SlideShare a Scribd company logo

Analisis fiskal kontrak bagi hasil (psc) gross split sebagai pengganti skema cost recovery melalui analisis keekonomian pada blok xyz

β€’
β€’
F
FebwiAlmi1

Laporan ini membandingkan dua skema kontrak bagi hasil (PSC) yang berlaku di Indonesia, yaitu skema PSC Cost Recovery dan PSC Gross Split, untuk menentukan skema mana yang lebih ekonomis. Analisis dilakukan dengan menghitung indikator keekonomian seperti NPV, IRR, POT, dan DPI pada Blok XYZ menggunakan kedua skema. Hasilnya menunjukkan bahwa skema PSC Gross Split lebih unggul secara ekonomi dibanding skema

Engineering
1 of 74
Download to read offline
ANALISIS FISKAL KONTRAK BAGI HASIL (PSC) GROSS SPLIT SEBAGAI PENGGANTI SKEMA COST RECOVERY MELALUI ANALISIS KEEKONOMIAN PADA BLOK XYZ LAPORAN TUGAS AKHIR Oleh : Fawa’id Kharisma Khabib 101316036 FAKULTAS TEKNOLOGI EKSPLORASI DAN PRODUKSI PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN UNIVERSITAS PERTAMINA 2020
ANALISIS FISKAL KONTRAK BAGI HASIL (PSC) GROSS SPLIT SEBAGAI PENGGANTI SKEMA COST RECOVERY MELALUI ANALISIS KEEKONOMIAN PADA BLOK XYZ Fawa’id Kharisma Khabib 101316036
ANALISIS FISKAL KONTRAK BAGI HASIL (PSC) GROSS SPLIT SEBAGAI PENGGANTI SKEMA COST RECOVERY MELALUI ANALISIS KEEKONOMIAN PADA BLOK XYZ LAPORAN TUGAS AKHIR Oleh : Fawa’id Kharisma Khabib 101316036 FAKULTAS TEKNOLOGI EKSPLORASI DAN PRODUKSI PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN UNIVERSITAS PERTAMINA 2020
Universitas Pertamina - i LEMBAR PENGESAHAN Judul Tugas Akhir : ANALISIS FISKAL KONTRAK BAGI HASIL (PSC) GROSS SPLIT SEBAGAI PENGGANTI SKEMA COST RECOVERY MELALUI ANALISIS KEEKONOMIAN PADA BLOK XYZ Nama Mahasiswa : Fawa’id Kharisma Khabib Nomor Induk Mahasiswa : 101316036 Program Studi : Teknik Perminyakan Fakultas : Teknologi Eksplorasi Dan Produksi Tanggal Lulus Sidang Tugas Akhir : Jakarta, 15 Juli 2020 MENGESAHKAN, Pembimbing I : Dr. Jati Arie Wibowo 116143 Pembimbing II : Iwan Setya Budi, M.T. 116158 MENGETAHUI, Ketua Program Studi Dr. Astra Agus Permana DN., S.Si., M.Sc 116111
Universitas Pertamina - ii LEMBAR PERNYATAAN Dengan ini saya menyatakan bahwa Tugas Akhir berjudul ANALISIS FISKAL KONTRAK BAGI HASIL (PSC) GROSS SPLIT SEBAGAI PENGGANTI SKEMA COST RECOVERY MELALUI ANALISIS KEEKONOMIAN PADA BLOK XYZ ini adalah benar-benar merupakan hasil karya saya sendiri dan tidak mengandung materi yang ditulis oleh orang lain kecuali telah dikutip sebagai referensi yang sumbernya telah dituliskan secara jelas sesuai dengan kaidah penulisan karya ilmiah. Apabila dikemudian hari ditemukan adanya kecurangan dalam karya ini, saya bersedia menerima sanksi dari Universitas Pertamina sesuai dengan peraturan yang berlaku. Demi pengembangan ilmu pengetahuan, saya menyetujui untuk memberikan kepada Universitas Pertamina hak bebas royalti noneksklusif (non-exclusive royalty-free right) atas Tugas Akhir ini beserta perangkat yang ada. Dengan hak bebas royalti noneksklusif ini Universitas Pertamina berhak menyimpan, mengalih media/format-kan, mengelola dalam bentuk pangkatan data (database), merawat, dan mempublikasikan Tugas Akhir saya selama tetap mencantumkan nama saya sebagai penulis/pencipta dan sebagai pemilik Hak Cipta. Demikian pernyataan ini saya buat dengan sebenarnya Jakarta, Yang membuat pernyataan, Fawa’id Kharisma Khabib Materai Rp 6.000 Jakarta, 8 Juli 2020
Universitas Pertamina - iii ABSTRAK Fawa’id Kharisma Khabib. 101316036. ANALISIS FISKAL KONTRAK BAGI HASIL (PSC) GROSS SPLIT SEBAGAI PENGGANTI SKEMA COST RECOVERY MELALUI ANALISIS KEEKONOMIAN PADA BLOK XYZ. Penelitian ini tentang keekonomian migas dengan tujuannya membandingkan dua skema PSC yang berlaku di Indonesia yaitu PSC Cost Recovery dan PSC Gross Split untuk mengetahui skema apa yang lebih layak diterapkan serta memiliki nilai keekonomian yang lebih tinggi. Setelah diperoleh hasil dari perhitungan dengan kedua skema tersebut akan dapat diambil kesimpulan apakah skema PSC Gross Split memang layak untuk menjadi pengganti skema PSC Cost Recovery. Metode yang dipergunakan adalah metode kuantitatif. Hasilnya menunjukkan bahwa skema PSC Gross Split yang diterapkan sejak Januari 2017 yang mengacu pada Peraturan Menteri ESDM no. 8 tahun 2017 dan Peraturan Menteri ESDM no. 52 tahun 2017 layak untuk menggantikan skema PSC Cost Recovery yang sudah lama berlaku di Indonesia. Dari hasil perhitungan yang telah dilakukan oleh penulis, skema PSC Gross Split terbukti unggul baik dengan indikator keekonomian NPV 72,050.67 MUSD, IRR 45.57%, POT 2.38 tahun, dan DPI 2.27. Kata kunci : Keekonomian Migas, Skema PSC, PSC, Cost Recovery, Gross Split
Universitas Pertamina - iv ABSTRACT Fawa’id Kharisma Khabib. 101316036. Fiscal Analysis On Gross Split Production Sharing Contract (PSC) As A Replacement of Cost Recovery By Means Of Economic Analysis on β€œXYZ” Block. The main theme of this thesis is about Oil & Gas Economy with the purpose to compare two production sharing contract schemes which are generally applied in Indonesia and determine of which one is, economically, the best scheme. The conclusion of this study can be taken after the scenario for both schemes are completely calculated. The method used in this study is quantitative method. The result of this study shows that the Gross Split PSC Scheme, which has been applied since January 2017 under the Regulation of ESDM Ministerial number 8 of 2017 and Regulation of ESDM Ministerial number 52 of 2017, is feasible to replace the Cost Recovery PSC Scheme which has been applied for so long in Indonesia. The economic analysis in this study proves that Gross Split has a better economic parameter that is NPV 72,050.67 MUSD, IRR 45.57%, POT 2.38 tahun, and DPI 2.27 than the Cost Recovery regime. . Keywords: Oil and Gas Economy, PSC Scheme, Production Sharing Conctract, Cost Recovery, Gross Split
Universitas Pertamina - v KATA PENGANTAR Puji dan syukur penulis panjatkan kepada Allah SWT atas segala karunia-Nya sehingga penulis dapat menyusun dan menyelesaikan Laporan Tugas Akhir ini sesuai dengan waktu yang telah ditetapkan. Melalui laporan ini, penulis mengangkat judul β€œAnalisis Fiskal Kontrak Bagi Hasil (PSC) Gross Split Sebagai Pengganti Skema Cost Recovery Melalui Analisis Keekonomian Pada Blok XYZ”. Laporan Tugas Akhir ini berisi informasi yang disusun untuk memenuhi salah satu syarat kelulusan dari Program Studi Teknik Perminyakan, Universitas Pertamina. Penulis menyadari tidak ada sesuatu yang sempurna, begitu pula dengan Laporan Tugas Akhir ini, dalam pengerjaannya banyak hambatan yang dihadapi, namun dapat diselesesaikan dengan bantuan banyak pihak. Penulis ingin menyampaikan ucapan terima kasih kepada: 1) Kedua orang tua penulis, kakek (alm), nenek dan juga saudara kandung atas semua doa, kasih sayang, semangat, dukungan dan bantuan moril maupun material yang diberikan. 2) Bapak Dr. Jati Arie Wibowo sebagai dosen pembimbing. Terima kasih atas arahan, masukan, pelajaran, kritikan dan segala bantuan yang telah diberikan. 3) Bapak Ir. Agus Rudiyono, S.T., M.T., MBA. dan Mas Raka Sudira Wardana, M.T. sebagai dosen penguji. serta Bapak Iwan Setya Budi, M.T. sebagai ketua sidang dan Pembimbing II, Terima kasih telah memberikan kelancaran dan saran kepada penulis sehingga Laporan Tugas Akhir ini dapat disempurnakan. 4) Dr. Astra Agus Permana DN., S.Si., M.Sc selaku Ketua Program Studi Teknik Perminyakan, Universitas Pertamina, beserta dosen-dosen dan seluruh staf Program Studi Teknik Perminyakan. 5) Sabila yang telah membantu menyelesaikan Laporan Tugas Akhir ini. 6) Seluruh teman dan sahabat dari Program Studi Teknik Perminyakan yang telah maupun sedang berjuang untuk menyelesaikan studinya. Akhir kata, penulis persembahkan hasil penulisan Laporan Tugas Akhir ini sebagai sebuah karya akhir dalam menempuh studi di Program Studi Teknik Perminyakan Universitas Pertamina. Semoga Laporan Akhir ini dapat bermanfaat dan menambah pengetahuan pembaca sekalian. Jakarta, Juli 2020 Fawa’id Kharisma Khabib
Universitas Pertamina - vi DAFTAR ISI LEMBAR PENGESAHAN................................................................................................ i LEMBAR PERNYATAAN .............................................................................................. ii ABSTRAK ...................................................................................................................... iii ABSTRACT .................................................................................................................... iv KATA PENGANTAR .......................................................................................................v DAFTAR ISI ................................................................................................................... vi DAFTAR TABEL.......................................................................................................... viii DAFTAR GAMBAR ....................................................................................................... ix DAFTAR SINGKATAN....................................................................................................x BAB I PENDAHULUAN ..................................................................................................1 1.1 Latar Belakang .........................................................................................................1 1.2 Rumusan Masalah ....................................................................................................2 1.3 Batasan Masalah.......................................................................................................2 1.4 Tujuan......................................................................................................................2 1.5 Manfaat ....................................................................................................................2 1.6 Lokasi Penelitian ......................................................................................................3 1.7 Waktu Penelitian ......................................................................................................3 BAB II TINJAUAN PUSTAKA ........................................................................................4 2.1 Sistem Konsesi .........................................................................................................5 2.2 Production Sharing Contract (PSC)..........................................................................5 2.3 PSC Cost Recovery...................................................................................................6 2.4 PSC Gross Split......................................................................................................17 2.5 Indikator Keenomian ..............................................................................................22 2.5.1 Net Present Value (NPV) .................................................................................23 2.5.2 Internal Rate of Return (IRR)...........................................................................23 2.5.3 Pay Out Time (POT) ........................................................................................24 2.5.4 Discounted Profitability Index (DPI)................................................................24 2.6 Analisis Sensitivitas................................................................................................24 BAB III METODE PENELITIAN ...................................................................................26 3.1 Langkah Pengerjaan................................................................................................26 3.2 Metode Pengumpulan dan Pengolahan Data............................................................26 3.3 Analisis Dengan Skema Cost Recovery...................................................................26 3.4 Analisis dengan Skema Gross Split.........................................................................27
Universitas Pertamina - vii 3.5 Menentukan Net Present Value...............................................................................29 3.6 Menentukan Internal Rate Of Return ......................................................................29 3.7 Menentukan Pay Out Time .....................................................................................29 3.8 Menentukan Discounted Profitability Index............................................................29 3.9 Analisis Sensitivitas................................................................................................29 3.10 Diagram Alir ........................................................................................................30 BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN ..........................................................................32 4.1 Parameter Perhitungan............................................................................................32 4.1.1 Data Produksi...................................................................................................32 4.1.2 Biaya Operasional ............................................................................................33 4.1.3 Biaya Investasi.................................................................................................35 4.1.4 Harga Minyak ..................................................................................................35 4.2 Perhitungan Skema PSC Cost Recovery..................................................................36 4.3 Perhitungan Skema PSC Gross Split.......................................................................39 4.4 Perbandingan Skema PSC.......................................................................................42 4.5 Analisis Sensitivitas................................................................................................43 4.6 Pembahasan............................................................................................................46 BAB V KESIMPULAN DAN SARAN............................................................................50 5.1 Kesimpulan ............................................................................................................50 5.2 Saran ......................................................................................................................50 DAFTAR PUSTAKA ......................................................................................................51
Universitas Pertamina - viii DAFTAR TABEL Tabel 2.1 Generasi PSC .....................................................................................................6 Tabel 2.2 Definisi Capital Expenditures...........................................................................10 Tabel 2.3Tangible CAPEX...............................................................................................11 Tabel 2.4 Definisi Operating Expenditures ......................................................................12 Tabel 2.5 Intangible OPEX ..............................................................................................13 Tabel 2.6 Base Split .........................................................................................................19 Tabel 2.7 Variabel dan Progresif Split..............................................................................19 Tabel 4.1 Data Produksi...................................................................................................32 Tabel 4.2 Lifting Cost Per Barrel .....................................................................................33 Tabel 4.3 Operating Cost.................................................................................................34 Tabel 4.4 Biaya Investasi .................................................................................................35 Tabel 4.5 Gross Revenue..................................................................................................35 Tabel 4.6 Fiscal Terms Cost Recovery .............................................................................36 Tabel 4.7 Cashflow PSC Cost Recovery ...........................................................................37 Tabel 4.8 Indikator Keekonomian PSC Cost Recovery .....................................................38 Tabel 4.9 Base Split .........................................................................................................39 Tabel 4.10 Adjustment Split..............................................................................................39 Tabel 4.11 Total Cashflow PSC Gross Split .....................................................................40 Tabel 4.12 Indikator Keekonomian PSC Gross Split ........................................................41 Tabel 4.13 Perbandingan Take Antar PSC........................................................................42 Tabel 4.14 Perbandingan Cashflow ..................................................................................42 Tabel 4.15 Perbandingan Indikator Keekonomian ............................................................43 Tabel A.1 Perbandingan Cashflow ......................................................................................52
Universitas Pertamina - ix DAFTAR GAMBAR Gambar 2.1 Letak Geografis Lapangan Xyz.......................................................................4 Gambar 2.2 Jenis Kontrak Migas (Lubiantara, 2012)..........................................................5 Gambar 2.3 Skema PSC Cost Recovery (Lubiantara, 2012)................................................9 Gambar 2.4 Skema PSC Gross Split (Permen ESDM No. 52 Tahun 2017).......................18 Gambar 3.1 Diagram Alir.................................................................................................30 Gambar 4.1 Chart PSC Cost Recovery .............................................................................37 Gambar 4.2 Profile Cashflow PSC Cost Recovery............................................................38 Gambar 4.3 Chart PSC Gross Split ..................................................................................40 Gambar 4.4 Profile Cashflow PSC Gross Split.................................................................41 Gambar 4.5 Profile Cashflow Lapangan Xyz....................................................................43
Universitas Pertamina - x DAFTAR SINGKATAN Singkatan Arti Keterangan PSC Production Sharing Contract NPV Net Present Value IRR Internal Rate of Return POT Pay Out Time DPI Discounted Profitability Index KKKS Kontraktor Kontrak Kerja Sama
Universitas Pertamina - 1 BAB I PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Sejarah awal adanya pembagian hasil dari eksploitasi migas dilakukan oleh Venezuela yang populer disebut 50/50 profit sharing yang bagian penerimaan negara berasal dari royalti dan pajak sehingga setidaknya penerimaan negara setara dengan profit yang diperoleh oleh perusahaan minyak. Tidak sampai di situ Arab Saudi juga ikut memberlakukan 50/50 profit sharing dan diikuti oleh berbagai Negara Timur Tengah lainnya. Tuntutan agar pemerintah memiliki keterlibatan lebih dalam industri migas melahirkan sistem baru bernama Production Sharing Contract (PSC). Pada sistem PSC pengawasan dan kepemilikan dari suatu lapangan migas sepenuhnya berada di tangan pemerintah. Posisi perusahaan diturunkan dan berubah menjadi kontraktor, serta memperoleh Cost Recovery setelah tahap komersil tercapai. Tak hanya sampai disitu, pihak perusahaan juga memperoleh bagian dari keuntungan yang telah diperoleh (profit sharing). Diterapkannya sistem PSC merubah banyak aturan main yang berlaku sebelumnya di sistem konsesi (Lubiantara, 2012). Indonesia sendiri tercatat sebagai salah satu negara pelopor yang menerapkan sistem PSC dan populer di berbagai negara hingga saat ini. Awal tahun 1960an skema bagi hasil pada industri migas di Indonesia telah menggunakan skema PSC Cost Recovery yang dinilai dapat menguntungkan kedua belah pihak, yaitu negara yang diwakilkan oleh pemerintah dan investor dalam bentuk perusahaan migas baik skala nasional maupun multinasional. Penerapan PSC tersebut dilatarbelakangi oleh keinginan negara untuk memiliki peran atau kewenangan manajemen kegiatan usaha hulu migas. Dengan diberlakukannya PSC, negara sebagai pemilik sumber daya migas memiliki kontrol terhadap asset yang dimiliki dan sangat terasa wajar apabila negara juga perlu merasakan buah manis dari asset tersebut. Dengan adanya penerapan PSC Cost Recovery, negara bisa merasakan hasil dari sumber daya migas yang ada dengan tanpa modal dan teknologi karena telah disediakan seluruhnya oleh investor atau perusahaan migas. Negara sebagai pemilik lapangan migas memberikan hak kelola kepada investor untuk menggarap lapangan yang berada di dalam kawasan Indonesia agar lapangan tersebut membuahkan hasil yang optimal dan hasil tersebut akan sama-sama dinikmati oleh negara dan investor (Lubiantara 2012). Pada awal tahun 2017 regulasi baru yang dicanangkan oleh Kementrian ESDM ialah peralihan dari PSC Cost Recovery menjadi PSC Gross Split. Dengan diterapkannya skema baru tersebut, pemerintah menaruh harapan bahwa akan semakin banyak investor yang tertarik untuk masuk ke dalam industri migas yang ada di Indonesia. Pada PSC Gross Split, skema yang diberlakukan tidak ada kecenderungan menguntungkan ataupun merugikan salah satu pihak. Terhadap negara, skema PSC Gross Split tidak mengorbankan APBN untuk melunasi biaya yang diperlukan dalam skema PSC Cost Recovery. Terhadap pihak kontraktor, skema PSC Gross Split dapat secara tidak langsung memaksa kontraktor untuk melakukan efisiensi. Pada akhirnya PSC Gross Split dinilai sebagai suatu win win solution bagi kedua belah pihak yang berada dalam industri migas.
Universitas Pertamina - 2 1.2 Rumusan Masalah Sejalan dengan ditulisnya laporan tugas akhir ini, penulis memiliki beberapa pertanyaan yang dapat menjadi bahan pertimbangan dalam menyelesaikan masalah yang ada dalam bahasan topik ini. Penulis telah mempertimbangkan berbagai macam aspek yang berkaitan langsung dengan tujuan penulisan laporan tugas akhir ini. Pada akhirnya penulis berharap dapat menyelesaikan berbagai macam permasalahan yang ada sesuai dengan uraian pertanyan-pertanyaan dibawah ini. Adapun perumusan masalah dalam tugas akhir ini adalah : 1. Apa perbedaan yang ada pada PSC Cost Recovery dengan PSC Gross Split? 2. Apa dasar yang melatarbelakangi perubahan dari PSC Cost Recovery ke PSC Gross Split ? 3. Bagaimana hasil perhitungan antara PSC Gross Split dan PSC Cost Recovery? 4. Indikator apa yang paling sensitif terhadap kedua skema tersebut? 5. Skema apa yang lebih layak untuk diterapkan pada Lapangan Xyz? 1.3 Batasan Masalah Dalam penulisan laporan tugas akhir ini, penulis membatasi permasalahan pada : 1. Skema PSC Cost Recovery dan PSC Gross Split. 2. Tingkat keekonomian pada Lapangan Xyz. 3. Fokus perhitungan terhadap kedua skema. 1.4 Tujuan Penyusunan laporan tugas akhir ini memiliki beberapa tujuan yang telah disesuaikan dengan perumusan masalah yang ada. Berikut tujuan yang ingin dicapai dalam penyusunan laporan tugas ini : 1. Dapat mengetahui perbedaan mendasar antara PSC Gross Split dan PSC Cost Recovery. 2. Memahami dasar perubahan dari PSC Cost Recovery menuju PSC Gross Split. 3. Mengetahui hasil perhitungan pada skema PSC Cost Recovery dan PSC Gross Split. 4. Mengetahui indikator yang paling sensitif terhadap kedua skema. 5. Menentukan skema keekonomian yang lebih layak terhadap lapangan Xyz. 1.5 Manfaat Dalam penyusunan laporan tugas akhir ini, penulis berharap mendapatkan beberapa manfaat yang dapat diperoleh sebagai implikasi tujuan penyusunan tugas akhir. Manfaat yang diharapkan adalah : 1. Mampu memahami perbedaan mendasar antara kedua skema yang ada. 2. Memberi pemahaman yang lebih mendalam terkait keekonomian migas khususnya pada PSC Gross Split dan PSC Cost Recovery. 3. Mampu melakukan simulasi perhitungan terhadap kedua skema. 4. Mengetahui bagaimana dampak perubahan parameter terhadap indikator keekonomian. 5. Dapat menentukan skema yang lebih layak untuk diterapkan pada Lapangan Xyz dengan indikator keekonomian.
