mendapatkan data cadangan minyak yang baik. Dengan usulan mitigasi ini maka akan mengurangi nilai likelihood. Diasumsikan nilai
likelihood akan turun dengan adanya studi geologi
yang akurat yaitu sebesar ≤ 5% maka hasil lifting minyak yang sebelumnya berada pada risiko ekstrim turun menjadi risiko tinggi.
Mitigasi kenaikan biaya investasi maka
mitigasi yang diuusulkan yaitu meminimalkan
kenaikan biaya investasi dengan mengurangi kemungkinan kejadian (likelihood), karena dampak dari kenaikan biaya investasi tidak dapat dihindari. Maka usulan mitigasi yang diberikan yaitu membentuk tim manajemen proyek yang handal. Dengan tim manajemen proyek yang kehandalan berarti tingkat keakuratan dalam mengestimasi besarnya biaya investasi akan lebih besar. Dengan asumsi dengan membentuk tim manajemen proyek yang handal hanya akan memunculkan nilai
likelihood sebesar ≤ 5%.
Sehingga didapatkan peta risiko yang dari hasil mitigasi risiko sebagai berikut:
Gambar 4.1 Peta Risiko Hasil Mitigasi 5 Kesimpulan dan Saran
Kesimpulan yang diberikan dari penelitian ini yaitu Risiko finansial yang muncul pada pelaksanaan kontrak kerjasama Production Sharing Contract (PSC) kegiatan eksploitasi minyak bumi dari sisi kontraktor yaitu biaya investasi, eskalasi harga minyak, jumlah hari produksi minyak, hasil
lifting minyak (prosentase selisih dengan target),
dan eskalasi biaya. Risiko yang termasuk dalam katagori risiko ekstrim yaitu perubahan biaya investasi, eskalasi harga O&M dan variansi lifting minyak, kategori risiko tinggi yaitu hari operasi per tahun, dan eskalasi biaya O&M.
Langkah mitigasi yang dilakukan untuk variabel yang termasuk kategori risiko tinggi yaitu: Melakukan program kontrak jangka panjang dengan pembeli minyak untuk mengurangi risiko eskalasi harga minyak. Melakukan studi geologi perbaikan metode ekplorasi untuk mendapatkan data cadangan minyak yang baik sehingga mengurangi risiko variansi lifting minyak (prosentasi selisih dengan target). Membentuk manajemen proyek yang handal untuk meningkatkan keakuratan biaya investasi. Usulan mitigasi ini menyebabkan kategori risiko ekstrim turun menjadi risiko tinggi.
Saran yang diberikan untuk penelitian selanjutnya yaitu : Melakukan penelitian analisa risiko finansial tentang Production Sharing Contract (PSC) yang melibatkan hutang, Melakukan penelitian analisa risiko finansial tentang Production
Sharing Contract (PSC) dilihat dari sisi pemerintah,
Melakukan penelitian analisa risiko skema
Production Sharing Contract (PSC) di kegiatan hilir
minyak baik dari sisi kontraktor maupun pemerintah baik risiko finansial ataupun jenis risiko lainya. 6 Daftar Pustaka
Albana, A. S. 2012. Pengembangan Metode
Manajemen Risiko Untuk Keputusan
Kelayakan Investasi Yang
Mempertimbangkan Ketidakpastian. Tugas
Akhir Jurusan Teknik Industri Institut Teknologi Industri.
Anityasari, M. da n Wessiani, N . A. 201 1.
Analisa Kelayakan Usaha. Surabaya:
Guna Widya.
Basyaib, F. 2007. Manajemen risiko. Gramedia Wisiasarana Indonesia, Jakarta.
Bergmann, A. 2009. Comparative study of
Indonesian PSC and Malaysian PSC :
Challenge and solution. Mineral and
Petroleum taxation, Centre For Energy, Petroleum And Mineral Law And Policy Biantong, D. 2011. Tinjauan Yuridis Terhadap
Internalisasi Sustainable Development Cost Dikaitkan dengan Cost Recovery dalam Kontrak Bagi Hasil Migas di
Indonesia. Tesis Fakultas Hukum
Pascasarjana Universitas Indonesia. Braithwaite, D. Soelaiman S., Wiroyudho G.K.