Universitas Pertamina - 3 1.6 Lokasi Penelitian Untuk menyelesaikan penelitian ini, penulis melakukan studi di dalam ruang lingkup kampus yang metode pembelajaran dan bimbingan dilakukan langsung oleh pembimbing yang bertanggung jawab di dalam lingkup Universitas Pertamina. 1.7 Waktu Penelitian Kegiatan Bulan Februari Maret April Mei Juni Juli Agustus Penyusunan Proposal Identifikasi Masalah Pengajuan Judul Studi Pustaka Konsultasi dengan dosen pembimbing Sidang Revisi
Universitas Pertamina - 4 BAB II TINJAUAN PUSTAKA Lapangan Xyz terletak di 28 km sisi tenggara Jakarta. Pada POD tahap satu, lapangan Xyz memiliki Recovery Factor sebesar 7.19% dengan oil cumulative sebesar 4,7 MMBOE dan memiliki tipe natural flowing production. Lapangan ini memasuki POD tahap dua yang berarti memasuki tahap pengembangan lapangan selanjutnya dan produksinya memasuki tahapan sekunder dengan optimasi sumur infill serta sumur injektor. Lapangan ini diperkirakan mampu mencapai Recovery Factor sebesar 43.16% dan mampu memproduksi sebesar 24,9 MMBOE selama 20 tahun. Gambar 2.1 Letak Geografis Lapangan Xyz Pada lapangan ini skema PSC yang digunakan adalah skema PSC Gross Split. Sebagai pembanding juga akan dilakukan perhitungan dengan skema PSC Cost Recovery agar dapat diketahui sistem kontrak mana yang lebih ekonomis untuk diterapkan, serta juga dapat mengetahui tingkat kelayakan dari kedua sistem kontrak tersebut. Sistem kontrak migas adalah alat untuk menguji serta mengevaluasi kelayakan suatu rencana pengembangan industri migas. Paling tidak ada empat faktor yang membuat industri hulu migas berbeda dengan industri lainnya, antara lain : pertama lamanya waktu saat mulai dikeluarkannya modal atau expenditure dengan pendapatan atau revenue, kedua adalah keputusan yang dibuat berdasarkan resiko dan tingkat ketidakpastian yang cukup tinggi serta perlunya teknologi yang canggih, ketiga adalah modal yang diperlukan dalam industri ini relatif tinggi, keempat adalah dibalik semua resiko dan biaya yang besar tersebut, industri migas dapat menjanjikan keuntungan yang sangat besar dan hal tersebut sangat sebanding (Lubiantara, 2012). Pada dasarnya pengaturan sistem kontrak migas dapat dibagi menjadi dua yaitu dengan sistem konsesi dan sistem kontrak. Pada sistem kontrak dapat dibagi menjadi dua jenis, yaitu Service Contract dan Production Sharing Contract (PSC). Pada sistem Service Contract sendiri dapat dibagi lagi menjadi dua jenis, yaitu Pure Service Contract dan Risk Service Contract. Skema tersebut dapat diilustrasikan (Johnston, 2003).
Universitas Pertamina - 5 Gambar 2.2 Jenis Kontrak Migas (Lubiantara, 2012) 2.1 Sistem Konsesi Sistem konsesi adalah sistem kontrak yang paling tua dan masih banyak digunakan hingga saat ini. Selama periode tertentu, perusahaan migas diberikan hak eksklusif oleh pemerintah dalam melakukan eksplorasi dan eksploitasi pada suatu lapangan. Ciri khas dari sistem konsesi adalah seluruh hasil produksi migas dalam wilayah konsesi tersebut sepenuhnya milik perusahaan migas, sementara negara menerima keuntungan atau royalti yang jumlahnya merupakan persentase dari pendapatan kotor perusahaan tersebut. Selain royalti, negara juga menerima keuntungan dalam bentuk pajak. Meskipun segala cadangan yang ada di bawah tanah adalah milik negara, titik perpindahan tangan dari milik negara menjadi milik perusahaan migas terjadi pada kepala sumur (wellhead), sejak saat itulah seluruh hasil migas menjadi milik perusahaan sepenuhnya (Lubiantara, 2012). Sistem konsesi tradisional seperti ini memiliki kelemahan yaitu terbatasnya keterlibatan negara selaku tuan rumah, sehingga berdampak pada pengawasan yang sangat minim, serta dalam sistem konsesi tradisional ditandai oleh jangka waktu yang lama serta area pengelolaan yang sangat luas, bahkan dapat mencakup hingga satu provinsi. 2.2 Production Sharing Contract (PSC) Dalam dunia industri migas, Indonesia tercatat sebagai salah satu negara yang menjadi pelopor penggunaan sistem ini. Tercatat bahwa Indonesia pertama kali menggunakan sistem PSC pada tahun 1966. Sistem PSC ada dikarenakan negara dituntut supaya tidak bersifat pasif namun agar peran negara lebih besar terhadap pengawasan kegiatan operasional migas. Kesuksesan sistem PSC awalnya lebih dipacu pada kepentingan politik, mengingat perusahaan migas dalam sistem ini hanya menjadi kontraktor dan hanya berhak mendapat sebagian dari produksi. Dasar penggunaan PSC juga didasari oleh hak penguasaan Sumber Daya Alam (SDA) yang dapat diurutkan dari terendah sampai tertinggi yaitu hak menggunakan, hak mengelola, hak memindahtangankan, serta hak memiliki. Tertuang dalam Pasal 33
Universitas Pertamina - 6 UUD 1945 menunjukkan bahwa SDA di Indonesia dikuasai sepenuhnya oleh negara (Lubiantara, 2012). Prinsip dasar dari cara kerja PSC adalah konraktor menyediakan segala dana dan menanggung segala resiko yang ada, lalu manajemen operasi sepenuhnya berada di tangan SKK Migas, dan berakhir pada kepemilikan bahan tambang pada pemerintah sampai titikpenyerahan. Pada perkembangannya sistem PSC terbagi menjadi dua jenis. 2.3 PSC Cost Recovery Dalam skema Cost Recovery pembagian hasil dilakukan terhadap profit margin, serta presentase pembagian hasil dalam satu wilayah kerja relatif sama dan berubah apabila berasal dari lapisan reservoir yang lebih tua. Persetujuan diberikan untuk Rencana Kerja dan Biaya, POD, serta FE. Pada skema Cost Recovery, perusahaan mendapatkan kembali sepenuhnya biaya yang telah dikeluarkan selama melakukan operasi, biaya tersebut terhitung dari saat dimulainya eksplorasi hingga perusahaan mulai produksi. Aset yang telah dikeluarkan oleh perusahaan selanjutnya sepenuhnya menjadi milik negara (Lubiantara, 2012). Tabel 2.1 Generasi PSC Generasi PSC FTP Cost Recovery Income Tax PSC Gen-1 1965 s/d 1975 - 40% - PSC Gen-2 1976 s/d 1987 - 100% 56% PSC Gen-3 1988 s/d 2001 20% 80% 48% PSC Gen-4 1995 s/d 2001 15% 85% 44% PSC Gen-5 2002 s/d 2007 10% BP Migas tidak dibagi dengan kontraktor 90% 44% PSC Gen-6 2008-2016 20% BP migas tidak dibagi dengan kontraktor POD Basis 40% PSC Gen-7 Gross Split 2017 s/d sekarang - - 40% Generasi PSC Equity To Be split After Tax Gov : Cont Investment Credit DMO Oil PSC Gen-1 1965 s/d 1975 65% : 35% Oil 0% 25% of Contract Share at 0,20 $/bbl
Universitas Pertamina - 7 PSC Gen-2 1976 s/d 1987 85% : 15% Oil 70% : 30% Gas 20% 25% of Contract Share at 0,20 $/bbl PSC Gen-3 1988 s/d 2001 85% : 15% Oil 70% : 30% Gas 17% 25% of Contract Share at 10% Harga Ekspor PSC Gen-4 1995 s/d 2001 85% : 15% Oil 60% : 40% Gas 17% 25% of Contract Share at 25% Harga Ekspor PSC Gen-5 2002 s/d 2007 75% : 25% Oil 60% : 40% Gas 17% Oil 55% Gas 25% of Contract Share at 10% Harga Ekspor PSC Gen-6 2008-2016 80% : 20% Oil 60% : 40% Gas N/A 25% of Contract Share at 25% Harga Ekspor PSC Gen-7 Gross Split 2017 s/d sekarang Before Tax Base split 57% : 43% Oil 56% : 44% Gas N/A 25% of Contract Share at 100% Harga Ekspor Generasi PSC Investment Recovery Abandonment PSC Gen-1 1965 s/d 1975 - - PSC Gen-2 1976 s/d 1987 - - PSC Gen-3 1988 s/d 2001 Available - PSC Gen-4 1995 s/d 2001 Available Dilakukan oleh kontraktor PSC Gen-5 2002 s/d 2007 Available Dilakukan oleh kontraktor PSC Gen-6 2008-2016 - Dilakukan oleh kontraktor PSC Gen-7 Gross Split 2017 s/d sekarang - Sesuai regulasi yang berlaku Sumber : Lubiantara (2012) Pada PSC generasi pertama yang dimulai pada tahun 1965 sampai dengan tahun 1975 Cost Recovery Limit yang diberlakukan sebesar 40%. Pada awal diberlakukannya PSC di Indonesia sistem tersebut terbilang sangat sederhana, bahkan
Universitas Pertamina - 8 untuk Equity to be Split hanya diberlakukan pada minyak sebesar 65% untuk pemerintah dan 35% untuk kontraktor. Sedangkan untuk pendapatan pemerintah dari pajak belum diberlakukan. Untuk besaran Investment Credit pada PSC generasi pertama belum juga diberlakukan. Pada saat itu Domestic Market Obligation (DMO) yang berlaku adalah sebesar 25% pada harga minyak 0,20$ per barrel. Hingga berakhirnya masa PSC generasi pertama diberlakukan padatahun 1975, untuk besaran Investment Recovery dan Abandonment belum juga diberlakukan. Setelah masa berakhirnyaPSC generasi pertamapadatahun 1975, PSC generasi kedua mulai diberlakukan di Indonesia pada tahun 1976 sampai dengan tahun 1987. Untuk PSC generasi kedua terdapat penyesuaian terhadap beberapa elemen yang ada sebelumnya pada PSC generasi pertama. Penyesuaian tersebut terdapat pada Cost Recovery Limit yang meningkat dari 40% menjadi sebesar 100% yang artinya seluruh biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor diganti sepenuhnya oleh pemerintah saat sudah mulai berproduksi. Namun pada pendapatan berupa pajak yang sebelumnya tidak ada, pada PSC generasi kedua ini mulai diberlakukan sebesar 50%, dan hal tersebut terbilang dapat menutup pengeluaran pemerintah terhadap Cost Recovery yang diberlakukan. Bagi hasil antara pemerintah dengan kontraktor yang sebelumnya hanya diberlakukan pada komoditas minyak, pada PSC generasi kedua ini mulai diberlakukan juga terhadap komoditas migas berupa gas, dan dilakukan penyesuaian terhadap bagi hasil tersebut. Persentase yang diperoleh oleh pemerintah dan kontraktor secara berurutan sebesar 85% dan 15% untuk minyak, lalu untuk gas sebesar 70% dan 30%. First Tranche Petroleum (FTP) sendiri mulai diberlakukan pada PSC generasi ke tiga pada tahun 1988 sampai dengan 2001, pada awal pemberlakuan FTP diberlakukan sebesar 20%. Pada PSC generasi ke tiga juga Cost Recovery Limit diturunkan menjadi sebesar 80%, hal ini dapat mengurangi beban yang dikeluarkan pemerintah sebagai pemilik lapangan dalam mengganti biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor. Pada PSC generasi ke tiga pula, mulai diberlakukan Investment Recovery. FTP diberlakukan agar pada saat harga minyak cenderung menurun, maka diperlukan sejumlah minyak yang telah diproduksi untuk mengganti Cost Recovery. Income Tax pada PSC generasi ketiga ini juga menurun menjadi sebesar 48%, serta Investment Credit menjadi sebesar 17%. Pada PSC generasi ketiga ini DMO mengalami sedikit revisi yaitu menjadi 10% harga minyak ekspor yang sebelumnya langsung ditentukan besarannya tiap barrel. Pada PSC generasi keempat pada tahun 1995 sampai dengan 2001 beberapa besaran variabel memperoleh revisi seperti jumlah split gas yang diperoleh pemerintah menjadi 60% dan 40% serta FTP berubah menjadi 15%. Cost Recovery yang sebelumnya pada PSC generasi ketiga sebesar 80%, pada PSC generasi keempat ini mendapat sedikit kenaikan menjadi sebesar 85% serta terjadi penurunan terhadap income tax sebesar 4% menjadi sebesar 44%.PSC generasi kelima yang dimulai pada tahun 2002 sampai dengan 2007 tidak begitu mendapat perubahan signifikan, namun ada beberapa penyesuaian yaitu besaran FTP menjadi sebesar 10% dan peniadaan terhadap Investment Credit. Pada PSC generasi keenam dimulai tahun 2008 sampai dengan 2016 yang menjadi masa penutup bagi PSC Cost Recovery sekaligus transisi antara PSC Cost Recovery menuju PSC Gross Split terjadi perubahan yang paling mencolok, yaitu Income Tax menjadi sebesar 40% dan FTP menjadi sebesar 20%.
Universitas Pertamina - 9 Gambar 2.3 Skema PSC Cost Recovery (Lubiantara, 2012) Pada gambar 2.3 skema PSC Cost Recovery, Gross Revenue yang merupakan hasil kotor selanjutnya diambil sebagian menjadi First Tranche Petroleum (FTP) untuk dimasukan ke dalam Government Split dan Contractor Split. Lalu selanjutnya dari hasil Gross Revenue dibagi pula menuju Cost Recovery. Sisanya dari pembagian tersebut akan dibagi dengan Equity to be Split yang akan dimasukan pula ke dalam Government Split dan Contractor Split. Untuk bagian kontraktor, berasal dari Contractor Split yang kemudian dikurangi dengan Domestic Market Obligation (DMO). Hasil dari pengurangan setelah DMO tersebut adalah Taxable Income atau penghasilan dikenai pajak, yang menjadi Income Tax bagi pemerintah. Sisanya menjadi hak bagi kontraktor atau Net Contractor Share dan ditambahkan dengan Cost Recovery menjadi Contractor Share. Untuk bagian pemerintah setelah dari Government Split ditambahkan dengan Domestic Market Obligation (DMO) beserta dengan Income Tax dan penjumlahan tersebut menjadi total pendapatan pemerintah atau Government Share. Keuntungan penggunaan skema PSC Cost Recovery adalah negara sama sekali tidak perlu menanggung berbagai macam bentuk resiko yang ada, karena seluruh bentuk resiko tersebut telah dibayarkan oleh pemerintah kepada kontraktor dalam bentuk Cost Recovery. Dalam skema PSC Cost Recovery, Pemerintah masih memiliki kendali yang baik terhadap kepemilikan sumber daya migas yang dimiliki. Manajemen operasional migas masih dalam kendali Satuan Kerja Khusus (SKK Migas) sebagai perwakilan Pemerintah. Berikut beberapa hal yang perlu diketahui dalam skema PSC Cost Recovery : 1. Cashflow Merupakan arus kas kontraktor yang didapat dari pengurangan arus kas masuk (cash in) dikurangi dengan arus kas keluar (cash out). Cash in yang diperoleh kontraktor dalam skema PSC Cost Recovery meliputi berbagai elemen yang terdiri dari First Tranche Petroleum (FTP), Cost Recovery, Contractor Equity, DMO fee, dan Investment Credit. Lalu untuk
Universitas Pertamina - 10 cash out sebagai pengurang cash in meliputi Taxable Income, OPEX, CAPEX, dan DMO. 2. First Tranche Petroleum (FTP) Dalam skema PSC Cost Recovery dikenal sebutan FTP yang menjamin Pemerintah untuk tetap mendapatkan hasil produksi dari berapapun Cost Recovery yang dikeluarkan. FTP sendiri memiliki bagian sebesar 20% dari Gross Revenue yang akan menjadi hak bagi pemerintah dan kontraktor sebelum masuk ke tahap pengurangan Cost Recovery. 3. Split Split yang ada antara pemerintah dan kontraktor pada umumnya sebesar 85% dan 15% untuk minyak bumi lalu untuk gas bumi sebesar 70% dan 30%. Namun pada perkembanganya split mengalami berbagai perubahan sesuai dengan kondisi industri migas. Split atau Equity to be Split dilakukan setelah Gross Revenue dikurangi dengan besaran First Tranche Petroleum (FTP) dan Cost Recovery. 4. Cost Recovery Dalam konsep skema PSC Cost Recovery, terdapat pemulihan biaya yang dilakukan oleh pemerintah terhadap biaya operasional yang telah dikeluarkan oleh kontraktor. Penggantian biaya dilakukan pada saat hasil produksi telah dapat dikomersilkan. Apabila pada suatu kasus bahwa lapangan tidak dapat dikomersilkan, maka hal tersebut seluruhnya menjadi tanggung jawab kontraktor sendiri tanpa ada penggantian biaya operasional dari pemerintah sedikitpun. Dengan adanya Cost Recovery pengawasan yang dilakukan oleh pemerintah dalam hal ini SKK Migas dapat dilakukan secara ketat. Untuk memperoleh pemulihan biaya atau Cost Recovery, pihak kontraktor haruslah memperoleh persetujuan terlebih dahulu dari pihak yang berwenang, yaitu SKK Migas. SKK Migas memiliki hak untuk menentukan biaya apa saja yang memperoleh pemulihan. 5. Struktur Biaya Cost Recovery Dalam penggantian biaya operasi yang dilakukan oleh pemerintah, terdapat beberapa biaya didalamnya, antara lain terbagi menjadi dua yaitu Capital Expenditures (CAPEX) dan Operating Expenditures (OPEX). a. Capital Expenditures (CAPEX) Adalah biaya yang dikeluarkan dalam bentuk investasi terhadap barang yang berwujud. Seluruh investasi tersebut pada akhir masa kontrak akan menjadi asset perusahaan (kontraktor). Dalam skema PSC sendiri memiliki beberapa definisi yang tergolong kedalam CAPEX, yaitu : Tabel 2.2 Definisi Capital Expenditures No. Deskripsi CAPEX 1. New Equipment - Useful Life >1 year
Universitas Pertamina - 11 No. Deskripsi CAPEX - Cost /Item β‰₯ Rp 5 million or USD equivalent 2. New Construction β‰₯ $1500 3. Alteration or Addition to Existing Permanent Structure β‰₯ $3000 4. Replacement of Equiment Units - Useful Life > 1 year - Cost /Item β‰₯ Rp 5 million or US$ equivalent 5. Drilling Cost Tangible 6. Replacement of a Component Plant Unit β‰₯ $1500 7. Replacement of Part from Complete Equipment Unit None 8. Repairs < $7500 none 9. Repairs > $7500 - Percentage of Original Cost β‰₯ 50% - Percentage to the Remaining Useful Life β‰₯ 50% 10. Items Purchased as Initial Complement of New Facilities Capital Sumber : Lubiantara (2012) Capital Expenditures adalah biaya investasi yang dapat dikenai oleh depresiasi, yaitu penurunan suatu nilai barang dalam jangka waktu tertentu. Elemen yang dapat terkena depresiasi tersebut adalah tangible asset, elemen tangible tersebut adalah : Tabel 2.3 Tangible CAPEX No. Type of Projects Tangible (Capitalized) 1. Exploratory Drilling : - Tangible βœ“ 2. Development Drilling : - Tangible βœ“ 3. Fasilitas Produksi βœ“
Universitas Pertamina - 12 No. Type of Projects Tangible (Capitalized) 4. Lifting Equipment βœ“ 5. Construction : - Field Road βœ“ - Corridor βœ“ - Building Utility and Related Facility (BURF) βœ“ Sumber : Lubiantara (2012) b. Operating Expenditures (OPEX) Adalah biaya yang dikeluarkan secara rutin demi menunjang kegiatan operasional sehari-hari. Dalam Operating Expenditures (OPEX) juga mencakup intangible cost. OPEX dalam definisi PSC dapat dikategorikan sebagai berikut : Tabel 2.4 Definisi Operating Expenditures No. Deskripsi OPEX 1. New Equipment - Useful Life < 1 year - Cost /Item ≀ Rp 5 million or USD equivalent 2. New Construction < $1500 3. Alteration or Addition to Existing Permanent Structure < $3000 4. Replacement of Equiment Units - Useful Life ≀ 1 year - Cost /Item < Rp 5 million or USD equivalent 5. Drilling Cost Intangible 6. Replacement of a Component Plant Unit ≀ $1500 7. Replacement of Part from Complete Equipment Unit Expense 8. Repairs < $7500 Expense 9. Repairs > $7500
Universitas Pertamina - 13 No. Deskripsi OPEX - Percentage of Original Cost < 50% - Percentage to the Remaining Useful Life < 50% 10. Items Purchased as Initial Complement of New Facilities None Sumber : Lubiantara (2012) Lalu dalam Operating Expenditures (OPEX) juga mencakup intangible asset atau aset tak berwujud yang juga diperlukan untuk menunjang kegiatan selama kontrak berjalan, intangible asset tersebut mencakup : Tabel 2.5 Intangible OPEX No. Type of Projects Tangible (Capitalized) 1. Exploratory Drilling : - Intangible βœ“ 2. Development Drilling : - Intangible βœ“ 3. Geological and Geophysical βœ“ 4. Seismic βœ“ 5. Land Indemnification βœ“ 5. Construction : - Road and Location βœ“ Sumber : Lubiantara (2012) 6. Depresiasi Depresiasi atau penyusutan adalah suatu penurunan nilai yang dialokasikan secara sistematis selama umur manfaat atau masa gunanya. Depresiasi hanya diberlakukan pada aset yang berwujud atau tangible asset. Depresiasi tersebut masuk ke dalam perhitungan Capital Expenditures (CAPEX). Mekanisme depresiasi mengikuti ketentutan dalam kontrak berlaku. Meskipun terdapat beberapa macam metode depresiasi, namun dalam skema PSC yang digunakan adalah Metode Penyusutan Saldo Menurun (Declining Balance). Saldo yang belum dikembalikan dapat dibebankan secara langsung pada akhir masa manfaat pada setiap aset yang ada, dengan kata lain pada masa berakhirnya kontrak. Metode depresiasi terdapat tiga, yaitu :
Universitas Pertamina - 14 a. Straight Line Metode penyusutan secara garis lurus (Straight Line) yang dilakukan terhadap suatu aset dengan bagian besaran penyusutan yang sama selama masa manfaat aset tersebut digunakan. π·π‘’π‘π‘Ÿπ‘’π‘π‘–π‘Žπ‘‘π‘–π‘œπ‘› = πΌπ‘›π‘£π‘’π‘ π‘‘π‘šπ‘’π‘›π‘‘ βˆ’ 𝑅𝑉 𝑇 (2.1) T = waktu atau masa manfaat aset (tahun atau bulan) RV = Residual Value b. Declining Balance Metode penyusutan saldo menurun (Declining Balance) merupakan metode penyusutan yang menggunakan tingkat penyusutan dalam bentuk persentase secara tetap selama masa manfaat suatu aset. Metode ini memiliki karakteristik penyusutan aset yang menyusut lebih cepat pada tahun awal masa manfaat. Metode ini juga tidak perlu menentukan nilai residu seperti Straight Line Method. π·π‘’π‘π‘Ÿπ‘’π‘π‘–π‘Žπ‘‘π‘–π‘œπ‘› = 𝐢𝐡𝑉 π‘₯ 𝐷𝑅 (2.2) CBV = Current Book Value DR = Depreciation Rate (%) c. Sum of The Year Digit Metode penyusutan jumlah angka tahun (Sum of The Year Digit) adalah metode penyusutan dipercepat berdasar biaya perawatan (maintenance) serta perbaikan suatu aktiva tetap atau aset. Semakin lama cenderung bertambah selama masa manfaat aset tersebut. 7. Domestic Market Obligation (DMO) Domestic Market Obligation (DMO) adalah suatu bentuk kewajiban yang dibebankan pada kontraktor untuk menjual atau memasok hasil perolehan minyak ke dalam pasar domestik dalam jumlah tertentu. Untuk lima tahun pertama pada saat produksi dimulai volume DMO dihargai dengan harga pasar lokal yang ada atau disebut DMO Holiday. Setelah periode lima tahun atau periode DMO Holiday, harga minyak DMO akan dikenai pengurangan harga (diskon) sesuai dengan yang ada pada harga kontrak, seperti 10%, 15%, dan 20% dari harga pasar. Pembayaran DMO dipengaruhi oleh status insentif dan non insentif suatu proyek atau area. Adapun dua macam perhitungan DMO Fee. a. Insentif (Incremental Oil)
Universitas Pertamina - 15 𝐷𝑀𝑂 𝐹𝑒𝑒 = 𝐷𝑀𝑂 𝑂𝑖𝑙 π‘₯ π‘Šπ΄π‘ƒ (2.3) DMO oil = in barrel (bbl) WAP = Weighted Average Price (US$) b. Non Insentif 𝐷𝑀𝑂 𝐹𝑒𝑒 = 𝐷𝑀𝑂 𝑂𝑖𝑙 π‘₯ (𝐷𝑀𝑂 π‘ƒπ‘Ÿπ‘–π‘π‘’ π‘₯ (10% π‘œπ‘Ÿ 15%)π‘₯ π‘Šπ΄π‘ƒ) (2.4) DMO oil = in barrel (bbl) WAP = Weighted Average Price (US$) Dalam skema PSC Cost Recovery sendiri terdapat banyak elemen penting yang menentukan arus kas terhadap pemerintah dan kontraktor. Arus kas yang ada dalam bagan skema PSC Cost Recovery menjelaskan kemana saja arus kas tersebut dan bagian apa saja yang menjadi hak bagi pemerintah atau pun kontraktor. 1. Gross Revenue Gross Revenue secara sederhana dapat diartikan sebagai pendapatan kotor. Dalam konteks PSC, Gross Revenue adalah pendapatan kotor dari penjualan hasil produksi dari awal masa kontrak hingga berakhirnya kontrak berlaku. Produksi yang diperoleh adalah hasil produksi bersih tiap periode atau satu tahun. Produksi tersebut dikalikan dengan harga yang ditentukan oleh pemerintah. πΊπ‘Ÿπ‘œπ‘ π‘  𝑅𝑒𝑣𝑒𝑛𝑒𝑒 = π‘‡π‘œπ‘‘π‘Žπ‘™ π‘ƒπ‘Ÿπ‘œπ‘‘π‘’π‘π‘‘π‘–π‘œπ‘› π‘π‘’π‘Ÿ π‘Œπ‘’π‘Žπ‘Ÿ (𝑏𝑏𝑙) π‘₯ π‘ƒπ‘Ÿπ‘–π‘π‘’ (π‘ˆπ‘†$) (2.5) 2. First Tranche Petroleum (FTP) First Tranche Petroleum (FTP) adalah pengambilan pertama kali saat sudah terjadinya produksi. Bagian tersebut sebesar 20% dari Gross Revenue sebelum dikurangi dengan Cost Recovery. 𝐹𝑇𝑃 = 20% π‘₯ 𝑆𝑝𝑙𝑖𝑑 π‘₯ π‘‡π‘π‘‘π‘Žπ‘™ 𝐿𝑖𝑓𝑑𝑖𝑛𝑔 (2.6) 3. Equity To be Split (ETS) Adalah sisa Gross Lifting setelah dikurangi oleh FTP dan dikurangi lagi dengan Cost Recovery. Equity To be Split akan dibagi antara pemerintah dan kontraktor sesuai perjanjian share. 𝐸𝑇𝑆 = πΊπ‘Ÿπ‘œπ‘ π‘  𝐿𝑖𝑓𝑑𝑖𝑛𝑔 βˆ’ 𝐹𝑇𝑃 βˆ’ πΆπ‘œπ‘ π‘‘ π‘…π‘’π‘π‘œπ‘£π‘’π‘Ÿπ‘¦ (2.6) 4. Investment Credit (IC)
Universitas Pertamina - 16 Suatu bentuk insentif pemerintah dalam skema PSC untuk mendorong pergerakan investor pada industri migas agar dapat menambah cadangan baru. Kontraktor dapat memperoleh Investment Credit dengan persentase tertentu dari biaya capital yang diperlukan untuk pengembangan fasilitas. Investment Credit dapat diambil lebih dahulu sebelum pengembalian biaya operasi (Cost Recovery). 5. Cost Recovery (CR) Kontraktor mengeluarkan biaya capital dan operasi (CAPEX dan OPEX) di depan untuk kegiatan operasi migas. Dalam Cost Recovery, pemerintah akan mengganti keseluruhan atau sebagian biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor. Biaya yang digunakan untuk mengganti Cost Recovery berasal dari pendapatan produksi minyak. Penggantian biaya ekuivalen dengan produksi minyak. Perhitungan volume minyak menggunakan harga WAP. πΆπ‘œπ‘ π‘‘ π‘π‘’π‘Ÿ π΅π‘Žπ‘Ÿπ‘Ÿπ‘’π‘™ = πΆπ‘œπ‘ π‘‘ (π‘ˆπ‘†$) π‘Šπ΄π‘ƒ ( π‘ˆπ‘†$ 𝑏𝑏𝑙 ) (2.7) πΆπ‘œπ‘ π‘‘ π‘…π‘’π‘π‘œπ‘£π‘’π‘Ÿπ‘¦ = π·π‘’π‘π‘Ÿπ‘’π‘π‘–π‘Žπ‘‘π‘–π‘œπ‘› πΆπ‘œπ‘ π‘‘ + 𝐢𝐴𝑃𝐸𝑋 + 𝑂𝑃𝐸𝑋 (2.8) 6. Government Split Bagian atau hak pemerintah yang diperoleh dari penjumlahan FTP dengan ETS. 7. Contractor Split Bagian atau hak kontraktor yang diperoleh dari penjumlahan FTP dengan ETS sebelum dikenai oleh pajak. 8. Taxable Income Adalah pendapatan kontraktor yang dapat dikenai oleh pajak. Hal tersebut mengacu pada PP No. 79 tahun 2010. Namun hal tersebut dapat disesuaikan melalui kesepakatan antara pemerintah dengan kontraktor. Taxable Income tersebut menjadi Income Tax bagi pemerintah. 9. Net Contractor Share Adalah perolehan kontraktor yang telah dikurangi oleh pajak dan sebelum ditambahkan dengan Cost Recovery. 10. Government Take Adalah bagian pemerintah setelah dikurangi dengan bagian kontraktor dan ditambahkan dengan Income Tax.
Universitas Pertamina - 17 πΊπ‘œπ‘£π‘’π‘Ÿπ‘›π‘šπ‘’π‘›π‘‘ π‘‡π‘Žπ‘˜π‘’ = 𝐹𝑇𝑃 + 𝐸𝑇𝑆 + (𝐷𝑀𝑂 βˆ’ 𝐷𝑀𝑂 𝐹𝑒𝑒) + πΌπ‘›π‘π‘œπ‘šπ‘’ π‘‡π‘Žπ‘₯ (2.9) 11. Contractor Take Adalah bagian kontraktor setelah dikurangi pajak dan ditambahkan dengan Cost Recovery. πΆπ‘œπ‘›π‘‘π‘Ÿπ‘Žπ‘π‘‘π‘œπ‘Ÿ π‘‡π‘Žπ‘˜π‘’ = 𝐹𝑇𝑃 + πΆπ‘œπ‘ π‘‘ π‘…π‘’π‘π‘œπ‘£π‘’π‘Ÿπ‘¦ + (𝐷𝑀𝑂 𝐹𝑒𝑒 βˆ’ 𝐷𝑀𝑂) βˆ’ π‘‡π‘Žπ‘₯ (2.10) 2.4 PSC Gross Split Skema Gross Split adalah skema PSC baru yang diberlakukan oleh Pemerintah Indonesia. Dalam skema Gross Split, bagi hasil dilakukan terhadap gross revenue dan presentase dalam satu wilayah kerja cukup dinamis, utamanya didasarkan pada base split, variabel split, dan progresif split. Kepemilikan produksi migas sepenuhnya oleh negara. Biaya operasi telah masuk dalam besaran bagi hasil kontraktor, dan sebagai unsur pengurang pajak penghasilan kontraktor. Aset yang ada menjadi milik negara, serta pengadaan di kelola sendiri oleh masing-masing KKKS (Nurtjahyo, 2017). Latar belakang perubahan PSC Cost Recovery menjadi PSC Gross Split antara lain dikarenakan PSC Cost Recovery kurang efektif dan tidak cukup mendorong terciptanya efisiensi. Lambat serta tingkat kerumitan birokrasi juga menjadi penyebab utama ditetapkannya PSC Gross Split, bahkan waktu yang diperlukan oleh kontraktor untuk eksplorasi hingga produksi dapat memakan waktu hingga 15 tahun lamanya. Porsi penerimaan negara dari migas dengan split PSC Cost Recovery pada minyak sebesar 85% : 15% dan untuk gas sendiri sebesar 70% : 30%, apabila dihitung secara kasar berada pada kisaran 30% hingga 70%, hal itupun terus menurun seiring menurunnya penerimaan migas nasional. Agar dapat meningkatkan efisiensi dan efektivitas pola bagi hasil produksi migas, pemerintah menetapkan bentuk dan ketentuan pokok kontrak bagi hasil tanpa mekanisme pengembalian biaya (Cost Recovery). PSC Gross Split sendiri diperkenalkan oleh pemerintah pada tahun 2017 melalui penetapan Permen (Peraturan Menteri) No. 08 Tahun 2017 yang kemudian mendapat revisi menjadi Peraturan Menteri No. 52 Tahun 2017. Tujuan perubahan skema PSC Cost Recovery Menjadi PSC Gross Split agar dapat mendorong kegiatan eksplorasi dan eksploitasi menjadi lebih efektif serta efisien. Dalam PSC Gross Split ini sendiri juga diharapkan dapat menghilangkan birokrasi yang berbelit-belit agar tidak terlalu membuang-buang waktu dalam kegiatan migas dari eksplorasi hingga produksi. Dan pada akhirnya PSC Gross Split juga dapat meringankan beban pemerintah dari biaya pemulihan (Cost Recovery) yang sebelumnya ada (Hernandoko, 2018). Penetapan skema PSC Gross Split juga dibarengi dengan kelebihan yang ada dalam skema tersebut, diantaranya adalah kepastian investasi meskipun harga minyak yang ada cenderung fluktuatif, lalu proses perolehan yang dilakukan oleh kontraktor juga lebih sederhana karena biaya operasi migas sepenuhnya menjadi tanggung jawab kontraktor. Bagi kontraktor yang memiliki Tingkat Kandungan Dalam Negeri (TKDN) juga akan mendapat spit tambahan. Apabila suatu lapangan tidak mencapai indikator keekonomian tertentu, sesuai dengan Peraturan Menteri No. 52 Tahun 2017 Pasal 7 kontraktor dapat memperoleh tambahan split dari Menteri Eenergi dan Sumber Daya
Universitas Pertamina - 18 Mineral (ESDM), dimana peraturan tersebut merevisi peraturan sebelumnya yang menyatakan bahwa tambahan split bagi kontraktor hanya sebesar maksimal 5% yang dapat diperoleh. Dengan adanya sistem PSC Gross Split tidak sama sekali menghilangkan kendali negara yang dikarenakan wilayah kerja, produksi, lifting, serta bagi hasil masih berada di bawah tangan pemerintah. Malah dengan adanya skema PSC Gross Split, antara pihak pemerintah dan kontraktor sama-sama menanggung resiko yang mungkin ada dan keuntungan yang diperoleh juga cenderung seimbang, tanpa ada berat sebelah (Hernandoko, 2017). Untuk blok yang sudah digarap dan kontraknya masih dalam skema PSC Cost Recovery tidak secara otomatis dialihkan menjadi kontrak dengan skema PSC Gross Split. Apabila kontraktor menghendaki untuk beralih kontrak menjadi PSC Gross Split, maka keputusan tersebut harus dilihat dulu dari karakteristik lapangan tersebut. Bersamaan dengan hal tersebut, apabila biaya Cost Recovery cukup besar dan belum terpulihkan sepenuhnya atau masih memiliki Recoverable Cost, maka hal tersebut dapat memungkinkan untuk memperoleh peningkatkan pendapatan kontraktor melalui skema PSC Gross Split. Namun apabila hal tersebut tidak memungkinkan, maka kontrak yang ada akan tetap dengan skema PSC Cost Recovery hingga masa kontrak berakhir. Apabila pada masa akhir kontrak pihak kontraktor ingin memperpanjang kontrak pada lapangan tersebut, maka pemerintah yang akan menentukan kontrak tersebut diperpanjang dengan skema PSC Cost Recovery atau dengan PSC Gross Split. Namun untuk kontrak baru tetap akan dikenakan dengan skema PSC Gross Split sesuai dengan peraturan yang berlaku (Nurtjahyo, 2017). Gambar 2.4 Skema PSC Gross Split (Permen ESDM No. 52 Tahun 2017) Dalam alur skema pada gambar 2.4 terlihat jelas bahwa PSC Gross Split jauh lebih sederhana dibandingkan dengan skema PSC Cost Recovery. Dalam skema PSC Gross Split sudah tak ditemui lagi First Tranche Petroleum (FTP), Domestic Market
Universitas Pertamina - 19 Obligation (DMO), Cost Recovery, dan Investment Credit. Dengan dihapuskannya beberapa elemen yang ada di skema sebelumnya, terutama Cost Recovery, kontraktor dituntut untuk melakukan efisiensi sebaik mungkin. Namun apabila pihak kontraktor tidak melakukan efisiensi tersebut, maka keuntungan yang diperoleh juga akan menurun. Dalam skema ini, kontraktor dapat meningkatkan pendapatan dengan berbagai hal salah satunya peningkatan Tingkat Kandungan Dalam Negeri (TKDN), semakin tinggi tingkat TKDN maka split yang diperoleh juga akan bertambah. Dengan ditetapkannya PSC Gross Split diharapkan meningkatkan gairah investasi di industri migas. Menurut Peraturan Menteri No. 08 Tahun 2017 pembagian atau base split minyak dan gas bumi diatur. Tabel 2.6 Base Split Government Contractor Minyak 57% 43% Gas 52% 48% Sumber : Permen ESDM No. 52 Tahun 2017 Base split yang ada tersebut juga ditambahkan dengan variable dan progressive split yang mengatur besarnya penambahan split bagi kontraktor. Hal tersebut juga telah diatur dalam Peraturan Menteri No. 08 Tahun 2017 Tabel 2.7 Variabel dan Progresif Split No. Karakteristik Koreksi Split Variabel Split 1. Status Lapangan POD I 5% POD II 3% No POD 0% 2. Lokasi Lapangan Onshore 0% Offshore (0 < h ≀ 20m) 8% Offshore (20 < h ≀ 50m) 10% Offshore (50 < h ≀ 150m) 12% Offshore (150 < h ≀ 1000m) 14% Offshore (>1000m) 16% 3. Kedalaman Reservoir ≀ 2500m 0% > 2500m 1%
Universitas Pertamina - 20 No. Karakteristik Koreksi Split No. Variabel Split 4. Infrastruktur Pendukung Well Developed 0% New Frontier Offshore 2% New Frontier Onshore 4% 5. Kondisi Reservoir Konvensional 0% Non Konvensional 16% 6. Kandungan CO2 < 5% 0% 5% ≀ x < 10% 0,5 % 10% < x ≀ 20% 1% 20% ≀ x < 40% 1,5% 40% ≀ x < 60% 2% x β‰₯ 60% 4% 7. Kandungan H2S < 100 0% 100 ≀ x < 1000 1% 1000 ≀ x < 2000 2% No. Karakteristik Koreksi Split 2000 ≀ x < 3000 3% 3000 ≀ x < 4000 4% x β‰₯ 4000 5% 8. Berat Jenis Minyak Bumi (API) API < 25 1% API β‰₯ 25 0% 9. Tingkat Kandungan Dalam Negeri (TKDN) < 30% 0% 30% ≀ x < 50% 2% 50% ≀ x < 70% 3% 70% ≀ x < 100% 4% 10. Tahapan Produksi Primer 0%
Universitas Pertamina - 21 Sekunder 6% Tersier 10% Progresif Split 11. Harga Minyak Mentah (US$/bbl) (85-ICP)*0,25% 12. Harga Gas Bumi (US$/BTU) < 7 (7-harga gas)*2,5% 7 ≀ x < 10 0 β‰₯ 10 (10-harga gas)*2,5% 13. Kumulatif Produksi < 30 mmboe 10% 30 ≀ x < 60 mmboe 9% 60 ≀ x < 90 mmboe 8% 90 ≀ x < 125 mmboe 6% 125 ≀ x < 175 mmboe 4% β‰₯ 175 mmboe 0% Sumber : Permen ESDM No. 52 Tahun 2017 Pada tabel 2.7 antara progresif split dan variabel split memiliki besaran yang sangat bervariatif, hal tersebut dapat memberikan kejelasan tentang berapa perolehan split yang diperoleh oleh kontraktor. Untuk government split sendiri dapat diperoleh dari persentase keseluruhan dikurangi dengan contractor split. Dalam skema PSC Gross Split terdapat beberapa terminologo yang perlu diketahui, diantaranya : 1. Gross Revenue Pendapatan kotor yang diperoleh pada PSC Gross Split tak beda dengan PSC Cost Recovery, yaitu perkalian antara harga dan lifting hidrokarbon. 2. Split Pada skema PSC Gross Split terdapat tiga komponen split yang menentukan perolehan split bagi pemerintah maupun kontraktor. Penjumlahan dari tiga split tersebut menjadi total split yang diperoleh oleh kontraktor, dan untuk bagian pemerintah menyesuaikan. a. Base Split Menurut peraturan yang berlaku, pemerintah telah menetapkan besaran split untuk minyak sebesar 57% bagi negara dan 43% bagi kontraktor. Untuk gas sendiri, pemerintah menetapkan sebesar 52% bagi negara dan 48% bagi kontraktor. b. Variable Split
Universitas Pertamina - 22 Adalah split yang telah dijelaskan pada tabel diatas, hal tersebut diatur dalam Peraturan Menteri No. 52 Tahun 2017 c. Progressive Split Adalah split yang mengacu pada harga migas dan jumlah kumulatif produksi, dan semua hal tersebut bersifat dinamis. Split dapat menambah bagian dari kontraktor dan negara. 3. Contractor Share Adalah persentase yang diperoleh oleh kontraktor berasal dari base split, progresif split, dan variabel split lalu dikalikan dengan Gross Revenue. 4. Government Share Adalah bagian dari pemerintah yang telah dikurangi oleh bagian dari kontraktor dan dikalikan dengan Gross Revenue. 5. Cost Adalah biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor baik terhadap biaya capital maupun non capital (Capex dan Opex). 6. Domestic Market Obligation (DMO) DMO pada PSC Gross Split masih tidak ada perubahan dan masih serupa dengan yang ada pada PSC Cost Recovery. 7. Taxable Income Masih sama seperti skema PSC Cost Recovery, yaitu pendapatan yang dapat dikenai oleh pajak. 8. Income Tax Yaitu perolehan negara yang berasal dari Taxable Income kontraktor. 9. Contractor Share Adalah perolehan akhir bagi kontraktor yang telah dipotong pajak bagi pemerintah. 10. Government Share Adalah bagian yang diperoleh pemerintah setelah mendapat tambahan dari DMO dan Income Tax. 2.5 Indikator Keenomian Dalam proses pengajuan kontrak migas, indikator keekonomian diperlukan untuk menganalisis kelayakan suatu proyek tersebut. Kelayakan tersebut dinilai dari beberapa indikator ekonomi yang ada seperti Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Pay Out Time (POT), Discounted Profitability Index (DPI). Seluruh indikator tersebut dapat menilai tingkat kelayakan suatu proyek secara obyektif sehingga pemerintah pada akhirnya dapat memutuskan layak atau tidaknya proyek
Universitas Pertamina - 23 tersebut dilaksanakan. Dalam menentukan parameter yang ada tersebut, sebelumnya perlu diketahui berapa arus kas (Cash Flow) dari suatu proyek tersebut. Cash Flow tersebut berisi informasi tentang arus kas masuk (Cash In) dan arus kas keluar (Cash Out). Cash In adalah revenue yang diperoleh selama berjalannya kontrak, sedangkan untuk Cash Out adalah biaya yang perlu dikeluarkan selama kontrak berlangsung demi menunjang keberlangsungan proyek. Secara umum Cash Flow dapat diformulakan secara sederhana, yaitu : πΆπ‘Žπ‘ β„Ž πΉπ‘™π‘œπ‘€ = πΆπ‘Žπ‘ β„Ž 𝐼𝑛 βˆ’ πΆπ‘Žπ‘ β„Ž 𝑂𝑒𝑑 (2.11) πΆπ‘Žπ‘ β„Ž 𝐼𝑛 = 𝑅𝑒𝑣𝑒𝑛𝑒𝑒 + 𝐼𝑛𝑠𝑒𝑛𝑠𝑑𝑖𝑓 (2.12) πΆπ‘Žπ‘ β„Ž 𝑂𝑒𝑑 = πΌπ‘›π‘£π‘’π‘ π‘‘π‘šπ‘’π‘›π‘‘ πΆπ‘œπ‘ π‘‘ + π‘‚π‘π‘’π‘Ÿπ‘Žπ‘‘π‘–π‘œπ‘› πΆπ‘œπ‘ π‘‘ + π·π‘’π‘π‘Ÿπ‘’π‘π‘–π‘Žπ‘‘π‘–π‘œπ‘› πΆπ‘œπ‘ π‘‘ + π‘‡π‘Žπ‘₯ (2.13) Cash Flow pada suatu proyek migas cenderung negatif pada awal periode, hal itu dikarenakan belum adanya revenue dan pengeluaran atau cost pada awal periode cukup besar. Setelah berjalanya proyek juga Cash Flow akan semakin menurun, hal tersebut dikarenakan telah melewati tingkat produksi tertinggi di awal periode dan akan semakin berkurang seiring berjalannya waktu. 2.5.1 Net Present Value (NPV) Net Present Value (NPV) adalah perbedaan antara total penerimaan nilai sekarang (PV Cash In) dengan total pengeluaran nilai sekarang (PV Cash Out) sepanjang umur proyek pada discount Rate yang diberikan. Untuk menentukan NPV dapat menggunakan rumus : 𝑁𝑃𝑉 = βˆ‘ ( πΆπ‘Žπ‘ β„Ž πΉπ‘™π‘œπ‘€ (1 + π·π‘–π‘ π‘π‘œπ‘’π‘›π‘‘ π‘Ÿπ‘Žπ‘‘π‘’)𝑛 ) 𝑛 𝑛 = 0 (2.14) 𝑛 = π‘‘π‘–π‘šπ‘’ Perlu diketahui bahwa suatu proyek dapat dikatakan layak apabila nilai NPV > 0, sedangkan apabila NPV suatu proyek tersebut adalah NPV ≀ 0 atau negatif, maka proyek tersebut belum dapat dikatakan layak. 2.5.2 Internal Rate of Return (IRR) Adalah discount rate yang dapat memberikan harga NPV = 0. IRR merupakan perolehan pertahun dari investasi suatu proyek. IRR juga dapat menentukan kelayakan suatu proyek, yaitu apabila IRR > Bunga Pinjaman maka proyek dikatakan layak, namun apabila IRR > Discount Rate (MARR) maka proyek tidak
Universitas Pertamina - 24 layak untuk dilaksanakan. Secara umum IRR dapat ditentukan dengan cara interpolasi saat variabel yang ada telah terpenuhi. 2.5.3 Pay Out Time (POT) Pay Out Time secara umum adalah waktu yang diperlukan untuk mengembalikan investasi yang telah ditanam, dimana perhitungan Cash Flow dalam Present Value. Indikator ini menunjukan semakin cepat biaya investasi dikembalikan sejak awal periode proyek dimulai, maka akan semakin baik juga proyek tersebut. Namun dikarenakan POT tidak memerhatikan Cash Flow setelah terjadinya POT maka indikator ini tidak dapat dijadikan acuan kelayakan suatu proyek. 2.5.4 Discounted Profitability Index (DPI) DPI adalah ukuran untuk menentukan efisiensi investasi serta DPI juga merupakan indikator untuk mengetahui nilai tambah per dollar atau rupiah yang telah diinvestasikan pada suatu proyek. DPI juga menjadi indikator yang baik pada kondisi anggaran yang terbatas, sehingga tidak banyak anggaran yang terbuang percuma selama masa proyek atau kontrak berlangsung. 𝐷𝑃𝐼 = π·π‘–π‘ π‘π‘œπ‘’π‘›π‘‘π‘’π‘‘ 𝑛𝑒𝑑 πΆπ‘Žπ‘ β„Ž πΉπ‘™π‘œπ‘€ π·π‘–π‘ π‘π‘œπ‘’π‘›π‘‘π‘’π‘‘ πΌπ‘›π‘£π‘’π‘ π‘‘π‘šπ‘’π‘›π‘‘ + 1 (2.15) 2.6 Analisis Sensitivitas Analisis sensitivitas adalah cara untuk melihat pengaruh perubahan besaran besaran yang mempengaruhi keuntungan pada suatu proyek. Besaran yang sering digunakan untuk analisis sensitivitas adalah cadangan, produksi, harga, investasi, biaya operasi dan pajak. Dalam penerapan analisis sensitivitas, terdapat kelebihan dan kelemahan. Kelebihan dari analisis sensitivitas antara lain : 1. Membantu untuk mengidentifikasi besaran yang sangat mempengaruhi keuntungan. 2. Mudah dikerjakan dengan bantuan komputer. Untuk kelemahanya antara lain : 1. Tidak memberikan indikasi kemungkinan suatu resiko akan terjadi. 2. Tidak memperlihatkan ketergantungan antar besaran yang mempengaruhi keuntungan.
Universitas Pertamina - 26 BAB III METODE PENELITIAN Pada bab tiga ini penulis akan membahas langkah-langkah pengerjaan yang diperlukan dalam menyusun analisis keekonomian pada lapangan Xyz. Pada analisis pertama, penulis melakukan analisis keekonomian dengan menggunakan skema PSC Cost Recovery. Tahap selanjutnya penulis melakukan analisis dengan menggunakan skema PSC Gross Split, lalu dari hasil kedua skema tersebut dilakukan perbandingan dari setiap data yang diperoleh dan sebagai penutup dilakukan analisis sensitivitas. 3.1 Langkah Pengerjaan Berikut langkah-langkah pengerjaan yang diperlukan dalam melakukan analisis keekonomian pada PSC Cost Recovery dan Gross Split. Terdapat beberapa langkah yang perlu dilakukan agar hasil analisis dapat maksimal. 1. Metode Pengumpulan dan pengolahan data. 2. Analisis keekonomian lapangan xyz dengan skema PSC Cost Recovery. 3. Analisis keekonomian lapangan xyz dengan skema PSC Gross Split. 4. Analisis sensitivitas dengan menggunakan spider diagram. 3.2 Metode Pengumpulan dan Pengolahan Data Pada analisis perbandingan antara PSC Cost Recovery dengan Gross Split telah diperoleh sebagian data mentah yang selanjutnya diolah dengan menggunakan Microsoft Excel. Data yang diperoleh seperti total produksi, harga capex, opex, minyak per barrel dsb. Lalu dilakukan simulasi dengan menggunakan excel yang telah didesain untuk mengolah data kedalam bentuk skema PSC CostRecovery dan Gross Split. 3.3 Analisis Dengan Skema Cost Recovery Agar dapat memperoleh hasil perhitungan dengan skema PSC Cost Recovery, penulis melakukan input berbagai data yang telah diperoleh ke dalam excel yang telah disesuaikan dengen keperluan skema Cost Recovery. Excel yang ada telah dipersiapkan dengan template formula yang diperlukan. 1. Menentukan Gross Revenue Gross Revenue secara sederhana dapat diartikan sebagai pendapatan kotor. Dalam konteks PSC, Gross Revenue adalah pendapatan kotor dari penjualan hasil produksi dari awal masa kontrak hingga berakhirnya kontrak berlaku. Produksi yang diperoleh adalah hasil produksi bersih tiap periode atau satu tahun. Produksi tersebut dikalikan dengan harga yang ditentukan oleh pemerintah. 2. Menentukan First Tranche Petroleum (FTP)
Universitas Pertamina - 27 First Tranche Petroleum (FTP) adalah pengambilan pertama kali saat sudah terjadinya produksi. Bagian tersebut sebesar 20% dari Gross Revenue sebelum dikurangi dengan Cost Recovery. 3. Menentukan Equity To be Split (ETS) Adalah sisa Gross Lifting setelah dikurangi oleh FTP dan dikurangi lagi dengan Cost Recovery. Equity To be Split akan dibagi antara pemerintah dan kontraktor sesuai perjanjian share. 4. Menentukan Cost Recovery (CR) Kontraktor mengeluarkan biaya capital dan operasi (CAPEX dan OPEX) di depan untuk kegiatan operasi migas. Dalam Cost Recovery, pemerintah akan mengganti keseluruhan atau sebagian biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor. Biaya yang digunakan untuk mengganti Cost Recovery berasal dari pendapatan produksi minyak. Penggantian biaya ekuivalen dengan produksi minyak. Perhitungan volume minyak menggunakan harga WAP. 5. Menentukan Government Split Bagian atau hak pemerintah yang diperoleh dari penjumlahan FTP dengan ETS. 6. Menentukan Contractor Split Bagian atau hak kontraktor yang diperoleh dari penjumlahan FTP dengan ETS sebelum dikenai oleh pajak. 7. Menentukan Taxable Income Adalah pendapatan kontraktor yang dapat dikenai oleh pajak. Hal tersebut mengacu pada PP No. 79 tahun 2010. Namun hal tersebut dapat disesuaikan melalui kesepakatan antara pemerintah dengan kontraktor. Taxable Income tersebut menjadi Income Tax bagi pemerintah. 8. Menentukan Net Contractor Share Adalah perolehan kontraktor yang telah dikurangi oleh pajak dan sebelum ditambahkan dengan Cost Recovery. 9. Menentukan Government Take Adalah bagian pemerintah setelah dikurangi dengan bagian kontraktor dan ditambahkan dengan Income Tax. 10. Menentukan Contractor Take Adalah bagian kontraktor setelah dikurangi pajak dan ditambahkan dengan Cost Recovery. 3.4 Analisis dengan Skema Gross Split Pada analisis dengan skema Gross Split, penulis juga melakukan olah data dengan menggunakan Microsoft Excel. Semua data yang diperoleh dimasukan kedalam excel yang telah dipersiapkan dengan berbagai template yang diperlukan.
Universitas Pertamina - 28 1. Menentukan Gross Revenue Pendapatan kotor yang diperoleh pada PSC Gross Split tak beda dengan PSC Cost Recovery, yaitu perkalian antara harga dan lifting hidrokarbon. 2. Menentukan Split Pada skema PSC Gross Split terdapat tiga komponen split yang menentukan perolehan split bagi pemerintah maupun kontraktor. Penjumlahan dari tiga split tersebut menjadi total split yang diperoleh oleh kontraktor, dan untuk bagian pemerintah menyesuaikan. a. Base Split Menurut peraturan yang berlaku, pemerintah telah menetapkan besaran split untuk minyak sebesar 57% bagin negara dan 43% bagi kontraktor. Untuk gas sendiri, pemerintah menetapkan sebesar 52% bagi negara dan 48% bagi kontraktor. b. Variable Split Adalah split yang telah dijelaskan pada tabel diatas, hal tersebut diatur dalam Peraturan Menteri No. 52 Tahun 2017 c. Progressive Split Adalah split yang mengacu pada harga migas dan jumlah kumulatif produksi, dan semua hal tersebut bersifat dinamis. Split dapat menambah bagian dari kontraktor dan negara. 3. Menentukan Contractor Share Adalah persentase yang diperoleh oleh kontraktor berasal dari base split, progresif split, dan variabel split lalu dikalikan dengan Gross Revenue. 4. Menentukan Government Share Adalah bagian dari pemerintah yang telah dikurangi oleh bagian dari kontraktor dan dikalikan dengan Gross Revenue. 5. Menentukan Cost Adalah biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor baik terhadap biaya capital maupun non capital (Capex dan Opex). 6. Menentukan Domestic Market Obligation (DMO) DMO pada PSC Gross Split masih tidak ada perubahan dan masih serupa dengan yang ada pada PSC Cost Recovery. 7. Menentukan Taxable Income Masih sama seperti skema PSC Cost Recovery, yaitu pendapatan yang dapat dikenai oleh pajak. 8. Menentukan Income Tax
Universitas Pertamina - 29 Yaitu perolehan negara yang berasal dari Taxable Income kontraktor. 9. Menentukan Contractor Share Adalah perolehan akhir bagi kontraktor yang telah dipotong pajak bagi pemerintah. 10. Menentukan Government Share Adalah bagian yang diperoleh pemerintah setelah mendapat tambahan dari DMO dan Income Tax. 3.5 Menentukan Net Present Value Net Present Value (NPV) adalah perbedaan antara total penerimaan nilai sekarang (PV Cash In) dengan total pengeluaran nilai sekarang (PV Cash Out) sepanjang umur proyek pada discount Rate yang diberikan. 3.6 Menentukan Internal Rate Of Return Discount rate yang dapat memberikan harga NPV = 0. IRR merupakan perolehan pertahun dari investasi suatu proyek. IRR juga dapat menentukan kelayakan suatu proyek, yaitu apabila IRR > Bunga Pinjaman maka proyek dikatakan layak, namun apabila IRR < Discount Rate (MARR) maka proyek tidak layak untuk dilaksanakan. Secara umum IRR dapat ditentukan dengan cara interpolasi saat variabel yang ada telah terpenuhi. 3.7 Menentukan Pay Out Time Waktu yang diperlukan untuk mengembalikan investasi yang telah ditanam, dimana perhitungan Cash Flow dalam Present Value.Indikator ini menunjukan semakin cepat biaya investasi dikembalikan sejak awal periode proyek dimulai, maka akan semakin baik juga proyek tersebut. Namun dikarenakan POT tidak memerhatikan Cash Flow setelah terjadinya POT maka indikator ini tidak dapat dijadikan acuan kelayakan suatu proyek. 3.8 Menentukan Discounted Profitability Index DPI adalah ukuran untuk menentukan efisiensi investasi serta DPI juga merupakan indikator untuk mengetahui nilai tambah per dollar atau rupiah yang telah diinvestasikan pada suatu proyek. DPI juga menjadi indikator yang baik pada kondisi anggaran yang terbatas, sehingga tidak banyak anggaran yang terbuang percuma selama masa proyek atau kontrak berlangsung. 3.9 Analisis Sensitivitas Cara untuk melihat pengaruh perubahan besaran besaran yang mempengaruhi keuntungan pada suatu proyek. Besaran yang sering digunakan untuk analisis sensitivitas adalah cadangan, produksi, harga, investasi, biaya operasi dan pajak.
Universitas Pertamina - 30 3.10 Diagram Alir Gambar 3.1 Diagram Alir Pengerjaan dimulai dari memasukan data produksi, harga minyak, CAPEX, dan OPEX kedalam Microsoft Excel. Keseluruhan data diolah dengan menggunakan dua cara yaitu dengan skema PSC Cost Recovery dan PSC Gross Split. Dari hasil perhitungan tersebut diperoleh indikator keekonomian lalu dapat dilakukan analisis sensitivitas. START INPUT DATA (RATE<PRICE<CAP EX<OPEX) COST RECOVE RY ANALISIS SENSITIVITAS HASIL KEEKONOMIAN GROSS SPLIT FINISH