2010. Fossil Fuels – At What Cost?
Government support for upstream oil and
gas activities in Indonesia. For the Global
Subsidies Initiative (GSI) of the International Institute for Sustainable Development (IISD) Geneva, Switzerland Direktorat Jenderal Anggaran. 2009. Perkembangan
Government Selling Price Harga Minyak Mentah Indonesia (Indonesian Crude Price/ICP) dalam penerimaan negara dari sektor gas bumi dan gas alam.
<http://www.anggaran.depkeu.go.id/web-content-list.asp?ContentId=629>diakses tanggal 23 Oktober 2013.
Dojosoedarsono, S. (2003). Prinsip-Prinsip
Manajemen Risiko dan Asuransi. Jakarta :
Salemba Empat.
Doumpos, M. dan Zopounidis, C. 2000. Assessing
Finansial Risk Using A Multicriteria Sorting Procedure : The Case Of Country
Risk Assessment. Journal Of Management
Science 97-109.
Ibrahim, Y. 2003. Studi Kelayakan Bosnis. Jakarta: Rineka Cipta.
Jessen , R. 2008. Top 10 Risk For The Oil And Gas
Industry. Miswaco.
Johnston, D. 1994. International Pertoleum Fiscal
System and Production Sharing Contract.
Oklahoma : Price Waterhouse Publishing. Kurniadi, M. 2011. Implikasi cost recovery dalam
kontrak kerja sama migad di Indonesia
terhadap pelaksanaan pasal 33 UUD 1945.
Skripsi Fakultas Hukum Universitas Indonesia.
Mazeel. M. 2010. Petroleum Fiscal System and
Contracts. Hamburg : Diplomica Verlag
Mitchell, J. V. dan Beth M. 2013. Structure Crisi In
The Oil And Gas Industry. Journal; of
energy policy.
Palisade. 2010. Guide To Using Risk Optimizer –
Simulation Optimization For Microsoft
Excel. New York: Palisade corporation.
Partowidagdo, W. 2008. PSC di Indonesia versus
pengusahaan migas dunia, cost recovery versus peningkatan produksi migas di
Indonesia.<
http://gamilopinion.blogspot.com/2008/08/
makalah-prof-widjajono-partowidagdo.html> diakses tanggal 16 Juli 2013.
Peraturan Menteri ESDM Nomor :0008 Tahun 2005 Tentang Insentif Pengembangan Lapangan
Minyak Bumi Marginal.
Peraturan Pemerintah Republik Indonesia Nomor 79 Tahun 2010Tentang Biaya Operasi Pajak
Penghasilan Di Bidang Usaha Hulu Minyak Dan Gas Bumi.
PriceWaterhouseCoopers. 2008. A Practical Guide
to Risk Assessment.
PriceWaterhouseCoopers. 2012. Oil and Gas in
Indonesia, Investment and taxation guide
5𝑡𝑡ℎ
Pujawan, I. N. 2004. Ekonomi Teknik. Surabaya: Guna Widya
Pusat data dan Informasi ESDM. 2011. Indikator
Energi dan Sumber Daya Mineral
Indonesia.
Putrohari, R.D., Karyanto A., Suryanto H., dan Rasyid I.M.A. 2007. PSC Term and
Condition and Its Implementation in South
East Asia Region. Proceedings of
Indonesian Petroleum Association
Simamora, R. M. 2000. Hukum Minyak dan Gas
Bumi. Jakarta: Djambatan.
Umar, H. 2001. Manajemen Risiko Bisnis
Pendekatan Finansial dan Nonfinansial.
Jakarta: Gramedia pustaka tama.
Umar, H. 2003. Studi Kelayakan Bisnis. Jakarta : Gramedia Pustaka Utama.
Undang-Undang Republik Indonesia Nomor 22 Tahun 2001 T entang Minyak dan Gas
Bumi
U.S Energy Information Administration 2013.
Indonesia is Reorienting Energy Production Away From Exports to Serve Its Growing Domestic Consumption.
Ye, S. dan Tiong, R. L. K. 2000. NPV-At-Risk
Method in Infrastructure Project
Investment Evaluation. Journal Of
Construction Engineering And Management,126,227.