Universitas Pertamina - 32 BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN Pada bab ini membahas mengenai hasil perhitungan keekonomian pada lapangan Xyz dengan menggunakan dua skema PSC, yatu skema PSC Cost Recovery dan skema PSC Gross Split. Pada hasil simulasi yang telah dilakukan dengan dua macam skema PSC tersebut maka dapat dilakukan analisis terhadap hasil cashflow yang ada.Melalu hasil tersebut, dapat dilihat apakah skema PSC Gross Split memiliki cashflow yang lebih baik dibanding dengan skema PSC Cost Recovery. Tak hanya itu, tingkat kelayakan suatu proyek juga dapat dinilai dari indikator keekonomian yang ada, sehingga dapat memperjelas apakah skema PSC Gross Split layak diterapkan dibandingkan dengan skema PSC Cost Recovery. Dalam bab ini juga dapat menjelaskan berapa biaya yang telah dikeluarkan oleh perusahaan dalam proyek tersebut. 4.1 Parameter Perhitungan Dalam perhitungan kedua skema PSC, penulis memerlukan berbagai macam parameter dasar yang diperlukan agar penulis dapat melakukan simulasi perhitungan secara tepat. Parameter atau input yang diperlukan dalam perhitungan skema PSC Gross Split dan Cost Recovery pada lapangan Xyz antara lain biaya investasi, biaya operasional, harga minyak, serta data produksi. 4.1.1 Data Produksi Proyek pengembangan lapangan ini tahap POFD dengan lingkup kerja adalah injeksi air (waterflooding) dan pemboran sumur sisipan (infill) sebagai tindak lanjut tahap produksi primer pada POD 1. Data inkremental produksi dilakukan perhitungan dengan menggunakan metode simulasi reservoir yang tidak dibahas di TA ini. Pada TA ini hanya mengambil luaran dari perhitungan metode tersebut. Data produksi pada lapangan Xyz selama 20 tahun menjadi salah satu input agar dapat menghitung total biaya lifting dan kedua skema yang ada. Tabel 4.1 Data Produksi Tahun Volume Oil Production MSTB 2020 - 2021 967.4125 2022 1144.957 2023 1091.67 2024 1236.0565
Universitas Pertamina - 33 Tahun Volume Oil Production MSTB 2025 1347.918 2026 1552.257 2027 1646.411 2028 1666.882 2029 1703.377 2030 1610.108 2031 1470.256 2032 1332.814 2033 1206.69 2034 1051.948 2035 944.122 2036 854.492 2037 1500.014 2038 1500.014 2039 668.788 2040 473.39 Total 24,969.58 Hasil produksi dari lapangan Xyz selama 20 tahun yaitu sebesar 24,969.58 MSTB. Data tersebut juga mencakup produksi minyak pertahun pada lapangan Xyz. 4.1.2 Biaya Operasional Biaya operasional adalah biaya yang dikeluarkan setiap harinya selama masa kontrak berlangsung. Biaya ini mencakup kumulatif dari biaya lifting perbarel. Tabel 4.2 Lifting Cost Per Barrel Lifting Cost 8 USD/bbl
Universitas Pertamina - 34 Untuk mengetahui berapa total biaya yang dikeluarkan untung mengangkut minyak pertahun hingga kumulatif biaya yang dikeluarkan, maka biaya lifitng tersebut perlu dikalikan dengan produksi pertahun. Tabel 4.3 Operating Cost Tahun Volume Oil Production Operating Cost MSTB MUSD 2020 - - 2021 967.4125 7,739.30 2022 1144.957 9,159.66 2023 1091.67 8,733.36 2024 1236.0565 9,888.45 2025 1347.918 10,783.34 2026 1552.257 12,418.06 2027 1646.411 13,171.29 2028 1666.882 13,335.06 2029 1703.377 13,627.02 2030 1610.108 12,880.86 2031 1470.256 11,762.05 2032 1332.814 10,662.51 2033 1206.69 9,653.52 2034 1051.948 8,415.58 2035 944.122 7,552.98 2036 854.492 6,835.94 2037 1500.014 12,000.11 2038 1500.014 12,000.11 2039 668.788 5,350.30 2040 473.39 3,787.12
Universitas Pertamina - 35 Tahun Volume Oil Production Operating Cost MSTB MUSD Total 24,969.58 199,756.62 Untuk biaya operasional selama 20 tahun pada lapangan Xyz yaitu sebesar 199,756.62 MUSD 4.1.3 Biaya Investasi Biaya investasi yang dikeluarkan pada Lapangan Xyz mulai dari awal kontrak berlangsung hingga kontrak berakhir yang berjalan selama 20 tahun sebesar 92,000 MUSD. Biaya investasi yang dikeluarkan mencakup tangible dan intangible dengan porsi masing masing sebesar 40% dan 60%. Tabel 4.4 Biaya Investasi Investasi Biaya 1. Tangible a. Surface facility 18,000 MUSD b. Sumur Injektor 9,000 MUSD c. Sumur Infill 11,000 MUSD 2. Intangible a. Sumur Injektor 25,065 MUSD b. Sumur Infill 28,935 MUSD Total 92,000 MUSD 4.1.4 Harga Minyak Harga minyak yang berlaku ditentukan sebesar 35 USD/bbl. Harga minyak tersebut tidak mengalami perubahan selama 20 tahun masa kontrak. Dengan diketahui harga minyak, maka juga dapat diketahui Gross Revenue yang diperoleh selama 20 tahun masa kontrak. Tabel 4.5 Gross Revenue Total Lifting 24,969.58 MSTB Price per barrel 35 USD/bbl Gross Revenue 873,935.20 MUSD
Universitas Pertamina - 36 4.2 Perhitungan Skema PSC Cost Recovery Setelah diperoleh data dari lapangan Xyz, selanjutnya dilakukan analisis nilai keekonomian terhadap sistem kontrak yang selanjutnya akan dilakukan evaluasi dari hasil keekonomian tersebut. Analisis keekonomian dilakukan terhadap skema PSC Cost Recovery yang nantinya akan dibandingkan dengan skema PSC Gross Split. Adapun dalam skema PSC Cost Recovery diberlakukan fiscal terms saat ini sesuai perjanjian kontrak. Fiscal terms PSC Cost Recovery pada lapangan Xyz sebagai berikut. Tabel 4.6 Fiscal Terms Cost Recovery Fiscal Terms Cost Recovery GOI Split (B/T) 71.15% KKKS Split (B/T) 28.85% Tax Rate 48% Investment Credit 17% DMO Holiday 5 Year DMO Fee 15% Depreciation Declining Balance Depreciation Rate 25% FTP Total 20% DMO 25% Fiscal terms tersebut berlaku selama 20 tahun masa kontrak. Untuk split sebelum pajak minyak antara pemerintah dengan kontraktor memiliki besaran 71.15% : 28.85%, yang berarti 80% bagian pemerintah dan 20% bagian kontraktor. Tax rate yang diberlakukan terhadap taxable income kontraktor sebesar 48%. Untuk besaran investment credit yang akan dimasukan kedalam recoverable cost kepada kontraktor, pemerintah melakukan penggantian sebesar 17%. Untuk DMO Holiday yang berlaku selama 60 bulan atau 5 tahun saat produksi pertama dimulai, dan besaran DMO Fee yang harus dibayarkan kontraktor kepada pemerintah sebesar 15%. Sedangkan untuk volume DMO yang diberlakukan sebesar 25% dari total lifting. Untuk metode depresiasi yang digunakan adalah Declining Balance sedangkan Depreciation Rate sebesar 25%. Dan untuk First Tranche Petroleum besarannya 20% dari total lifting. Setelah dilakukan perhitungan dengan fiscal terms tersebut, maka diperoleh hasil dari kedua belah pihak sebagai berikut :
Universitas Pertamina - 37 Gambar 4.1 Chart PSC Cost Recovery Dari hasil perhitungan simulasi yang menggunakan excel yang diatas, Gross Revenue yang diperoleh sebesar 873,935.20 MUSD. Untuk total biaya Cost Recovery yang diperoleh kontraktor sebesar 275,368.07 MUSD sedangkan untuk perolehan kontraktor sendiri setelah pajak sebesar 68,385.75 MUSD dan apabila dijumlahkan maka total perolehan kontraktor sebesar 343,753.81 MUSD. Untuk pihak pemerintah sendiri perolehan termasuk pajak dari kontraktor sebesar 530,181.38 MUSD. Dari hasil perhitungan tersebut juga diperoleh cashflow dari lapangan Xyz dengan menggunakan PSC Cost Recovery. Tabel 4.7 Cashflow PSC Cost Recovery Total Cashflow 23,130.25 MUSD Profil perolehan cashflow tiap tahun :
Universitas Pertamina - 38 Gambar 4.2 Profile Cashflow PSC Cost Recovery Dalam diagram tersebut terlihat profil cashflow pada lapangan Xyz dengan menggunakan skema PSC Cost Recovery. Setelah diperolah profil cashflow, maka untuk selanjutnya dilakukan perhitungan terhadap indikator keekonomian. Indikator keekonomian yang dihitung meliputi NPV (Net Present Value), POT (Pay Out Time), DPI (Discounted Profitability Index), serta IRR (Internal Rate of Return). Besaran NPV yang diberlakukan adalah 10%, maka diperoleh indikator keekonomian sebagai berikut : Tabel 4.8 Indikator Keekonomian PSC Cost Recovery Indikator Keekonomian NPV@10% 21,027.50 MUSD IRR 31.38 % POT 2.68 Year DPI 1.37 Dari hasil indikator keekonomian tersebut NPV dengan besaran 10% yang diperoleh setelah masa kontrak berakhir sebesar 21,027.50 M$. Sedangkan IRR sebesar 31.38% yang berarti kontrak tersebut layak untuk dieksekusi. Untuk POT pertama kali dicapai saat kontrak memasuki tahun ke 3 sejak kontrak dimulai. Lalu untuk DPI sebesar 1.37 yang berarti juga kontrak terhadap lapangan Xyz dengan skema PSC Cost Recovery cukup layak untuk dilaksanakan.
Universitas Pertamina - 39 4.3 Perhitungan Skema PSC Gross Split Setelah dilakukan perhitungan dengan menggunakan skema PSC Cost Recovery, maka perlu juga melakukan perhitungan dengan skema PSC Gross Split. Karena skema PSC Gross Split memiliki pembagian split tersendiri maka perlu ditentukan besaran variable split dan progresive split yang kemudian akan ditambahkan ke dalam base split. Tabel 4.9 Base Split Pemerintah Kontraktor Minyak 57% 43% Tabel 4.10 Adjustment Split No. Deskripsi Status Tambahan Split 1. Block Status POD II 3% 2. Field Location On Shore 0% 3. Reservoir Depth <2500 m (1290 m) 0% 4. Infrastructure Well Developed 0% 5. Reservoir Condition Conventional 0% 6. CO2 Content 0 (<5%) 0% 7. H2S Content 0 ppm (<100 ppm) 0% 8. API Gravity 25.7 (>25 API) 0% 9. Local Content 60% (50 <= to 70%) 3% No. Deskripsi Status Tambahan Split 10. Production Phase Sekunder 6% 11. Oil Price 35 USD/bbl 12.5% 12. Cumulative Production 29.6 MMBOE 10% Total 19.75% Total dengan Base Split 77.50% Dari tabel 4.10 diperoleh penyesuaian split terhadap kontraktor menjadi 68.75%. Variable split dipengaruhi oleh karakteristik lapangan, sedangkan progressive split
Universitas Pertamina - 40 dipengaruhi oleh jumlah produksi, tahap produksi, serta harga minyak yang berlaku saat itu. Besaran pajak yang dikenakan terhadap kontraktor sebesar 40%. Setelah dilakukan penyesuaian split terhadap kontraktor, maka dapat dihitung cashflow dari lapangan Xyz. Gambar 4.3 Chart PSC Gross Split Dari hasil perhitungan skema PSC Gross Split pada gambar 4.3 terhadap lapangan Xyz diperoleh hasil Gross Revenue yang sama dengan PSC Cost Recovery, yaitu sebesar 873,935.20 MUSD. Dari hasil penyesuaian split yang telah dilakukan sebelumnya sebesar 77.50% maka bagian kontraktor dari Gross Revenue sebesar 677,299.78 MUSD. Pada skema PSC Gross Split tidak ada pemulihan biaya, maka biaya yang diperlukan selama kontrak dibayarkan sendiri oleh kontraktor sebesar 291,756.62 M$. Sehingga perolehan kontraktor yang telah dikurangi pajak sebesar 211,085.90 M$. Untuk pihak pemerintah sendiri sebesar 371,092.68 M$ setelah ditambahkan pendapatan dari pajak. Dari hasil perhitungan tersebut dapat dihitung cashflow pada lapangan Xyz dengan skema PSC Gross Split. Tabel 4.11 Total Cashflow PSC Gross Split Total Cashflow 79,255.73 MUSD
Universitas Pertamina - 41 Gambar 4.4 Profile Cashflow PSC Gross Split Sama halnya dengan perhitungan dengan skema PSC Cost Recovery sebelumnya, setelah diperoleh cashflow maka dapat menentukan indikator keekonomian pada lapangan Xyz dengan skema PSC Gross Split. Indikator keekonomian tersebut meliputi NPV (Net Present Value), POT (Pay Out Time), DPI (Discounted Profitability Index), serta IRR (Internal Rate of Return). Besaran NPV yang dikenakan juga sebesar 10%. Tabel 4.12 Indikator Keekonomian PSC Gross Split Indikator Keekonomian NPV@10% 72,050.67 MUSD IRR 45.57 % POT 2.38 Year DPI 2.27 Dari hasil indikator keekonomian pada tabel 4.12 NPV dengan besaran 10% yang diperoleh setelah masa kontrak berakhir sebesar 72,050.67 MUSD. Sedangkan IRR sebesar 45.57% yang berarti kontrak tersebut layak untuk dieksekusi. Untuk POT pertama kali dicapai saat kontrak memasuki tahun ke 3 sejak kontrak dimulai. Lalu untuk DPI sebesar 2.27. Dengan hasil tersebut, maka proyek terhadap lapangan Xyz juga layak dilaksanakan dengan menggunakan skema PSC Gross Split.
Universitas Pertamina - 42 4.4 Perbandingan Skema PSC Selanjutnya dilakukan perbandingan antara hasil dari skema PSC Cost Recovery dan PSC Gross Split. Perbandingan dilakukan terhadap Cashflow, Goi Take, Contractor Take, hingga indikator keekonomian. Dilakukan perbandingan terhadap kedua GOI Take dan Contractor Take . Tabel 4.13 Perbandingan Take Antar PSC PSC Cost Recovery PSC Gross Split GOI Take 211,085.90 MUSD 371,092.68 MUSD Contractor Take 343,753.81 MUSD 211,085.90 MUSD Terlihat dari hasil tersebut bahwa pendapatan yang diperoleh pihak pemerintah maupun kontraktor lebih besar menggunakan skema PSC Cost Recovery, namun hal itu tidak cukup menjadi bukti bahwa PSC Cost Recovery layak untuk diterapkan. Selanjutnya dilakukan perbandingan terhadap cashflow antar kedua skema PSC. Tabel 4.14 Perbandingan Cashflow Cashflow Cashflow PSC Cost Recovery 23,130.25 MUSD Cashflow PSC Gross Split 79,255.73 MUSD Dengan profil cashflow tiap tahun dari kedua skema PSC.
Universitas Pertamina - 43 Gambar 4.5 Profile Cashflow Lapangan Xyz Dari perbandingan cashflow antar skema PSC tersebut, skema PSC Gross Split memberikan cashflow yang jauh lebih besar dibandingkan dengan cashflow dengan menggunakan skema PSC Cost Recovery. Yang terakhir melakukan perbandingan terhadap indikator keekonomian dari kedua skema PSC yang. Tabel 4.15 Perbandingan Indikator Keekonomian Indikator Keekonomian Cost Recovery Gross Split NPV@10% 21,027.50 72,050.67 MUSD IRR 31.38 45.57 % POT 2.68 2.38 Year DPI 1.37 2.27 Dari tabel 4.15 terlihat bahwa kontrak pada lapangan Xyz dengan skema PSC Gross Split lebih layak untuk dieksekusi dibandingkan dengan menggunakan skema PSC Cost Recovery. 4.5 Analisis Sensitivitas Analisis sensitivitas berfungsi untuk memprediksi resiko yang mungkin terjadi selama kontrak berlangsung. Analisis dilakukan terhadap skema PSC Gross Split
Universitas Pertamina - 44 dengan indikator keekonomian NPV dan IRR. Dari kedua indikator keekonomian tersebut akan dilakukan perubahan terhadap harga minyak, total produksi, CAPEX, serta OPEX dimana dari masing-masing mengalami peningkatan dan penurunan sebesar -25%, 0%, dan 25%. Gambar 4.6 Spider Diagram NPV Gross Split Dari diagram pada gambar 4.7 bahwa indikator yang paling mempengaruhi terhadap NPV pada skema PSC Gross Split adalah harga minyak dan total produksi saat memperoleh peningkatan sebesar 25%. Gambar 4.7 Spider Diagram IRR Gross Split Pada gambar 4.8, indikator yang memiliki pengaruh paling tinggi terhadap IRR adalah CAPEX dengan penurunan sebesar 25%.
Universitas Pertamina - 45 Pada skema PSC Cost Recovery juga dilakukan hal yang serupa yaitu analisis sensitivitas pada NPV. Gambar 4.8 Spider Diagram NPV Cost Recovery Dari gambar 4.9 bahwa harga minyak dengan peningkatan 25% memiliki pengaruh yang paling signifikan terhadap NPV dengan skema PSC Cost Recovery. Lalu dilakukan untuk hasil sensitivitas IRR. Gambar 4.9 Spider Diagram IRR Cost Recovery Dari gambar 4.10 diketahui bahwa penurunan CAPEX sebesar 25% memiliki pengaruh yang paling signifikan terhadap IRR dengan skema PSC Cost Recovery.
Universitas Pertamina - 46 4.6 Pembahasan Lapangan Xyz merupakan lapangan dengan masa kontrak selama 20 tahun dimulai tahun 2020 hingga 2040. Dengan adanya skema baru yaitu PSC Gross Split yang menggantikan skema PSC Cost Recovery, maka lapangan ini dilakukan analisis dan perhitungan dengan kedua skema tersebut. Hasil dari analisis dan perhitungan dari kedua skema tersebut dapat menentukan apakah skema PSC Gross Split layak untuk menjadi pengganti skema PSC Cost Recovery yang telah diterapkan sejak tahun 1960an hinggaakhir tahun 2016. Padaskema PSC Gross Split perbedaan yang sangat mencolok yaitu absennya biaya pemulihan seperti yang ada pada skema PSC Cost Recovery. Tak hanya absennya biaya pemulihan, perbedaan mencolok lainya yaitu adanya variabel split dan progresif split yang memungkinkan pihak kontraktor untuk mendapatkan split lebih daripada base split yang berlaku. Pada perhitungan hasil pendapatan, skema PSC Gross Split juga lebih sederhana dibandingkan dengan skema PSC Cost Recovery. Melalui perhitungan dari kedua skema tersebut, diperoleh besaran cashflow yang lebih tinggi dengan menggunakan skema PSC Gross Split sebesar 79,255.73 MUSD dibandingkan dengan skema PSC Cost Recovery yang hanya sebesar 23,130.25 MUSD. Untuk nominal take yang diperoleh pihak pemerintah dan kontraktor lebih besar dengan skema PSC Cost Recovery yang masing-masing sebesar 530,181.38 MUSD dan 343,753.81MUSD. Untuk perolehan pemerintah dan kontraktor dengan skema PSC Gross Split sebesar 371,092.68 MUSD dan 211,085.90 MUSD. Namun untuk melihat kelayakan skema PSC Gross Split sebagai pengganti skema PSC Cost Recovery tidak hanya dapat dilihat dari cashflow dan nominal take dari masing-masing pihak. Dilihat pada tabel 4.15, indikator keekonomian skema PSC Gross Split jauh lebih baik dibandingkan dengan hasil dari skema PSC Cost Recovery. Untuk NPV dengan suku bunga 10%, nominal yang diperoleh dengan skema PSC Gross Split mencapai 72,050.67 MUSD, sedangkan dengan skema PSC Cost Recovery sebesar 21,027.50 MUSD. Untuk IRR dengan skema PSC Gross Split memperoleh persentase sebesar 45.57%, lebih tinggi dibandingan dengan IRR skema PSC Cost Recovery yang mencapai 31.38%. Untuk POT skema PSC Gross Split juga lebih cepat yaitu pada 2.38 tahun semenjak kontrak dimulai, sedangkan POT dengan skema PSC Cost Recovery baru diperoleh pada 2.68 tahun semenjak kontrak dimulai. Sedangkan untuk DPI dengan skema PSC Gross Split juga lebih tinggi sebesar 2.27, sedangkan untuk skema PSC Cost Recovery sebesar 1.37. Selanjutnya dilakukan analisis sensitivitas dengan menggunakan spider diagram. Analisis diperlukan untuk mengetahui parameter yang memiliki pengaruh signifikan serta mengetahui dampak dari resiko yang mungkin terjadi dikemudian hari. Pada masing-masing NPV dan IRR dari tiap skema juga dilakukan analisis sensitivitas. Analisis dilakukan dengan meningkatkan serta menurunkan harga minyak, total produksi, CAPEX, dan OPEX sebesar -25%, 0%, dan +25%. Pada gambar 4.6 menunjukan NPV pada skema PSC Gross Split masih berada di area positif, pada diagram tersebut juga indikator harga paling sensitif terhadap NPV. Meskipun pada penurunan harga sebesar dari kondisi awal, proyek pada lapangan Xyz tetap layak untuk dijalankan. NPV pada skema PSC Cost Recovery yang ditunjukan oleh gambar 4.8 masih menunjukan NPV positif meskipun terjadi
Universitas Pertamina - 47 penuruan harga minyak dan tetap layak untuk dijalankan. Untuk IRR pada skema PSC Gross Split ditunjukan oleh gambar 4.7, pada diagram tersebut menunjukan bahwa CAPEX dan harga minyak yang paling sensitif serta pada diagram tersebut juga masih menunjukan kelayakan karena masih berada di area positif. Pada skema PSC Cost Recovery gambar 4.9 juga masih menunjukan IRR yang berada pada area positif meskipun terdapat terdapat peningkatan terhadap CAPEX.
Universitas Pertamina - 50 BAB V KESIMPULAN DAN SARAN 5.1 Kesimpulan Berdasarkan hasil analisis dan perhitungan yang telah dilakukan dengan menggunakan kedua skema terhadap lapangan Xyz penulis dapat memberikan kesimpulan : 1. Tidak adanya mekanisme Cost Recovery pada skema PSC Gross Split. Pembagian hasilnya tidak melalui mekanisme FTP atau pun ETS, namun langsung dari Gross Revenue dengan besaran split sesuai dengan base split ditambah variable split dan progressive split. 2. Tujuan utama perubahan PSC Cost Recovery menuju PSC Gross Split untuk meningkatkan efisiensi dan efektifitas industri migas di Indonesia. 3. Hasil dari perhitungan menunjukan bahwa dengan skema PSC Gross Split cashflow kontraktor mencapai 72,050.67 MUSD, namun apabila dengan skema PSC Cost Recovery cashflow kontraktor hanya sebesar 21,027.50 MUSD. Hal tersebut berarti kontraktor akan jauh lebih untung apabila menggunakan skema PSC Gross Split. 4. Untuk NPV sensitif terhadap perubahan harga minyak dan produksi. Untuk IRR sensitif terhadap CAPEX dan harga minyak. 5. Pada lapangan Xyz skema yang paling baik dengan menggunakan skema PSC Gross Split dengan indikator keekonomian NPV 72,050.67 MUSD, IRR 45.57%, POT 2.38 tahun, dan DPI 2.27. 5.2 Saran Pada laporan Tugas Akhir ini penulis dapat memberi saran : 1. Gunakan parameter harga minyak yang mendekati kondisi sebenarnya agar hasil perhitungan juga dapat menggambarkan tingkat keekonomian pada waktu tersebut. 2. Selalu ikuti perkembangan tentang regulasi migas di Indonesia khususnya yang diterbitkan oleh Kementrian ESDM. 3. Lakukan peningkatan atau penurunan harga migas agar dapat memberikan hasil yang signifikan terhadap hasil perhitungan dan analisis sensitivitas.
DAFTAR PUSTAKA Hernandoko, A. (2018). Implikasi Berubahnya Kontrak Bagi Hasil (Product Sharing Contract) Ke Kontrak Bagi Hasil Gross Split Terhadap Investasi Minyak Dan Gas Bumi Di Indonesia. Solo: Universitas Negeri Sebelas Maret. Johnston, D. (2003). International Exploration Economics, Risk, and Contract Analysis. Pennwell Books. Lubiantara, B. (2012). Ekonomi migas: Tinjauan Aspek Komersial Kontrak Migas. Jakarta: Gramedia Widiasarana Indonesia. Lubiantara, B. (2017). Paradigma Baru Pengelolaan Sektor Hulu Migas Dan Ketahanan Energi. Jakarta: Gramedia Widiasarana Indonesia. Nurtjahyo, P. (2017). Menjawab Keraguan Terhadap Gross Split. Pemerintah Indonesia. (2019, December 10). Ketika Rezim Cost Recovery Jadi Opsi Lagi. Diambil kembali dari Portal Informasi Indoesia: https://www.indonesia.go.id/narasi/indonesia- dalam-angka/ekonomi/ketika-rezim-cost-recovery-jadi-opsi-lagi Peraturan Menteri ESDM No. 52. (2017). Perubahan Atas Peraturan Menteri ESDM No. 8 Tahun 2017 Tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split. Peraturan Menteri ESDM No. 8. (2017). Kontrak Bagi Hasil Gross Split.
Nama Mahasiswa : Fawa’id Kharisma Khabib NIM : 101316036 Nama Pembimbing : Dr. Jati Arie Wibowo NIP : 116143 No. 1 Hari/Tanggal: Selasa, 4 Februari 2020 Hal yang menjadi perhatian : - Penyusunan proposal - Pemilihan tema - Fokus bahasan tema Paraf Pembimbing: No. 2 Hari/Tanggal: Selasa, 11 Februari 2020 Hal yang menjadi perhatian: - Perbaikan proposal - Pemilihan bahasan tugas akhir Paraf Pembimbing: FAKULTAS TEKNOLOGI EKSPLORASI DAN PRODUKSI PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
Nama Mahasiswa : Fawa’id Kharisma Khabib NIM : 101316036 Nama Pembimbing : Dr. Jati Arie Wibowo NIP : 116143 No. 3 Hari/Tanggal: Kamis, 20 Februari Hal yang menjadi perhatian : - Penyusunan Tugas Akhir - Penentuan isi terkait BAB 1 Paraf Pembimbing: No. 4 Hari/Tanggal: Rabu, 26 Februari Hal yang menjadi perhatian: - refrensi daftar pustaka - refrensi penyusunan tugas akhir Paraf Pembimbing: FAKULTAS TEKNOLOGI EKSPLORASI DAN PRODUKSI PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
Nama Mahasiswa : Fawa’id Kharisma Khabib NIM : 101316036 Nama Pembimbing : Dr. Jati Arie Wibowo NIP : 116143 No. 5 Hari/Tanggal: Selasa, 10 Maret 2020 Hal yang menjadi perhatian : - perbaikan/revisi tugas akhir - penentuan data - penentuan metode Paraf Pembimbing: No. 6 Hari/Tanggal: Jumat, 5 Juni 2020 Hal yang menjadi perhatian: - laporan perkembangan tugas akhir - perbaikan pada simulasi yang dilakukan di ms. excel Paraf Pembimbing: FAKULTAS TEKNOLOGI EKSPLORASI DAN PRODUKSI PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
Nama Mahasiswa : Fawa’id Kharisma Khabib NIM : 101316036 Nama Pembimbing : Dr. Jati Arie Wibowo NIP : 116143 No. 7 Hari/Tanggal: Rabu, 10 Juni 2020 Hal yang menjadi perhatian : - perbaikan pada fiscal terms PSC - perbaikan pada CAPEX Paraf Pembimbing: No. 8 Hari/Tanggal: Sabtu, 13 Juni 2020 Hal yang menjadi perhatian: - perbaikan pada split Cost Recovery - penyesuaian fiscal terms - perbaikan grossed up Paraf Pembimbing: FAKULTAS TEKNOLOGI EKSPLORASI DAN PRODUKSI PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
Cost Recovery Gross Split 2020 (20,600.00) (20,600.00) 2021 9,221.85 4,517.33 2022 5,878.74 9,985.44 2023 3,577.83 7,085.58 2024 3,005.75 6,466.60 2025 5,125.07 5,841.23 2026 1,448.83 6,058.02 2027 2,531.03 8,648.03 2028 2,318.09 7,971.43 2029 2,436.93 7,856.94 2030 2,193.66 7,007.63 2031 49.44 4,861.77 2032 789.20 4,299.62 2033 650.92 3,576.42 2034 850.82 2,388.71 2035 734.75 2,593.53 2036 594.46 2,133.92 2037 1,003.86 3,405.43 2038 791.67 3,095.85 2039 320.88 1,254.82 2040 206.48 807.45 Total 23,130.25 79,255.73 Cash Flow Tabel A.1 Perbandingan Cashflow

Recommended

Psc gross split - cost recovery
Psc gross split - cost recoveryPsc gross split - cost recovery
Psc gross split - cost recoverySampe Purba
Β 
Gross split psc rev sampe purba
Gross split psc rev sampe purbaGross split psc rev sampe purba
Gross split psc rev sampe purbaSampe Purba
Β 
Summer training
Summer trainingSummer training
Summer trainingAhmed Fekry
Β 
Pengelolaan Gas Bumi Indonesia-Komaidi Notonegoro
Pengelolaan Gas Bumi Indonesia-Komaidi NotonegoroPengelolaan Gas Bumi Indonesia-Komaidi Notonegoro
Pengelolaan Gas Bumi Indonesia-Komaidi NotonegoroPublish What You Pay (PWYP) Indonesia
Β 
Industri Ekstraktif Migas dan Penerimaan Negara
Industri Ekstraktif Migas dan Penerimaan NegaraIndustri Ekstraktif Migas dan Penerimaan Negara
Industri Ekstraktif Migas dan Penerimaan NegaraPublish What You Pay (PWYP) Indonesia
Β 
Tata Kelola Gas dan Peta Permasalahannya di Indonesia
Tata Kelola Gas dan Peta Permasalahannya di IndonesiaTata Kelola Gas dan Peta Permasalahannya di Indonesia
Tata Kelola Gas dan Peta Permasalahannya di IndonesiaPublish What You Pay (PWYP) Indonesia
Β 
Petroleum economics and risk analysis
Petroleum economics and risk analysisPetroleum economics and risk analysis
Petroleum economics and risk analysisMohammad Alfian
Β 
CCUS in the USA: Activity, Prospects, and Academic Research - plenary present...
CCUS in the USA: Activity, Prospects, and Academic Research - plenary present...CCUS in the USA: Activity, Prospects, and Academic Research - plenary present...
CCUS in the USA: Activity, Prospects, and Academic Research - plenary present...UK Carbon Capture and Storage Research Centre
Β 

Recommended

Psc gross split - cost recovery
Psc gross split - cost recoveryPsc gross split - cost recovery
Psc gross split - cost recoverySampe Purba
Β 
Gross split psc rev sampe purba
Gross split psc rev sampe purbaGross split psc rev sampe purba
Gross split psc rev sampe purbaSampe Purba
Β 
Summer training
Summer trainingSummer training
Summer trainingAhmed Fekry
Β 
Pengelolaan Gas Bumi Indonesia-Komaidi Notonegoro
Pengelolaan Gas Bumi Indonesia-Komaidi NotonegoroPengelolaan Gas Bumi Indonesia-Komaidi Notonegoro
Pengelolaan Gas Bumi Indonesia-Komaidi NotonegoroPublish What You Pay (PWYP) Indonesia
Β 
Industri Ekstraktif Migas dan Penerimaan Negara
Industri Ekstraktif Migas dan Penerimaan NegaraIndustri Ekstraktif Migas dan Penerimaan Negara
Industri Ekstraktif Migas dan Penerimaan NegaraPublish What You Pay (PWYP) Indonesia
Β 
Tata Kelola Gas dan Peta Permasalahannya di Indonesia
Tata Kelola Gas dan Peta Permasalahannya di IndonesiaTata Kelola Gas dan Peta Permasalahannya di Indonesia
Tata Kelola Gas dan Peta Permasalahannya di IndonesiaPublish What You Pay (PWYP) Indonesia
Β 
Petroleum economics and risk analysis
Petroleum economics and risk analysisPetroleum economics and risk analysis
Petroleum economics and risk analysisMohammad Alfian
Β 
CCUS in the USA: Activity, Prospects, and Academic Research - plenary present...
CCUS in the USA: Activity, Prospects, and Academic Research - plenary present...CCUS in the USA: Activity, Prospects, and Academic Research - plenary present...
CCUS in the USA: Activity, Prospects, and Academic Research - plenary present...UK Carbon Capture and Storage Research Centre
Β 
Tahapan eksplorasi dan produksi
Tahapan eksplorasi dan produksiTahapan eksplorasi dan produksi
Tahapan eksplorasi dan produksiHendri Anur
Β 
Jenis kontrak pengusahaan migas
Jenis kontrak pengusahaan migasJenis kontrak pengusahaan migas
Jenis kontrak pengusahaan migasmaulanadana
Β 
Teknik Produksi Migas - Proses Produksi Migas
Teknik Produksi Migas - Proses Produksi MigasTeknik Produksi Migas - Proses Produksi Migas
Teknik Produksi Migas - Proses Produksi MigaslombkTBK
Β 
Teknik Produksi Migas - Teknik Reservoir dan Cadangan Migas
Teknik Produksi Migas - Teknik Reservoir dan Cadangan MigasTeknik Produksi Migas - Teknik Reservoir dan Cadangan Migas
Teknik Produksi Migas - Teknik Reservoir dan Cadangan MigaslombkTBK
Β 
Enhached oil Recovery
Enhached oil RecoveryEnhached oil Recovery
Enhached oil RecoveryHendri Anur
Β 
Sampe L. Purba - Wilayah Kerja Migas
Sampe L. Purba - Wilayah Kerja Migas Sampe L. Purba - Wilayah Kerja Migas
Sampe L. Purba - Wilayah Kerja Migas Sampe Purba
Β 
Presentasi SKK Migas dalam FGD RUU Migas (ISNU)
Presentasi SKK Migas dalam FGD RUU Migas (ISNU)Presentasi SKK Migas dalam FGD RUU Migas (ISNU)
Presentasi SKK Migas dalam FGD RUU Migas (ISNU)Publish What You Pay (PWYP) Indonesia
Β 
Perangkap Reservoir - Jebakan Minyak - Oil Trap
Perangkap Reservoir - Jebakan Minyak - Oil TrapPerangkap Reservoir - Jebakan Minyak - Oil Trap
Perangkap Reservoir - Jebakan Minyak - Oil TrapDella Azaria
Β 
Proses Pengolahan Migas dan Petrokim
Proses Pengolahan Migas dan PetrokimProses Pengolahan Migas dan Petrokim
Proses Pengolahan Migas dan PetrokimlombkTBK
Β 
Dasar Pemikiran Perubahan UU Minyak dan Gas Bumi
Dasar Pemikiran Perubahan UU Minyak dan Gas BumiDasar Pemikiran Perubahan UU Minyak dan Gas Bumi
Dasar Pemikiran Perubahan UU Minyak dan Gas BumiLestari Moerdijat
Β 
Optimalisasi Tata Kelola Industri Hulu Migas Nasional yang Efektif dan Akuntabel
Optimalisasi Tata Kelola Industri Hulu Migas Nasional yang Efektif dan AkuntabelOptimalisasi Tata Kelola Industri Hulu Migas Nasional yang Efektif dan Akuntabel
Optimalisasi Tata Kelola Industri Hulu Migas Nasional yang Efektif dan AkuntabelPublish What You Pay (PWYP) Indonesia
Β 
PROFIL PT. PERTAMINA (PERSERO) RU VI BALONGAN
PROFIL PT. PERTAMINA (PERSERO) RU VI BALONGANPROFIL PT. PERTAMINA (PERSERO) RU VI BALONGAN
PROFIL PT. PERTAMINA (PERSERO) RU VI BALONGANAndri Ebo
Β 
Pengelolaan dan Pemantauan Lingkungan
Pengelolaan dan Pemantauan LingkunganPengelolaan dan Pemantauan Lingkungan
Pengelolaan dan Pemantauan LingkunganYusufRiyandi
Β 
Kontribusi migas untuk bangsa sampe purba
Kontribusi migas untuk bangsa sampe purbaKontribusi migas untuk bangsa sampe purba
Kontribusi migas untuk bangsa sampe purbaSampe Purba
Β 
Ekonomi rekayasa migas
Ekonomi rekayasa migasEkonomi rekayasa migas
Ekonomi rekayasa migasHendri Anur
Β 
Artificial lift
Artificial liftArtificial lift
Artificial liftHendri Anur
Β 
Rancangan UU Migas Usulan Masyarakat Sipil
Rancangan UU Migas Usulan Masyarakat SipilRancangan UU Migas Usulan Masyarakat Sipil
Rancangan UU Migas Usulan Masyarakat SipilPublish What You Pay (PWYP) Indonesia
Β 
Gyro compass - kompas gasing
Gyro compass - kompas gasingGyro compass - kompas gasing
Gyro compass - kompas gasingGunawan Manalu
Β 
Olinesia webinar series Geothermal Overview
Olinesia webinar series Geothermal Overview Olinesia webinar series Geothermal Overview
Olinesia webinar series Geothermal Overview GEx OliNesia
Β 
Talking Points Gas Indonesia
Talking Points Gas IndonesiaTalking Points Gas Indonesia
Talking Points Gas IndonesiaPublish What You Pay (PWYP) Indonesia
Β 
Bernardin Bela Naradina-Tesis-FE-2013
Bernardin Bela Naradina-Tesis-FE-2013Bernardin Bela Naradina-Tesis-FE-2013
Bernardin Bela Naradina-Tesis-FE-2013Bernardinus Naradina
Β 
Modul elektronika
Modul elektronikaModul elektronika
Modul elektronikaGilang Ryan Prabowo
Β 

More Related Content

What's hot

Tahapan eksplorasi dan produksi
Tahapan eksplorasi dan produksiTahapan eksplorasi dan produksi
Tahapan eksplorasi dan produksiHendri Anur
Β 
Jenis kontrak pengusahaan migas
Jenis kontrak pengusahaan migasJenis kontrak pengusahaan migas
Jenis kontrak pengusahaan migasmaulanadana
Β 
Teknik Produksi Migas - Proses Produksi Migas
Teknik Produksi Migas - Proses Produksi MigasTeknik Produksi Migas - Proses Produksi Migas
Teknik Produksi Migas - Proses Produksi MigaslombkTBK
Β 
Teknik Produksi Migas - Teknik Reservoir dan Cadangan Migas
Teknik Produksi Migas - Teknik Reservoir dan Cadangan MigasTeknik Produksi Migas - Teknik Reservoir dan Cadangan Migas
Teknik Produksi Migas - Teknik Reservoir dan Cadangan MigaslombkTBK
Β 
Enhached oil Recovery
Enhached oil RecoveryEnhached oil Recovery
Enhached oil RecoveryHendri Anur
Β 
Sampe L. Purba - Wilayah Kerja Migas
Sampe L. Purba - Wilayah Kerja Migas Sampe L. Purba - Wilayah Kerja Migas
Sampe L. Purba - Wilayah Kerja Migas Sampe Purba
Β 
Perangkap Reservoir - Jebakan Minyak - Oil Trap
Perangkap Reservoir - Jebakan Minyak - Oil TrapPerangkap Reservoir - Jebakan Minyak - Oil Trap
Perangkap Reservoir - Jebakan Minyak - Oil TrapDella Azaria
Β 
Proses Pengolahan Migas dan Petrokim
Proses Pengolahan Migas dan PetrokimProses Pengolahan Migas dan Petrokim
Proses Pengolahan Migas dan PetrokimlombkTBK
Β 
Dasar Pemikiran Perubahan UU Minyak dan Gas Bumi
Dasar Pemikiran Perubahan UU Minyak dan Gas BumiDasar Pemikiran Perubahan UU Minyak dan Gas Bumi
Dasar Pemikiran Perubahan UU Minyak dan Gas BumiLestari Moerdijat
Β 
Optimalisasi Tata Kelola Industri Hulu Migas Nasional yang Efektif dan Akuntabel
Optimalisasi Tata Kelola Industri Hulu Migas Nasional yang Efektif dan AkuntabelOptimalisasi Tata Kelola Industri Hulu Migas Nasional yang Efektif dan Akuntabel
Optimalisasi Tata Kelola Industri Hulu Migas Nasional yang Efektif dan AkuntabelPublish What You Pay (PWYP) Indonesia
Β 
PROFIL PT. PERTAMINA (PERSERO) RU VI BALONGAN
PROFIL PT. PERTAMINA (PERSERO) RU VI BALONGANPROFIL PT. PERTAMINA (PERSERO) RU VI BALONGAN
PROFIL PT. PERTAMINA (PERSERO) RU VI BALONGANAndri Ebo
Β 
Pengelolaan dan Pemantauan Lingkungan
Pengelolaan dan Pemantauan LingkunganPengelolaan dan Pemantauan Lingkungan
Pengelolaan dan Pemantauan LingkunganYusufRiyandi
Β 
Kontribusi migas untuk bangsa sampe purba
Kontribusi migas untuk bangsa sampe purbaKontribusi migas untuk bangsa sampe purba
Kontribusi migas untuk bangsa sampe purbaSampe Purba
Β 
Ekonomi rekayasa migas
Ekonomi rekayasa migasEkonomi rekayasa migas
Ekonomi rekayasa migasHendri Anur
Β 
Artificial lift
Artificial liftArtificial lift
Artificial liftHendri Anur
Β 
Gyro compass - kompas gasing
Gyro compass - kompas gasingGyro compass - kompas gasing
Gyro compass - kompas gasingGunawan Manalu
Β 
Olinesia webinar series Geothermal Overview
Olinesia webinar series Geothermal Overview Olinesia webinar series Geothermal Overview
Olinesia webinar series Geothermal Overview GEx OliNesia
Β 

What's hot (20)

Tahapan eksplorasi dan produksi
Tahapan eksplorasi dan produksiTahapan eksplorasi dan produksi
Tahapan eksplorasi dan produksi
Β 
Jenis kontrak pengusahaan migas
Jenis kontrak pengusahaan migasJenis kontrak pengusahaan migas
Jenis kontrak pengusahaan migas
Β 
Teknik Produksi Migas - Proses Produksi Migas
Teknik Produksi Migas - Proses Produksi MigasTeknik Produksi Migas - Proses Produksi Migas
Teknik Produksi Migas - Proses Produksi Migas
Β 
Teknik Produksi Migas - Teknik Reservoir dan Cadangan Migas
Teknik Produksi Migas - Teknik Reservoir dan Cadangan MigasTeknik Produksi Migas - Teknik Reservoir dan Cadangan Migas
Teknik Produksi Migas - Teknik Reservoir dan Cadangan Migas
Β 
Enhached oil Recovery
Enhached oil RecoveryEnhached oil Recovery
Enhached oil Recovery
Β 
Sampe L. Purba - Wilayah Kerja Migas
Sampe L. Purba - Wilayah Kerja Migas Sampe L. Purba - Wilayah Kerja Migas
Sampe L. Purba - Wilayah Kerja Migas
Β 
Presentasi SKK Migas dalam FGD RUU Migas (ISNU)
Presentasi SKK Migas dalam FGD RUU Migas (ISNU)Presentasi SKK Migas dalam FGD RUU Migas (ISNU)
Presentasi SKK Migas dalam FGD RUU Migas (ISNU)
Β 
Perangkap Reservoir - Jebakan Minyak - Oil Trap
Perangkap Reservoir - Jebakan Minyak - Oil TrapPerangkap Reservoir - Jebakan Minyak - Oil Trap
Perangkap Reservoir - Jebakan Minyak - Oil Trap
Β 
Proses Pengolahan Migas dan Petrokim
Proses Pengolahan Migas dan PetrokimProses Pengolahan Migas dan Petrokim
Proses Pengolahan Migas dan Petrokim
Β 
Dasar Pemikiran Perubahan UU Minyak dan Gas Bumi
Dasar Pemikiran Perubahan UU Minyak dan Gas BumiDasar Pemikiran Perubahan UU Minyak dan Gas Bumi
Dasar Pemikiran Perubahan UU Minyak dan Gas Bumi
Β 
Optimalisasi Tata Kelola Industri Hulu Migas Nasional yang Efektif dan Akuntabel
Optimalisasi Tata Kelola Industri Hulu Migas Nasional yang Efektif dan AkuntabelOptimalisasi Tata Kelola Industri Hulu Migas Nasional yang Efektif dan Akuntabel
Optimalisasi Tata Kelola Industri Hulu Migas Nasional yang Efektif dan Akuntabel
Β 
PROFIL PT. PERTAMINA (PERSERO) RU VI BALONGAN
PROFIL PT. PERTAMINA (PERSERO) RU VI BALONGANPROFIL PT. PERTAMINA (PERSERO) RU VI BALONGAN
PROFIL PT. PERTAMINA (PERSERO) RU VI BALONGAN
Β 
Pengelolaan dan Pemantauan Lingkungan
Pengelolaan dan Pemantauan LingkunganPengelolaan dan Pemantauan Lingkungan
Pengelolaan dan Pemantauan Lingkungan
Β 
Kontribusi migas untuk bangsa sampe purba
Kontribusi migas untuk bangsa sampe purbaKontribusi migas untuk bangsa sampe purba
Kontribusi migas untuk bangsa sampe purba
Β 
Ekonomi rekayasa migas
Ekonomi rekayasa migasEkonomi rekayasa migas
Ekonomi rekayasa migas
Β 
Artificial lift
Artificial liftArtificial lift
Artificial lift
Β 
Rancangan UU Migas Usulan Masyarakat Sipil
Rancangan UU Migas Usulan Masyarakat SipilRancangan UU Migas Usulan Masyarakat Sipil
Rancangan UU Migas Usulan Masyarakat Sipil
Β 
Gyro compass - kompas gasing
Gyro compass - kompas gasingGyro compass - kompas gasing
Gyro compass - kompas gasing
Β 
Olinesia webinar series Geothermal Overview
Olinesia webinar series Geothermal Overview Olinesia webinar series Geothermal Overview
Olinesia webinar series Geothermal Overview
Β 
Talking Points Gas Indonesia
Talking Points Gas IndonesiaTalking Points Gas Indonesia
Talking Points Gas Indonesia
Β 

Similar to Analisis fiskal kontrak bagi hasil (psc) gross split sebagai pengganti skema cost recovery melalui analisis keekonomian pada blok xyz

Bernardin Bela Naradina-Tesis-FE-2013
Bernardin Bela Naradina-Tesis-FE-2013Bernardin Bela Naradina-Tesis-FE-2013
Bernardin Bela Naradina-Tesis-FE-2013Bernardinus Naradina
Β 
Pedoman pkm 2017
Pedoman pkm 2017Pedoman pkm 2017
Pedoman pkm 2017rahmad hidayat
Β 
ANALISIS PENERAPAN PSAK 18 TENTANG AKUNTANSI DAN PELAPORAN PROGRAM MANFAAT PU...
ANALISIS PENERAPAN PSAK 18 TENTANG AKUNTANSI DAN PELAPORAN PROGRAM MANFAAT PU...ANALISIS PENERAPAN PSAK 18 TENTANG AKUNTANSI DAN PELAPORAN PROGRAM MANFAAT PU...
ANALISIS PENERAPAN PSAK 18 TENTANG AKUNTANSI DAN PELAPORAN PROGRAM MANFAAT PU...doniardi3
Β 
[5114100051 5114100101-5114100143] - kak
[5114100051 5114100101-5114100143] - kak[5114100051 5114100101-5114100143] - kak
[5114100051 5114100101-5114100143] - kakHaidar Arya
Β 
Panduan Proposal Pengajuan Dana Evaluasi Kurikulum dan Pembelajaran
Panduan Proposal Pengajuan Dana Evaluasi Kurikulum dan PembelajaranPanduan Proposal Pengajuan Dana Evaluasi Kurikulum dan Pembelajaran
Panduan Proposal Pengajuan Dana Evaluasi Kurikulum dan Pembelajarananharwahyu
Β 
[5114100051 5114100101-5114100143] - kak
[5114100051 5114100101-5114100143] - kak[5114100051 5114100101-5114100143] - kak
[5114100051 5114100101-5114100143] - kakMiftakhul Akhyar
Β 
Penulisan proposal penelitian-pengabdian-Pemuda cendikia.pptx
Penulisan proposal penelitian-pengabdian-Pemuda cendikia.pptxPenulisan proposal penelitian-pengabdian-Pemuda cendikia.pptx
Penulisan proposal penelitian-pengabdian-Pemuda cendikia.pptxdilla136564
Β 
Nur asifah ekonomitekniktugas1
Nur asifah ekonomitekniktugas1Nur asifah ekonomitekniktugas1
Nur asifah ekonomitekniktugas1nur_asifah
Β 
Analisa finansial gdparkir
Analisa finansial gdparkirAnalisa finansial gdparkir
Analisa finansial gdparkirhantudonat
Β 
materi tata kelola kesekretariatan dan administrasi
materi tata kelola kesekretariatan dan administrasimateri tata kelola kesekretariatan dan administrasi
materi tata kelola kesekretariatan dan administrasilppmamni
Β 
6d246 modul 8_pedoman_studi_kasus_cost_estimate
6d246 modul 8_pedoman_studi_kasus_cost_estimate6d246 modul 8_pedoman_studi_kasus_cost_estimate
6d246 modul 8_pedoman_studi_kasus_cost_estimateHendraMulyana11
Β 
2a.-Sri-Fadilah-evaluasi-Penlit-Penlit-dan-PKM-Kopertis-211119.pptx
2a.-Sri-Fadilah-evaluasi-Penlit-Penlit-dan-PKM-Kopertis-211119.pptx2a.-Sri-Fadilah-evaluasi-Penlit-Penlit-dan-PKM-Kopertis-211119.pptx
2a.-Sri-Fadilah-evaluasi-Penlit-Penlit-dan-PKM-Kopertis-211119.pptxniaekawati1
Β 
[Fp] perencanaan proyek
[Fp] perencanaan proyek[Fp] perencanaan proyek
[Fp] perencanaan proyekRahmatin Nadia
Β 
Ekonomi teknik 1
Ekonomi teknik 1Ekonomi teknik 1
Ekonomi teknik 1Nimas Putri
Β 
Nur asifah ekonomitekniktugas1
Nur asifah ekonomitekniktugas1Nur asifah ekonomitekniktugas1
Nur asifah ekonomitekniktugas1Nur Asifah sifah
Β 

Similar to Analisis fiskal kontrak bagi hasil (psc) gross split sebagai pengganti skema cost recovery melalui analisis keekonomian pada blok xyz (20)

Bernardin Bela Naradina-Tesis-FE-2013
Bernardin Bela Naradina-Tesis-FE-2013Bernardin Bela Naradina-Tesis-FE-2013
Bernardin Bela Naradina-Tesis-FE-2013
Β 
Modul elektronika
Modul elektronikaModul elektronika
Modul elektronika
Β 
Pedoman pkm 2017
Pedoman pkm 2017Pedoman pkm 2017
Pedoman pkm 2017
Β 
Pedoman PKM 2017
Pedoman PKM 2017Pedoman PKM 2017
Pedoman PKM 2017
Β 
ANALISIS PENERAPAN PSAK 18 TENTANG AKUNTANSI DAN PELAPORAN PROGRAM MANFAAT PU...
ANALISIS PENERAPAN PSAK 18 TENTANG AKUNTANSI DAN PELAPORAN PROGRAM MANFAAT PU...ANALISIS PENERAPAN PSAK 18 TENTANG AKUNTANSI DAN PELAPORAN PROGRAM MANFAAT PU...
ANALISIS PENERAPAN PSAK 18 TENTANG AKUNTANSI DAN PELAPORAN PROGRAM MANFAAT PU...
Β 
[5114100051 5114100101-5114100143] - kak
[5114100051 5114100101-5114100143] - kak[5114100051 5114100101-5114100143] - kak
[5114100051 5114100101-5114100143] - kak
Β 
Panduan Proposal Pengajuan Dana Evaluasi Kurikulum dan Pembelajaran
Panduan Proposal Pengajuan Dana Evaluasi Kurikulum dan PembelajaranPanduan Proposal Pengajuan Dana Evaluasi Kurikulum dan Pembelajaran
Panduan Proposal Pengajuan Dana Evaluasi Kurikulum dan Pembelajaran
Β 
Kak
KakKak
Kak
Β 
[5114100051 5114100101-5114100143] - kak
[5114100051 5114100101-5114100143] - kak[5114100051 5114100101-5114100143] - kak
[5114100051 5114100101-5114100143] - kak
Β 
Penulisan proposal penelitian-pengabdian-Pemuda cendikia.pptx
Penulisan proposal penelitian-pengabdian-Pemuda cendikia.pptxPenulisan proposal penelitian-pengabdian-Pemuda cendikia.pptx
Penulisan proposal penelitian-pengabdian-Pemuda cendikia.pptx
Β 
Nur asifah ekonomitekniktugas1
Nur asifah ekonomitekniktugas1Nur asifah ekonomitekniktugas1
Nur asifah ekonomitekniktugas1
Β 
Analisa finansial gdparkir
Analisa finansial gdparkirAnalisa finansial gdparkir
Analisa finansial gdparkir
Β 
materi tata kelola kesekretariatan dan administrasi
materi tata kelola kesekretariatan dan administrasimateri tata kelola kesekretariatan dan administrasi
materi tata kelola kesekretariatan dan administrasi
Β 
6d246 modul 8_pedoman_studi_kasus_cost_estimate
6d246 modul 8_pedoman_studi_kasus_cost_estimate6d246 modul 8_pedoman_studi_kasus_cost_estimate
6d246 modul 8_pedoman_studi_kasus_cost_estimate
Β 
Kak
KakKak
Kak
Β 
2a.-Sri-Fadilah-evaluasi-Penlit-Penlit-dan-PKM-Kopertis-211119.pptx
2a.-Sri-Fadilah-evaluasi-Penlit-Penlit-dan-PKM-Kopertis-211119.pptx2a.-Sri-Fadilah-evaluasi-Penlit-Penlit-dan-PKM-Kopertis-211119.pptx
2a.-Sri-Fadilah-evaluasi-Penlit-Penlit-dan-PKM-Kopertis-211119.pptx
Β 
[Fp] perencanaan proyek
[Fp] perencanaan proyek[Fp] perencanaan proyek
[Fp] perencanaan proyek
Β 
Laporan aima 2017
Laporan aima 2017Laporan aima 2017
Laporan aima 2017
Β 
Ekonomi teknik 1
Ekonomi teknik 1Ekonomi teknik 1
Ekonomi teknik 1
Β 
Nur asifah ekonomitekniktugas1
Nur asifah ekonomitekniktugas1Nur asifah ekonomitekniktugas1
Nur asifah ekonomitekniktugas1
Β 

Recently uploaded

05 Sistem Perencanaan Pembangunan Nasional.ppt
05 Sistem Perencanaan Pembangunan Nasional.ppt05 Sistem Perencanaan Pembangunan Nasional.ppt
05 Sistem Perencanaan Pembangunan Nasional.pptSonyGobang1
Β 
001. Ringkasan Lampiran Juknis DAK 2024_PAUD.pptx
001. Ringkasan Lampiran Juknis DAK 2024_PAUD.pptx001. Ringkasan Lampiran Juknis DAK 2024_PAUD.pptx
001. Ringkasan Lampiran Juknis DAK 2024_PAUD.pptxMuhararAhmad
Β 
Slide Transformasi dan Load Data Menggunakan Talend Open Studio
Slide Transformasi dan Load Data Menggunakan Talend Open StudioSlide Transformasi dan Load Data Menggunakan Talend Open Studio
Slide Transformasi dan Load Data Menggunakan Talend Open Studiossuser52d6bf
Β 
2021 - 10 - 03 PAPARAN PENDAHULUAN LEGGER JALAN.pptx
2021 - 10 - 03 PAPARAN PENDAHULUAN LEGGER JALAN.pptx2021 - 10 - 03 PAPARAN PENDAHULUAN LEGGER JALAN.pptx
2021 - 10 - 03 PAPARAN PENDAHULUAN LEGGER JALAN.pptxAnnisaNurHasanah27
Β 
rekayasa struktur beton prategang - 2_compressed (1).pdf
rekayasa struktur beton prategang - 2_compressed (1).pdfrekayasa struktur beton prategang - 2_compressed (1).pdf
rekayasa struktur beton prategang - 2_compressed (1).pdfssuser40d8e3
Β 
2021 - 12 - 10 PAPARAN AKHIR LEGGER JALAN.pptx
2021 - 12 - 10 PAPARAN AKHIR LEGGER JALAN.pptx2021 - 12 - 10 PAPARAN AKHIR LEGGER JALAN.pptx
2021 - 12 - 10 PAPARAN AKHIR LEGGER JALAN.pptxAnnisaNurHasanah27
Β 
Pembangkit Listrik Tenaga Nuklir Kelompok 1.pptx
Pembangkit Listrik Tenaga Nuklir Kelompok 1.pptxPembangkit Listrik Tenaga Nuklir Kelompok 1.pptx
Pembangkit Listrik Tenaga Nuklir Kelompok 1.pptxmuhammadrizky331164
Β 
Strategi Pengembangan Agribisnis di Indonesia
Strategi Pengembangan Agribisnis di IndonesiaStrategi Pengembangan Agribisnis di Indonesia
Strategi Pengembangan Agribisnis di IndonesiaRenaYunita2
Β 
MAteri:Penggunaan fungsi pada pemrograman c++
MAteri:Penggunaan fungsi pada pemrograman c++MAteri:Penggunaan fungsi pada pemrograman c++
MAteri:Penggunaan fungsi pada pemrograman c++FujiAdam
Β 

Recently uploaded (9)

05 Sistem Perencanaan Pembangunan Nasional.ppt
05 Sistem Perencanaan Pembangunan Nasional.ppt05 Sistem Perencanaan Pembangunan Nasional.ppt
05 Sistem Perencanaan Pembangunan Nasional.ppt
Β 
001. Ringkasan Lampiran Juknis DAK 2024_PAUD.pptx
001. Ringkasan Lampiran Juknis DAK 2024_PAUD.pptx001. Ringkasan Lampiran Juknis DAK 2024_PAUD.pptx
001. Ringkasan Lampiran Juknis DAK 2024_PAUD.pptx
Β 
Slide Transformasi dan Load Data Menggunakan Talend Open Studio
Slide Transformasi dan Load Data Menggunakan Talend Open StudioSlide Transformasi dan Load Data Menggunakan Talend Open Studio
Slide Transformasi dan Load Data Menggunakan Talend Open Studio
Β 
2021 - 10 - 03 PAPARAN PENDAHULUAN LEGGER JALAN.pptx
2021 - 10 - 03 PAPARAN PENDAHULUAN LEGGER JALAN.pptx2021 - 10 - 03 PAPARAN PENDAHULUAN LEGGER JALAN.pptx
2021 - 10 - 03 PAPARAN PENDAHULUAN LEGGER JALAN.pptx
Β 
rekayasa struktur beton prategang - 2_compressed (1).pdf
rekayasa struktur beton prategang - 2_compressed (1).pdfrekayasa struktur beton prategang - 2_compressed (1).pdf
rekayasa struktur beton prategang - 2_compressed (1).pdf
Β 
2021 - 12 - 10 PAPARAN AKHIR LEGGER JALAN.pptx
2021 - 12 - 10 PAPARAN AKHIR LEGGER JALAN.pptx2021 - 12 - 10 PAPARAN AKHIR LEGGER JALAN.pptx
2021 - 12 - 10 PAPARAN AKHIR LEGGER JALAN.pptx
Β 
Pembangkit Listrik Tenaga Nuklir Kelompok 1.pptx
Pembangkit Listrik Tenaga Nuklir Kelompok 1.pptxPembangkit Listrik Tenaga Nuklir Kelompok 1.pptx
Pembangkit Listrik Tenaga Nuklir Kelompok 1.pptx
Β 
Strategi Pengembangan Agribisnis di Indonesia
Strategi Pengembangan Agribisnis di IndonesiaStrategi Pengembangan Agribisnis di Indonesia
Strategi Pengembangan Agribisnis di Indonesia
Β 
MAteri:Penggunaan fungsi pada pemrograman c++
MAteri:Penggunaan fungsi pada pemrograman c++MAteri:Penggunaan fungsi pada pemrograman c++
MAteri:Penggunaan fungsi pada pemrograman c++
Β 

Analisis fiskal kontrak bagi hasil (psc) gross split sebagai pengganti skema cost recovery melalui analisis keekonomian pada blok xyz

  • 1. ANALISIS FISKAL KONTRAK BAGI HASIL (PSC) GROSS SPLIT SEBAGAI PENGGANTI SKEMA COST RECOVERY MELALUI ANALISIS KEEKONOMIAN PADA BLOK XYZ LAPORAN TUGAS AKHIR Oleh : Fawa’id Kharisma Khabib 101316036 FAKULTAS TEKNOLOGI EKSPLORASI DAN PRODUKSI PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN UNIVERSITAS PERTAMINA 2020
  • 3. ANALISIS FISKAL KONTRAK BAGI HASIL (PSC) GROSS SPLIT SEBAGAI PENGGANTI SKEMA COST RECOVERY MELALUI ANALISIS KEEKONOMIAN PADA BLOK XYZ LAPORAN TUGAS AKHIR Oleh : Fawa’id Kharisma Khabib 101316036 FAKULTAS TEKNOLOGI EKSPLORASI DAN PRODUKSI PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN UNIVERSITAS PERTAMINA 2020
  • 4.
  • 5. Universitas Pertamina - i LEMBAR PENGESAHAN Judul Tugas Akhir : ANALISIS FISKAL KONTRAK BAGI HASIL (PSC) GROSS SPLIT SEBAGAI PENGGANTI SKEMA COST RECOVERY MELALUI ANALISIS KEEKONOMIAN PADA BLOK XYZ Nama Mahasiswa : Fawa’id Kharisma Khabib Nomor Induk Mahasiswa : 101316036 Program Studi : Teknik Perminyakan Fakultas : Teknologi Eksplorasi Dan Produksi Tanggal Lulus Sidang Tugas Akhir : Jakarta, 15 Juli 2020 MENGESAHKAN, Pembimbing I : Dr. Jati Arie Wibowo 116143 Pembimbing II : Iwan Setya Budi, M.T. 116158 MENGETAHUI, Ketua Program Studi Dr. Astra Agus Permana DN., S.Si., M.Sc 116111
  • 6. Universitas Pertamina - ii LEMBAR PERNYATAAN Dengan ini saya menyatakan bahwa Tugas Akhir berjudul ANALISIS FISKAL KONTRAK BAGI HASIL (PSC) GROSS SPLIT SEBAGAI PENGGANTI SKEMA COST RECOVERY MELALUI ANALISIS KEEKONOMIAN PADA BLOK XYZ ini adalah benar-benar merupakan hasil karya saya sendiri dan tidak mengandung materi yang ditulis oleh orang lain kecuali telah dikutip sebagai referensi yang sumbernya telah dituliskan secara jelas sesuai dengan kaidah penulisan karya ilmiah. Apabila dikemudian hari ditemukan adanya kecurangan dalam karya ini, saya bersedia menerima sanksi dari Universitas Pertamina sesuai dengan peraturan yang berlaku. Demi pengembangan ilmu pengetahuan, saya menyetujui untuk memberikan kepada Universitas Pertamina hak bebas royalti noneksklusif (non-exclusive royalty-free right) atas Tugas Akhir ini beserta perangkat yang ada. Dengan hak bebas royalti noneksklusif ini Universitas Pertamina berhak menyimpan, mengalih media/format-kan, mengelola dalam bentuk pangkatan data (database), merawat, dan mempublikasikan Tugas Akhir saya selama tetap mencantumkan nama saya sebagai penulis/pencipta dan sebagai pemilik Hak Cipta. Demikian pernyataan ini saya buat dengan sebenarnya Jakarta, Yang membuat pernyataan, Fawa’id Kharisma Khabib Materai Rp 6.000 Jakarta, 8 Juli 2020
  • 7. Universitas Pertamina - iii ABSTRAK Fawa’id Kharisma Khabib. 101316036. ANALISIS FISKAL KONTRAK BAGI HASIL (PSC) GROSS SPLIT SEBAGAI PENGGANTI SKEMA COST RECOVERY MELALUI ANALISIS KEEKONOMIAN PADA BLOK XYZ. Penelitian ini tentang keekonomian migas dengan tujuannya membandingkan dua skema PSC yang berlaku di Indonesia yaitu PSC Cost Recovery dan PSC Gross Split untuk mengetahui skema apa yang lebih layak diterapkan serta memiliki nilai keekonomian yang lebih tinggi. Setelah diperoleh hasil dari perhitungan dengan kedua skema tersebut akan dapat diambil kesimpulan apakah skema PSC Gross Split memang layak untuk menjadi pengganti skema PSC Cost Recovery. Metode yang dipergunakan adalah metode kuantitatif. Hasilnya menunjukkan bahwa skema PSC Gross Split yang diterapkan sejak Januari 2017 yang mengacu pada Peraturan Menteri ESDM no. 8 tahun 2017 dan Peraturan Menteri ESDM no. 52 tahun 2017 layak untuk menggantikan skema PSC Cost Recovery yang sudah lama berlaku di Indonesia. Dari hasil perhitungan yang telah dilakukan oleh penulis, skema PSC Gross Split terbukti unggul baik dengan indikator keekonomian NPV 72,050.67 MUSD, IRR 45.57%, POT 2.38 tahun, dan DPI 2.27. Kata kunci : Keekonomian Migas, Skema PSC, PSC, Cost Recovery, Gross Split
  • 8. Universitas Pertamina - iv ABSTRACT Fawa’id Kharisma Khabib. 101316036. Fiscal Analysis On Gross Split Production Sharing Contract (PSC) As A Replacement of Cost Recovery By Means Of Economic Analysis on β€œXYZ” Block. The main theme of this thesis is about Oil & Gas Economy with the purpose to compare two production sharing contract schemes which are generally applied in Indonesia and determine of which one is, economically, the best scheme. The conclusion of this study can be taken after the scenario for both schemes are completely calculated. The method used in this study is quantitative method. The result of this study shows that the Gross Split PSC Scheme, which has been applied since January 2017 under the Regulation of ESDM Ministerial number 8 of 2017 and Regulation of ESDM Ministerial number 52 of 2017, is feasible to replace the Cost Recovery PSC Scheme which has been applied for so long in Indonesia. The economic analysis in this study proves that Gross Split has a better economic parameter that is NPV 72,050.67 MUSD, IRR 45.57%, POT 2.38 tahun, and DPI 2.27 than the Cost Recovery regime. . Keywords: Oil and Gas Economy, PSC Scheme, Production Sharing Conctract, Cost Recovery, Gross Split
  • 9. Universitas Pertamina - v KATA PENGANTAR Puji dan syukur penulis panjatkan kepada Allah SWT atas segala karunia-Nya sehingga penulis dapat menyusun dan menyelesaikan Laporan Tugas Akhir ini sesuai dengan waktu yang telah ditetapkan. Melalui laporan ini, penulis mengangkat judul β€œAnalisis Fiskal Kontrak Bagi Hasil (PSC) Gross Split Sebagai Pengganti Skema Cost Recovery Melalui Analisis Keekonomian Pada Blok XYZ”. Laporan Tugas Akhir ini berisi informasi yang disusun untuk memenuhi salah satu syarat kelulusan dari Program Studi Teknik Perminyakan, Universitas Pertamina. Penulis menyadari tidak ada sesuatu yang sempurna, begitu pula dengan Laporan Tugas Akhir ini, dalam pengerjaannya banyak hambatan yang dihadapi, namun dapat diselesesaikan dengan bantuan banyak pihak. Penulis ingin menyampaikan ucapan terima kasih kepada: 1) Kedua orang tua penulis, kakek (alm), nenek dan juga saudara kandung atas semua doa, kasih sayang, semangat, dukungan dan bantuan moril maupun material yang diberikan. 2) Bapak Dr. Jati Arie Wibowo sebagai dosen pembimbing. Terima kasih atas arahan, masukan, pelajaran, kritikan dan segala bantuan yang telah diberikan. 3) Bapak Ir. Agus Rudiyono, S.T., M.T., MBA. dan Mas Raka Sudira Wardana, M.T. sebagai dosen penguji. serta Bapak Iwan Setya Budi, M.T. sebagai ketua sidang dan Pembimbing II, Terima kasih telah memberikan kelancaran dan saran kepada penulis sehingga Laporan Tugas Akhir ini dapat disempurnakan. 4) Dr. Astra Agus Permana DN., S.Si., M.Sc selaku Ketua Program Studi Teknik Perminyakan, Universitas Pertamina, beserta dosen-dosen dan seluruh staf Program Studi Teknik Perminyakan. 5) Sabila yang telah membantu menyelesaikan Laporan Tugas Akhir ini. 6) Seluruh teman dan sahabat dari Program Studi Teknik Perminyakan yang telah maupun sedang berjuang untuk menyelesaikan studinya. Akhir kata, penulis persembahkan hasil penulisan Laporan Tugas Akhir ini sebagai sebuah karya akhir dalam menempuh studi di Program Studi Teknik Perminyakan Universitas Pertamina. Semoga Laporan Akhir ini dapat bermanfaat dan menambah pengetahuan pembaca sekalian. Jakarta, Juli 2020 Fawa’id Kharisma Khabib
  • 10. Universitas Pertamina - vi DAFTAR ISI LEMBAR PENGESAHAN................................................................................................ i LEMBAR PERNYATAAN .............................................................................................. ii ABSTRAK ...................................................................................................................... iii ABSTRACT .................................................................................................................... iv KATA PENGANTAR .......................................................................................................v DAFTAR ISI ................................................................................................................... vi DAFTAR TABEL.......................................................................................................... viii DAFTAR GAMBAR ....................................................................................................... ix DAFTAR SINGKATAN....................................................................................................x BAB I PENDAHULUAN ..................................................................................................1 1.1 Latar Belakang .........................................................................................................1 1.2 Rumusan Masalah ....................................................................................................2 1.3 Batasan Masalah.......................................................................................................2 1.4 Tujuan......................................................................................................................2 1.5 Manfaat ....................................................................................................................2 1.6 Lokasi Penelitian ......................................................................................................3 1.7 Waktu Penelitian ......................................................................................................3 BAB II TINJAUAN PUSTAKA ........................................................................................4 2.1 Sistem Konsesi .........................................................................................................5 2.2 Production Sharing Contract (PSC)..........................................................................5 2.3 PSC Cost Recovery...................................................................................................6 2.4 PSC Gross Split......................................................................................................17 2.5 Indikator Keenomian ..............................................................................................22 2.5.1 Net Present Value (NPV) .................................................................................23 2.5.2 Internal Rate of Return (IRR)...........................................................................23 2.5.3 Pay Out Time (POT) ........................................................................................24 2.5.4 Discounted Profitability Index (DPI)................................................................24 2.6 Analisis Sensitivitas................................................................................................24 BAB III METODE PENELITIAN ...................................................................................26 3.1 Langkah Pengerjaan................................................................................................26 3.2 Metode Pengumpulan dan Pengolahan Data............................................................26 3.3 Analisis Dengan Skema Cost Recovery...................................................................26 3.4 Analisis dengan Skema Gross Split.........................................................................27
  • 11. Universitas Pertamina - vii 3.5 Menentukan Net Present Value...............................................................................29 3.6 Menentukan Internal Rate Of Return ......................................................................29 3.7 Menentukan Pay Out Time .....................................................................................29 3.8 Menentukan Discounted Profitability Index............................................................29 3.9 Analisis Sensitivitas................................................................................................29 3.10 Diagram Alir ........................................................................................................30 BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN ..........................................................................32 4.1 Parameter Perhitungan............................................................................................32 4.1.1 Data Produksi...................................................................................................32 4.1.2 Biaya Operasional ............................................................................................33 4.1.3 Biaya Investasi.................................................................................................35 4.1.4 Harga Minyak ..................................................................................................35 4.2 Perhitungan Skema PSC Cost Recovery..................................................................36 4.3 Perhitungan Skema PSC Gross Split.......................................................................39 4.4 Perbandingan Skema PSC.......................................................................................42 4.5 Analisis Sensitivitas................................................................................................43 4.6 Pembahasan............................................................................................................46 BAB V KESIMPULAN DAN SARAN............................................................................50 5.1 Kesimpulan ............................................................................................................50 5.2 Saran ......................................................................................................................50 DAFTAR PUSTAKA ......................................................................................................51
  • 12. Universitas Pertamina - viii DAFTAR TABEL Tabel 2.1 Generasi PSC .....................................................................................................6 Tabel 2.2 Definisi Capital Expenditures...........................................................................10 Tabel 2.3Tangible CAPEX...............................................................................................11 Tabel 2.4 Definisi Operating Expenditures ......................................................................12 Tabel 2.5 Intangible OPEX ..............................................................................................13 Tabel 2.6 Base Split .........................................................................................................19 Tabel 2.7 Variabel dan Progresif Split..............................................................................19 Tabel 4.1 Data Produksi...................................................................................................32 Tabel 4.2 Lifting Cost Per Barrel .....................................................................................33 Tabel 4.3 Operating Cost.................................................................................................34 Tabel 4.4 Biaya Investasi .................................................................................................35 Tabel 4.5 Gross Revenue..................................................................................................35 Tabel 4.6 Fiscal Terms Cost Recovery .............................................................................36 Tabel 4.7 Cashflow PSC Cost Recovery ...........................................................................37 Tabel 4.8 Indikator Keekonomian PSC Cost Recovery .....................................................38 Tabel 4.9 Base Split .........................................................................................................39 Tabel 4.10 Adjustment Split..............................................................................................39 Tabel 4.11 Total Cashflow PSC Gross Split .....................................................................40 Tabel 4.12 Indikator Keekonomian PSC Gross Split ........................................................41 Tabel 4.13 Perbandingan Take Antar PSC........................................................................42 Tabel 4.14 Perbandingan Cashflow ..................................................................................42 Tabel 4.15 Perbandingan Indikator Keekonomian ............................................................43 Tabel A.1 Perbandingan Cashflow ......................................................................................52
  • 13. Universitas Pertamina - ix DAFTAR GAMBAR Gambar 2.1 Letak Geografis Lapangan Xyz.......................................................................4 Gambar 2.2 Jenis Kontrak Migas (Lubiantara, 2012)..........................................................5 Gambar 2.3 Skema PSC Cost Recovery (Lubiantara, 2012)................................................9 Gambar 2.4 Skema PSC Gross Split (Permen ESDM No. 52 Tahun 2017).......................18 Gambar 3.1 Diagram Alir.................................................................................................30 Gambar 4.1 Chart PSC Cost Recovery .............................................................................37 Gambar 4.2 Profile Cashflow PSC Cost Recovery............................................................38 Gambar 4.3 Chart PSC Gross Split ..................................................................................40 Gambar 4.4 Profile Cashflow PSC Gross Split.................................................................41 Gambar 4.5 Profile Cashflow Lapangan Xyz....................................................................43
  • 14. Universitas Pertamina - x DAFTAR SINGKATAN Singkatan Arti Keterangan PSC Production Sharing Contract NPV Net Present Value IRR Internal Rate of Return POT Pay Out Time DPI Discounted Profitability Index KKKS Kontraktor Kontrak Kerja Sama
  • 15.
  • 16. Universitas Pertamina - 1 BAB I PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Sejarah awal adanya pembagian hasil dari eksploitasi migas dilakukan oleh Venezuela yang populer disebut 50/50 profit sharing yang bagian penerimaan negara berasal dari royalti dan pajak sehingga setidaknya penerimaan negara setara dengan profit yang diperoleh oleh perusahaan minyak. Tidak sampai di situ Arab Saudi juga ikut memberlakukan 50/50 profit sharing dan diikuti oleh berbagai Negara Timur Tengah lainnya. Tuntutan agar pemerintah memiliki keterlibatan lebih dalam industri migas melahirkan sistem baru bernama Production Sharing Contract (PSC). Pada sistem PSC pengawasan dan kepemilikan dari suatu lapangan migas sepenuhnya berada di tangan pemerintah. Posisi perusahaan diturunkan dan berubah menjadi kontraktor, serta memperoleh Cost Recovery setelah tahap komersil tercapai. Tak hanya sampai disitu, pihak perusahaan juga memperoleh bagian dari keuntungan yang telah diperoleh (profit sharing). Diterapkannya sistem PSC merubah banyak aturan main yang berlaku sebelumnya di sistem konsesi (Lubiantara, 2012). Indonesia sendiri tercatat sebagai salah satu negara pelopor yang menerapkan sistem PSC dan populer di berbagai negara hingga saat ini. Awal tahun 1960an skema bagi hasil pada industri migas di Indonesia telah menggunakan skema PSC Cost Recovery yang dinilai dapat menguntungkan kedua belah pihak, yaitu negara yang diwakilkan oleh pemerintah dan investor dalam bentuk perusahaan migas baik skala nasional maupun multinasional. Penerapan PSC tersebut dilatarbelakangi oleh keinginan negara untuk memiliki peran atau kewenangan manajemen kegiatan usaha hulu migas. Dengan diberlakukannya PSC, negara sebagai pemilik sumber daya migas memiliki kontrol terhadap asset yang dimiliki dan sangat terasa wajar apabila negara juga perlu merasakan buah manis dari asset tersebut. Dengan adanya penerapan PSC Cost Recovery, negara bisa merasakan hasil dari sumber daya migas yang ada dengan tanpa modal dan teknologi karena telah disediakan seluruhnya oleh investor atau perusahaan migas. Negara sebagai pemilik lapangan migas memberikan hak kelola kepada investor untuk menggarap lapangan yang berada di dalam kawasan Indonesia agar lapangan tersebut membuahkan hasil yang optimal dan hasil tersebut akan sama-sama dinikmati oleh negara dan investor (Lubiantara 2012). Pada awal tahun 2017 regulasi baru yang dicanangkan oleh Kementrian ESDM ialah peralihan dari PSC Cost Recovery menjadi PSC Gross Split. Dengan diterapkannya skema baru tersebut, pemerintah menaruh harapan bahwa akan semakin banyak investor yang tertarik untuk masuk ke dalam industri migas yang ada di Indonesia. Pada PSC Gross Split, skema yang diberlakukan tidak ada kecenderungan menguntungkan ataupun merugikan salah satu pihak. Terhadap negara, skema PSC Gross Split tidak mengorbankan APBN untuk melunasi biaya yang diperlukan dalam skema PSC Cost Recovery. Terhadap pihak kontraktor, skema PSC Gross Split dapat secara tidak langsung memaksa kontraktor untuk melakukan efisiensi. Pada akhirnya PSC Gross Split dinilai sebagai suatu win win solution bagi kedua belah pihak yang berada dalam industri migas.
  • 17. Universitas Pertamina - 2 1.2 Rumusan Masalah Sejalan dengan ditulisnya laporan tugas akhir ini, penulis memiliki beberapa pertanyaan yang dapat menjadi bahan pertimbangan dalam menyelesaikan masalah yang ada dalam bahasan topik ini. Penulis telah mempertimbangkan berbagai macam aspek yang berkaitan langsung dengan tujuan penulisan laporan tugas akhir ini. Pada akhirnya penulis berharap dapat menyelesaikan berbagai macam permasalahan yang ada sesuai dengan uraian pertanyan-pertanyaan dibawah ini. Adapun perumusan masalah dalam tugas akhir ini adalah : 1. Apa perbedaan yang ada pada PSC Cost Recovery dengan PSC Gross Split? 2. Apa dasar yang melatarbelakangi perubahan dari PSC Cost Recovery ke PSC Gross Split ? 3. Bagaimana hasil perhitungan antara PSC Gross Split dan PSC Cost Recovery? 4. Indikator apa yang paling sensitif terhadap kedua skema tersebut? 5. Skema apa yang lebih layak untuk diterapkan pada Lapangan Xyz? 1.3 Batasan Masalah Dalam penulisan laporan tugas akhir ini, penulis membatasi permasalahan pada : 1. Skema PSC Cost Recovery dan PSC Gross Split. 2. Tingkat keekonomian pada Lapangan Xyz. 3. Fokus perhitungan terhadap kedua skema. 1.4 Tujuan Penyusunan laporan tugas akhir ini memiliki beberapa tujuan yang telah disesuaikan dengan perumusan masalah yang ada. Berikut tujuan yang ingin dicapai dalam penyusunan laporan tugas ini : 1. Dapat mengetahui perbedaan mendasar antara PSC Gross Split dan PSC Cost Recovery. 2. Memahami dasar perubahan dari PSC Cost Recovery menuju PSC Gross Split. 3. Mengetahui hasil perhitungan pada skema PSC Cost Recovery dan PSC Gross Split. 4. Mengetahui indikator yang paling sensitif terhadap kedua skema. 5. Menentukan skema keekonomian yang lebih layak terhadap lapangan Xyz. 1.5 Manfaat Dalam penyusunan laporan tugas akhir ini, penulis berharap mendapatkan beberapa manfaat yang dapat diperoleh sebagai implikasi tujuan penyusunan tugas akhir. Manfaat yang diharapkan adalah : 1. Mampu memahami perbedaan mendasar antara kedua skema yang ada. 2. Memberi pemahaman yang lebih mendalam terkait keekonomian migas khususnya pada PSC Gross Split dan PSC Cost Recovery. 3. Mampu melakukan simulasi perhitungan terhadap kedua skema. 4. Mengetahui bagaimana dampak perubahan parameter terhadap indikator keekonomian. 5. Dapat menentukan skema yang lebih layak untuk diterapkan pada Lapangan Xyz dengan indikator keekonomian.
  • 18. Universitas Pertamina - 3 1.6 Lokasi Penelitian Untuk menyelesaikan penelitian ini, penulis melakukan studi di dalam ruang lingkup kampus yang metode pembelajaran dan bimbingan dilakukan langsung oleh pembimbing yang bertanggung jawab di dalam lingkup Universitas Pertamina. 1.7 Waktu Penelitian Kegiatan Bulan Februari Maret April Mei Juni Juli Agustus Penyusunan Proposal Identifikasi Masalah Pengajuan Judul Studi Pustaka Konsultasi dengan dosen pembimbing Sidang Revisi
  • 19.
  • 20. Universitas Pertamina - 4 BAB II TINJAUAN PUSTAKA Lapangan Xyz terletak di 28 km sisi tenggara Jakarta. Pada POD tahap satu, lapangan Xyz memiliki Recovery Factor sebesar 7.19% dengan oil cumulative sebesar 4,7 MMBOE dan memiliki tipe natural flowing production. Lapangan ini memasuki POD tahap dua yang berarti memasuki tahap pengembangan lapangan selanjutnya dan produksinya memasuki tahapan sekunder dengan optimasi sumur infill serta sumur injektor. Lapangan ini diperkirakan mampu mencapai Recovery Factor sebesar 43.16% dan mampu memproduksi sebesar 24,9 MMBOE selama 20 tahun. Gambar 2.1 Letak Geografis Lapangan Xyz Pada lapangan ini skema PSC yang digunakan adalah skema PSC Gross Split. Sebagai pembanding juga akan dilakukan perhitungan dengan skema PSC Cost Recovery agar dapat diketahui sistem kontrak mana yang lebih ekonomis untuk diterapkan, serta juga dapat mengetahui tingkat kelayakan dari kedua sistem kontrak tersebut. Sistem kontrak migas adalah alat untuk menguji serta mengevaluasi kelayakan suatu rencana pengembangan industri migas. Paling tidak ada empat faktor yang membuat industri hulu migas berbeda dengan industri lainnya, antara lain : pertama lamanya waktu saat mulai dikeluarkannya modal atau expenditure dengan pendapatan atau revenue, kedua adalah keputusan yang dibuat berdasarkan resiko dan tingkat ketidakpastian yang cukup tinggi serta perlunya teknologi yang canggih, ketiga adalah modal yang diperlukan dalam industri ini relatif tinggi, keempat adalah dibalik semua resiko dan biaya yang besar tersebut, industri migas dapat menjanjikan keuntungan yang sangat besar dan hal tersebut sangat sebanding (Lubiantara, 2012). Pada dasarnya pengaturan sistem kontrak migas dapat dibagi menjadi dua yaitu dengan sistem konsesi dan sistem kontrak. Pada sistem kontrak dapat dibagi menjadi dua jenis, yaitu Service Contract dan Production Sharing Contract (PSC). Pada sistem Service Contract sendiri dapat dibagi lagi menjadi dua jenis, yaitu Pure Service Contract dan Risk Service Contract. Skema tersebut dapat diilustrasikan (Johnston, 2003).
  • 21. Universitas Pertamina - 5 Gambar 2.2 Jenis Kontrak Migas (Lubiantara, 2012) 2.1 Sistem Konsesi Sistem konsesi adalah sistem kontrak yang paling tua dan masih banyak digunakan hingga saat ini. Selama periode tertentu, perusahaan migas diberikan hak eksklusif oleh pemerintah dalam melakukan eksplorasi dan eksploitasi pada suatu lapangan. Ciri khas dari sistem konsesi adalah seluruh hasil produksi migas dalam wilayah konsesi tersebut sepenuhnya milik perusahaan migas, sementara negara menerima keuntungan atau royalti yang jumlahnya merupakan persentase dari pendapatan kotor perusahaan tersebut. Selain royalti, negara juga menerima keuntungan dalam bentuk pajak. Meskipun segala cadangan yang ada di bawah tanah adalah milik negara, titik perpindahan tangan dari milik negara menjadi milik perusahaan migas terjadi pada kepala sumur (wellhead), sejak saat itulah seluruh hasil migas menjadi milik perusahaan sepenuhnya (Lubiantara, 2012). Sistem konsesi tradisional seperti ini memiliki kelemahan yaitu terbatasnya keterlibatan negara selaku tuan rumah, sehingga berdampak pada pengawasan yang sangat minim, serta dalam sistem konsesi tradisional ditandai oleh jangka waktu yang lama serta area pengelolaan yang sangat luas, bahkan dapat mencakup hingga satu provinsi. 2.2 Production Sharing Contract (PSC) Dalam dunia industri migas, Indonesia tercatat sebagai salah satu negara yang menjadi pelopor penggunaan sistem ini. Tercatat bahwa Indonesia pertama kali menggunakan sistem PSC pada tahun 1966. Sistem PSC ada dikarenakan negara dituntut supaya tidak bersifat pasif namun agar peran negara lebih besar terhadap pengawasan kegiatan operasional migas. Kesuksesan sistem PSC awalnya lebih dipacu pada kepentingan politik, mengingat perusahaan migas dalam sistem ini hanya menjadi kontraktor dan hanya berhak mendapat sebagian dari produksi. Dasar penggunaan PSC juga didasari oleh hak penguasaan Sumber Daya Alam (SDA) yang dapat diurutkan dari terendah sampai tertinggi yaitu hak menggunakan, hak mengelola, hak memindahtangankan, serta hak memiliki. Tertuang dalam Pasal 33
  • 22. Universitas Pertamina - 6 UUD 1945 menunjukkan bahwa SDA di Indonesia dikuasai sepenuhnya oleh negara (Lubiantara, 2012). Prinsip dasar dari cara kerja PSC adalah konraktor menyediakan segala dana dan menanggung segala resiko yang ada, lalu manajemen operasi sepenuhnya berada di tangan SKK Migas, dan berakhir pada kepemilikan bahan tambang pada pemerintah sampai titikpenyerahan. Pada perkembangannya sistem PSC terbagi menjadi dua jenis. 2.3 PSC Cost Recovery Dalam skema Cost Recovery pembagian hasil dilakukan terhadap profit margin, serta presentase pembagian hasil dalam satu wilayah kerja relatif sama dan berubah apabila berasal dari lapisan reservoir yang lebih tua. Persetujuan diberikan untuk Rencana Kerja dan Biaya, POD, serta FE. Pada skema Cost Recovery, perusahaan mendapatkan kembali sepenuhnya biaya yang telah dikeluarkan selama melakukan operasi, biaya tersebut terhitung dari saat dimulainya eksplorasi hingga perusahaan mulai produksi. Aset yang telah dikeluarkan oleh perusahaan selanjutnya sepenuhnya menjadi milik negara (Lubiantara, 2012). Tabel 2.1 Generasi PSC Generasi PSC FTP Cost Recovery Income Tax PSC Gen-1 1965 s/d 1975 - 40% - PSC Gen-2 1976 s/d 1987 - 100% 56% PSC Gen-3 1988 s/d 2001 20% 80% 48% PSC Gen-4 1995 s/d 2001 15% 85% 44% PSC Gen-5 2002 s/d 2007 10% BP Migas tidak dibagi dengan kontraktor 90% 44% PSC Gen-6 2008-2016 20% BP migas tidak dibagi dengan kontraktor POD Basis 40% PSC Gen-7 Gross Split 2017 s/d sekarang - - 40% Generasi PSC Equity To Be split After Tax Gov : Cont Investment Credit DMO Oil PSC Gen-1 1965 s/d 1975 65% : 35% Oil 0% 25% of Contract Share at 0,20 $/bbl
  • 23. Universitas Pertamina - 7 PSC Gen-2 1976 s/d 1987 85% : 15% Oil 70% : 30% Gas 20% 25% of Contract Share at 0,20 $/bbl PSC Gen-3 1988 s/d 2001 85% : 15% Oil 70% : 30% Gas 17% 25% of Contract Share at 10% Harga Ekspor PSC Gen-4 1995 s/d 2001 85% : 15% Oil 60% : 40% Gas 17% 25% of Contract Share at 25% Harga Ekspor PSC Gen-5 2002 s/d 2007 75% : 25% Oil 60% : 40% Gas 17% Oil 55% Gas 25% of Contract Share at 10% Harga Ekspor PSC Gen-6 2008-2016 80% : 20% Oil 60% : 40% Gas N/A 25% of Contract Share at 25% Harga Ekspor PSC Gen-7 Gross Split 2017 s/d sekarang Before Tax Base split 57% : 43% Oil 56% : 44% Gas N/A 25% of Contract Share at 100% Harga Ekspor Generasi PSC Investment Recovery Abandonment PSC Gen-1 1965 s/d 1975 - - PSC Gen-2 1976 s/d 1987 - - PSC Gen-3 1988 s/d 2001 Available - PSC Gen-4 1995 s/d 2001 Available Dilakukan oleh kontraktor PSC Gen-5 2002 s/d 2007 Available Dilakukan oleh kontraktor PSC Gen-6 2008-2016 - Dilakukan oleh kontraktor PSC Gen-7 Gross Split 2017 s/d sekarang - Sesuai regulasi yang berlaku Sumber : Lubiantara (2012) Pada PSC generasi pertama yang dimulai pada tahun 1965 sampai dengan tahun 1975 Cost Recovery Limit yang diberlakukan sebesar 40%. Pada awal diberlakukannya PSC di Indonesia sistem tersebut terbilang sangat sederhana, bahkan
  • 24. Universitas Pertamina - 8 untuk Equity to be Split hanya diberlakukan pada minyak sebesar 65% untuk pemerintah dan 35% untuk kontraktor. Sedangkan untuk pendapatan pemerintah dari pajak belum diberlakukan. Untuk besaran Investment Credit pada PSC generasi pertama belum juga diberlakukan. Pada saat itu Domestic Market Obligation (DMO) yang berlaku adalah sebesar 25% pada harga minyak 0,20$ per barrel. Hingga berakhirnya masa PSC generasi pertama diberlakukan padatahun 1975, untuk besaran Investment Recovery dan Abandonment belum juga diberlakukan. Setelah masa berakhirnyaPSC generasi pertamapadatahun 1975, PSC generasi kedua mulai diberlakukan di Indonesia pada tahun 1976 sampai dengan tahun 1987. Untuk PSC generasi kedua terdapat penyesuaian terhadap beberapa elemen yang ada sebelumnya pada PSC generasi pertama. Penyesuaian tersebut terdapat pada Cost Recovery Limit yang meningkat dari 40% menjadi sebesar 100% yang artinya seluruh biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor diganti sepenuhnya oleh pemerintah saat sudah mulai berproduksi. Namun pada pendapatan berupa pajak yang sebelumnya tidak ada, pada PSC generasi kedua ini mulai diberlakukan sebesar 50%, dan hal tersebut terbilang dapat menutup pengeluaran pemerintah terhadap Cost Recovery yang diberlakukan. Bagi hasil antara pemerintah dengan kontraktor yang sebelumnya hanya diberlakukan pada komoditas minyak, pada PSC generasi kedua ini mulai diberlakukan juga terhadap komoditas migas berupa gas, dan dilakukan penyesuaian terhadap bagi hasil tersebut. Persentase yang diperoleh oleh pemerintah dan kontraktor secara berurutan sebesar 85% dan 15% untuk minyak, lalu untuk gas sebesar 70% dan 30%. First Tranche Petroleum (FTP) sendiri mulai diberlakukan pada PSC generasi ke tiga pada tahun 1988 sampai dengan 2001, pada awal pemberlakuan FTP diberlakukan sebesar 20%. Pada PSC generasi ke tiga juga Cost Recovery Limit diturunkan menjadi sebesar 80%, hal ini dapat mengurangi beban yang dikeluarkan pemerintah sebagai pemilik lapangan dalam mengganti biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor. Pada PSC generasi ke tiga pula, mulai diberlakukan Investment Recovery. FTP diberlakukan agar pada saat harga minyak cenderung menurun, maka diperlukan sejumlah minyak yang telah diproduksi untuk mengganti Cost Recovery. Income Tax pada PSC generasi ketiga ini juga menurun menjadi sebesar 48%, serta Investment Credit menjadi sebesar 17%. Pada PSC generasi ketiga ini DMO mengalami sedikit revisi yaitu menjadi 10% harga minyak ekspor yang sebelumnya langsung ditentukan besarannya tiap barrel. Pada PSC generasi keempat pada tahun 1995 sampai dengan 2001 beberapa besaran variabel memperoleh revisi seperti jumlah split gas yang diperoleh pemerintah menjadi 60% dan 40% serta FTP berubah menjadi 15%. Cost Recovery yang sebelumnya pada PSC generasi ketiga sebesar 80%, pada PSC generasi keempat ini mendapat sedikit kenaikan menjadi sebesar 85% serta terjadi penurunan terhadap income tax sebesar 4% menjadi sebesar 44%.PSC generasi kelima yang dimulai pada tahun 2002 sampai dengan 2007 tidak begitu mendapat perubahan signifikan, namun ada beberapa penyesuaian yaitu besaran FTP menjadi sebesar 10% dan peniadaan terhadap Investment Credit. Pada PSC generasi keenam dimulai tahun 2008 sampai dengan 2016 yang menjadi masa penutup bagi PSC Cost Recovery sekaligus transisi antara PSC Cost Recovery menuju PSC Gross Split terjadi perubahan yang paling mencolok, yaitu Income Tax menjadi sebesar 40% dan FTP menjadi sebesar 20%.
  • 25. Universitas Pertamina - 9 Gambar 2.3 Skema PSC Cost Recovery (Lubiantara, 2012) Pada gambar 2.3 skema PSC Cost Recovery, Gross Revenue yang merupakan hasil kotor selanjutnya diambil sebagian menjadi First Tranche Petroleum (FTP) untuk dimasukan ke dalam Government Split dan Contractor Split. Lalu selanjutnya dari hasil Gross Revenue dibagi pula menuju Cost Recovery. Sisanya dari pembagian tersebut akan dibagi dengan Equity to be Split yang akan dimasukan pula ke dalam Government Split dan Contractor Split. Untuk bagian kontraktor, berasal dari Contractor Split yang kemudian dikurangi dengan Domestic Market Obligation (DMO). Hasil dari pengurangan setelah DMO tersebut adalah Taxable Income atau penghasilan dikenai pajak, yang menjadi Income Tax bagi pemerintah. Sisanya menjadi hak bagi kontraktor atau Net Contractor Share dan ditambahkan dengan Cost Recovery menjadi Contractor Share. Untuk bagian pemerintah setelah dari Government Split ditambahkan dengan Domestic Market Obligation (DMO) beserta dengan Income Tax dan penjumlahan tersebut menjadi total pendapatan pemerintah atau Government Share. Keuntungan penggunaan skema PSC Cost Recovery adalah negara sama sekali tidak perlu menanggung berbagai macam bentuk resiko yang ada, karena seluruh bentuk resiko tersebut telah dibayarkan oleh pemerintah kepada kontraktor dalam bentuk Cost Recovery. Dalam skema PSC Cost Recovery, Pemerintah masih memiliki kendali yang baik terhadap kepemilikan sumber daya migas yang dimiliki. Manajemen operasional migas masih dalam kendali Satuan Kerja Khusus (SKK Migas) sebagai perwakilan Pemerintah. Berikut beberapa hal yang perlu diketahui dalam skema PSC Cost Recovery : 1. Cashflow Merupakan arus kas kontraktor yang didapat dari pengurangan arus kas masuk (cash in) dikurangi dengan arus kas keluar (cash out). Cash in yang diperoleh kontraktor dalam skema PSC Cost Recovery meliputi berbagai elemen yang terdiri dari First Tranche Petroleum (FTP), Cost Recovery, Contractor Equity, DMO fee, dan Investment Credit. Lalu untuk
  • 26. Universitas Pertamina - 10 cash out sebagai pengurang cash in meliputi Taxable Income, OPEX, CAPEX, dan DMO. 2. First Tranche Petroleum (FTP) Dalam skema PSC Cost Recovery dikenal sebutan FTP yang menjamin Pemerintah untuk tetap mendapatkan hasil produksi dari berapapun Cost Recovery yang dikeluarkan. FTP sendiri memiliki bagian sebesar 20% dari Gross Revenue yang akan menjadi hak bagi pemerintah dan kontraktor sebelum masuk ke tahap pengurangan Cost Recovery. 3. Split Split yang ada antara pemerintah dan kontraktor pada umumnya sebesar 85% dan 15% untuk minyak bumi lalu untuk gas bumi sebesar 70% dan 30%. Namun pada perkembanganya split mengalami berbagai perubahan sesuai dengan kondisi industri migas. Split atau Equity to be Split dilakukan setelah Gross Revenue dikurangi dengan besaran First Tranche Petroleum (FTP) dan Cost Recovery. 4. Cost Recovery Dalam konsep skema PSC Cost Recovery, terdapat pemulihan biaya yang dilakukan oleh pemerintah terhadap biaya operasional yang telah dikeluarkan oleh kontraktor. Penggantian biaya dilakukan pada saat hasil produksi telah dapat dikomersilkan. Apabila pada suatu kasus bahwa lapangan tidak dapat dikomersilkan, maka hal tersebut seluruhnya menjadi tanggung jawab kontraktor sendiri tanpa ada penggantian biaya operasional dari pemerintah sedikitpun. Dengan adanya Cost Recovery pengawasan yang dilakukan oleh pemerintah dalam hal ini SKK Migas dapat dilakukan secara ketat. Untuk memperoleh pemulihan biaya atau Cost Recovery, pihak kontraktor haruslah memperoleh persetujuan terlebih dahulu dari pihak yang berwenang, yaitu SKK Migas. SKK Migas memiliki hak untuk menentukan biaya apa saja yang memperoleh pemulihan. 5. Struktur Biaya Cost Recovery Dalam penggantian biaya operasi yang dilakukan oleh pemerintah, terdapat beberapa biaya didalamnya, antara lain terbagi menjadi dua yaitu Capital Expenditures (CAPEX) dan Operating Expenditures (OPEX). a. Capital Expenditures (CAPEX) Adalah biaya yang dikeluarkan dalam bentuk investasi terhadap barang yang berwujud. Seluruh investasi tersebut pada akhir masa kontrak akan menjadi asset perusahaan (kontraktor). Dalam skema PSC sendiri memiliki beberapa definisi yang tergolong kedalam CAPEX, yaitu : Tabel 2.2 Definisi Capital Expenditures No. Deskripsi CAPEX 1. New Equipment - Useful Life >1 year
  • 27. Universitas Pertamina - 11 No. Deskripsi CAPEX - Cost /Item β‰₯ Rp 5 million or USD equivalent 2. New Construction β‰₯ $1500 3. Alteration or Addition to Existing Permanent Structure β‰₯ $3000 4. Replacement of Equiment Units - Useful Life > 1 year - Cost /Item β‰₯ Rp 5 million or US$ equivalent 5. Drilling Cost Tangible 6. Replacement of a Component Plant Unit β‰₯ $1500 7. Replacement of Part from Complete Equipment Unit None 8. Repairs < $7500 none 9. Repairs > $7500 - Percentage of Original Cost β‰₯ 50% - Percentage to the Remaining Useful Life β‰₯ 50% 10. Items Purchased as Initial Complement of New Facilities Capital Sumber : Lubiantara (2012) Capital Expenditures adalah biaya investasi yang dapat dikenai oleh depresiasi, yaitu penurunan suatu nilai barang dalam jangka waktu tertentu. Elemen yang dapat terkena depresiasi tersebut adalah tangible asset, elemen tangible tersebut adalah : Tabel 2.3 Tangible CAPEX No. Type of Projects Tangible (Capitalized) 1. Exploratory Drilling : - Tangible βœ“ 2. Development Drilling : - Tangible βœ“ 3. Fasilitas Produksi βœ“
  • 28. Universitas Pertamina - 12 No. Type of Projects Tangible (Capitalized) 4. Lifting Equipment βœ“ 5. Construction : - Field Road βœ“ - Corridor βœ“ - Building Utility and Related Facility (BURF) βœ“ Sumber : Lubiantara (2012) b. Operating Expenditures (OPEX) Adalah biaya yang dikeluarkan secara rutin demi menunjang kegiatan operasional sehari-hari. Dalam Operating Expenditures (OPEX) juga mencakup intangible cost. OPEX dalam definisi PSC dapat dikategorikan sebagai berikut : Tabel 2.4 Definisi Operating Expenditures No. Deskripsi OPEX 1. New Equipment - Useful Life < 1 year - Cost /Item ≀ Rp 5 million or USD equivalent 2. New Construction < $1500 3. Alteration or Addition to Existing Permanent Structure < $3000 4. Replacement of Equiment Units - Useful Life ≀ 1 year - Cost /Item < Rp 5 million or USD equivalent 5. Drilling Cost Intangible 6. Replacement of a Component Plant Unit ≀ $1500 7. Replacement of Part from Complete Equipment Unit Expense 8. Repairs < $7500 Expense 9. Repairs > $7500
  • 29. Universitas Pertamina - 13 No. Deskripsi OPEX - Percentage of Original Cost < 50% - Percentage to the Remaining Useful Life < 50% 10. Items Purchased as Initial Complement of New Facilities None Sumber : Lubiantara (2012) Lalu dalam Operating Expenditures (OPEX) juga mencakup intangible asset atau aset tak berwujud yang juga diperlukan untuk menunjang kegiatan selama kontrak berjalan, intangible asset tersebut mencakup : Tabel 2.5 Intangible OPEX No. Type of Projects Tangible (Capitalized) 1. Exploratory Drilling : - Intangible βœ“ 2. Development Drilling : - Intangible βœ“ 3. Geological and Geophysical βœ“ 4. Seismic βœ“ 5. Land Indemnification βœ“ 5. Construction : - Road and Location βœ“ Sumber : Lubiantara (2012) 6. Depresiasi Depresiasi atau penyusutan adalah suatu penurunan nilai yang dialokasikan secara sistematis selama umur manfaat atau masa gunanya. Depresiasi hanya diberlakukan pada aset yang berwujud atau tangible asset. Depresiasi tersebut masuk ke dalam perhitungan Capital Expenditures (CAPEX). Mekanisme depresiasi mengikuti ketentutan dalam kontrak berlaku. Meskipun terdapat beberapa macam metode depresiasi, namun dalam skema PSC yang digunakan adalah Metode Penyusutan Saldo Menurun (Declining Balance). Saldo yang belum dikembalikan dapat dibebankan secara langsung pada akhir masa manfaat pada setiap aset yang ada, dengan kata lain pada masa berakhirnya kontrak. Metode depresiasi terdapat tiga, yaitu :
  • 30. Universitas Pertamina - 14 a. Straight Line Metode penyusutan secara garis lurus (Straight Line) yang dilakukan terhadap suatu aset dengan bagian besaran penyusutan yang sama selama masa manfaat aset tersebut digunakan. π·π‘’π‘π‘Ÿπ‘’π‘π‘–π‘Žπ‘‘π‘–π‘œπ‘› = πΌπ‘›π‘£π‘’π‘ π‘‘π‘šπ‘’π‘›π‘‘ βˆ’ 𝑅𝑉 𝑇 (2.1) T = waktu atau masa manfaat aset (tahun atau bulan) RV = Residual Value b. Declining Balance Metode penyusutan saldo menurun (Declining Balance) merupakan metode penyusutan yang menggunakan tingkat penyusutan dalam bentuk persentase secara tetap selama masa manfaat suatu aset. Metode ini memiliki karakteristik penyusutan aset yang menyusut lebih cepat pada tahun awal masa manfaat. Metode ini juga tidak perlu menentukan nilai residu seperti Straight Line Method. π·π‘’π‘π‘Ÿπ‘’π‘π‘–π‘Žπ‘‘π‘–π‘œπ‘› = 𝐢𝐡𝑉 π‘₯ 𝐷𝑅 (2.2) CBV = Current Book Value DR = Depreciation Rate (%) c. Sum of The Year Digit Metode penyusutan jumlah angka tahun (Sum of The Year Digit) adalah metode penyusutan dipercepat berdasar biaya perawatan (maintenance) serta perbaikan suatu aktiva tetap atau aset. Semakin lama cenderung bertambah selama masa manfaat aset tersebut. 7. Domestic Market Obligation (DMO) Domestic Market Obligation (DMO) adalah suatu bentuk kewajiban yang dibebankan pada kontraktor untuk menjual atau memasok hasil perolehan minyak ke dalam pasar domestik dalam jumlah tertentu. Untuk lima tahun pertama pada saat produksi dimulai volume DMO dihargai dengan harga pasar lokal yang ada atau disebut DMO Holiday. Setelah periode lima tahun atau periode DMO Holiday, harga minyak DMO akan dikenai pengurangan harga (diskon) sesuai dengan yang ada pada harga kontrak, seperti 10%, 15%, dan 20% dari harga pasar. Pembayaran DMO dipengaruhi oleh status insentif dan non insentif suatu proyek atau area. Adapun dua macam perhitungan DMO Fee. a. Insentif (Incremental Oil)
  • 31. Universitas Pertamina - 15 𝐷𝑀𝑂 𝐹𝑒𝑒 = 𝐷𝑀𝑂 𝑂𝑖𝑙 π‘₯ π‘Šπ΄π‘ƒ (2.3) DMO oil = in barrel (bbl) WAP = Weighted Average Price (US$) b. Non Insentif 𝐷𝑀𝑂 𝐹𝑒𝑒 = 𝐷𝑀𝑂 𝑂𝑖𝑙 π‘₯ (𝐷𝑀𝑂 π‘ƒπ‘Ÿπ‘–π‘π‘’ π‘₯ (10% π‘œπ‘Ÿ 15%)π‘₯ π‘Šπ΄π‘ƒ) (2.4) DMO oil = in barrel (bbl) WAP = Weighted Average Price (US$) Dalam skema PSC Cost Recovery sendiri terdapat banyak elemen penting yang menentukan arus kas terhadap pemerintah dan kontraktor. Arus kas yang ada dalam bagan skema PSC Cost Recovery menjelaskan kemana saja arus kas tersebut dan bagian apa saja yang menjadi hak bagi pemerintah atau pun kontraktor. 1. Gross Revenue Gross Revenue secara sederhana dapat diartikan sebagai pendapatan kotor. Dalam konteks PSC, Gross Revenue adalah pendapatan kotor dari penjualan hasil produksi dari awal masa kontrak hingga berakhirnya kontrak berlaku. Produksi yang diperoleh adalah hasil produksi bersih tiap periode atau satu tahun. Produksi tersebut dikalikan dengan harga yang ditentukan oleh pemerintah. πΊπ‘Ÿπ‘œπ‘ π‘  𝑅𝑒𝑣𝑒𝑛𝑒𝑒 = π‘‡π‘œπ‘‘π‘Žπ‘™ π‘ƒπ‘Ÿπ‘œπ‘‘π‘’π‘π‘‘π‘–π‘œπ‘› π‘π‘’π‘Ÿ π‘Œπ‘’π‘Žπ‘Ÿ (𝑏𝑏𝑙) π‘₯ π‘ƒπ‘Ÿπ‘–π‘π‘’ (π‘ˆπ‘†$) (2.5) 2. First Tranche Petroleum (FTP) First Tranche Petroleum (FTP) adalah pengambilan pertama kali saat sudah terjadinya produksi. Bagian tersebut sebesar 20% dari Gross Revenue sebelum dikurangi dengan Cost Recovery. 𝐹𝑇𝑃 = 20% π‘₯ 𝑆𝑝𝑙𝑖𝑑 π‘₯ π‘‡π‘π‘‘π‘Žπ‘™ 𝐿𝑖𝑓𝑑𝑖𝑛𝑔 (2.6) 3. Equity To be Split (ETS) Adalah sisa Gross Lifting setelah dikurangi oleh FTP dan dikurangi lagi dengan Cost Recovery. Equity To be Split akan dibagi antara pemerintah dan kontraktor sesuai perjanjian share. 𝐸𝑇𝑆 = πΊπ‘Ÿπ‘œπ‘ π‘  𝐿𝑖𝑓𝑑𝑖𝑛𝑔 βˆ’ 𝐹𝑇𝑃 βˆ’ πΆπ‘œπ‘ π‘‘ π‘…π‘’π‘π‘œπ‘£π‘’π‘Ÿπ‘¦ (2.6) 4. Investment Credit (IC)
  • 32. Universitas Pertamina - 16 Suatu bentuk insentif pemerintah dalam skema PSC untuk mendorong pergerakan investor pada industri migas agar dapat menambah cadangan baru. Kontraktor dapat memperoleh Investment Credit dengan persentase tertentu dari biaya capital yang diperlukan untuk pengembangan fasilitas. Investment Credit dapat diambil lebih dahulu sebelum pengembalian biaya operasi (Cost Recovery). 5. Cost Recovery (CR) Kontraktor mengeluarkan biaya capital dan operasi (CAPEX dan OPEX) di depan untuk kegiatan operasi migas. Dalam Cost Recovery, pemerintah akan mengganti keseluruhan atau sebagian biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor. Biaya yang digunakan untuk mengganti Cost Recovery berasal dari pendapatan produksi minyak. Penggantian biaya ekuivalen dengan produksi minyak. Perhitungan volume minyak menggunakan harga WAP. πΆπ‘œπ‘ π‘‘ π‘π‘’π‘Ÿ π΅π‘Žπ‘Ÿπ‘Ÿπ‘’π‘™ = πΆπ‘œπ‘ π‘‘ (π‘ˆπ‘†$) π‘Šπ΄π‘ƒ ( π‘ˆπ‘†$ 𝑏𝑏𝑙 ) (2.7) πΆπ‘œπ‘ π‘‘ π‘…π‘’π‘π‘œπ‘£π‘’π‘Ÿπ‘¦ = π·π‘’π‘π‘Ÿπ‘’π‘π‘–π‘Žπ‘‘π‘–π‘œπ‘› πΆπ‘œπ‘ π‘‘ + 𝐢𝐴𝑃𝐸𝑋 + 𝑂𝑃𝐸𝑋 (2.8) 6. Government Split Bagian atau hak pemerintah yang diperoleh dari penjumlahan FTP dengan ETS. 7. Contractor Split Bagian atau hak kontraktor yang diperoleh dari penjumlahan FTP dengan ETS sebelum dikenai oleh pajak. 8. Taxable Income Adalah pendapatan kontraktor yang dapat dikenai oleh pajak. Hal tersebut mengacu pada PP No. 79 tahun 2010. Namun hal tersebut dapat disesuaikan melalui kesepakatan antara pemerintah dengan kontraktor. Taxable Income tersebut menjadi Income Tax bagi pemerintah. 9. Net Contractor Share Adalah perolehan kontraktor yang telah dikurangi oleh pajak dan sebelum ditambahkan dengan Cost Recovery. 10. Government Take Adalah bagian pemerintah setelah dikurangi dengan bagian kontraktor dan ditambahkan dengan Income Tax.
  • 33. Universitas Pertamina - 17 πΊπ‘œπ‘£π‘’π‘Ÿπ‘›π‘šπ‘’π‘›π‘‘ π‘‡π‘Žπ‘˜π‘’ = 𝐹𝑇𝑃 + 𝐸𝑇𝑆 + (𝐷𝑀𝑂 βˆ’ 𝐷𝑀𝑂 𝐹𝑒𝑒) + πΌπ‘›π‘π‘œπ‘šπ‘’ π‘‡π‘Žπ‘₯ (2.9) 11. Contractor Take Adalah bagian kontraktor setelah dikurangi pajak dan ditambahkan dengan Cost Recovery. πΆπ‘œπ‘›π‘‘π‘Ÿπ‘Žπ‘π‘‘π‘œπ‘Ÿ π‘‡π‘Žπ‘˜π‘’ = 𝐹𝑇𝑃 + πΆπ‘œπ‘ π‘‘ π‘…π‘’π‘π‘œπ‘£π‘’π‘Ÿπ‘¦ + (𝐷𝑀𝑂 𝐹𝑒𝑒 βˆ’ 𝐷𝑀𝑂) βˆ’ π‘‡π‘Žπ‘₯ (2.10) 2.4 PSC Gross Split Skema Gross Split adalah skema PSC baru yang diberlakukan oleh Pemerintah Indonesia. Dalam skema Gross Split, bagi hasil dilakukan terhadap gross revenue dan presentase dalam satu wilayah kerja cukup dinamis, utamanya didasarkan pada base split, variabel split, dan progresif split. Kepemilikan produksi migas sepenuhnya oleh negara. Biaya operasi telah masuk dalam besaran bagi hasil kontraktor, dan sebagai unsur pengurang pajak penghasilan kontraktor. Aset yang ada menjadi milik negara, serta pengadaan di kelola sendiri oleh masing-masing KKKS (Nurtjahyo, 2017). Latar belakang perubahan PSC Cost Recovery menjadi PSC Gross Split antara lain dikarenakan PSC Cost Recovery kurang efektif dan tidak cukup mendorong terciptanya efisiensi. Lambat serta tingkat kerumitan birokrasi juga menjadi penyebab utama ditetapkannya PSC Gross Split, bahkan waktu yang diperlukan oleh kontraktor untuk eksplorasi hingga produksi dapat memakan waktu hingga 15 tahun lamanya. Porsi penerimaan negara dari migas dengan split PSC Cost Recovery pada minyak sebesar 85% : 15% dan untuk gas sendiri sebesar 70% : 30%, apabila dihitung secara kasar berada pada kisaran 30% hingga 70%, hal itupun terus menurun seiring menurunnya penerimaan migas nasional. Agar dapat meningkatkan efisiensi dan efektivitas pola bagi hasil produksi migas, pemerintah menetapkan bentuk dan ketentuan pokok kontrak bagi hasil tanpa mekanisme pengembalian biaya (Cost Recovery). PSC Gross Split sendiri diperkenalkan oleh pemerintah pada tahun 2017 melalui penetapan Permen (Peraturan Menteri) No. 08 Tahun 2017 yang kemudian mendapat revisi menjadi Peraturan Menteri No. 52 Tahun 2017. Tujuan perubahan skema PSC Cost Recovery Menjadi PSC Gross Split agar dapat mendorong kegiatan eksplorasi dan eksploitasi menjadi lebih efektif serta efisien. Dalam PSC Gross Split ini sendiri juga diharapkan dapat menghilangkan birokrasi yang berbelit-belit agar tidak terlalu membuang-buang waktu dalam kegiatan migas dari eksplorasi hingga produksi. Dan pada akhirnya PSC Gross Split juga dapat meringankan beban pemerintah dari biaya pemulihan (Cost Recovery) yang sebelumnya ada (Hernandoko, 2018). Penetapan skema PSC Gross Split juga dibarengi dengan kelebihan yang ada dalam skema tersebut, diantaranya adalah kepastian investasi meskipun harga minyak yang ada cenderung fluktuatif, lalu proses perolehan yang dilakukan oleh kontraktor juga lebih sederhana karena biaya operasi migas sepenuhnya menjadi tanggung jawab kontraktor. Bagi kontraktor yang memiliki Tingkat Kandungan Dalam Negeri (TKDN) juga akan mendapat spit tambahan. Apabila suatu lapangan tidak mencapai indikator keekonomian tertentu, sesuai dengan Peraturan Menteri No. 52 Tahun 2017 Pasal 7 kontraktor dapat memperoleh tambahan split dari Menteri Eenergi dan Sumber Daya
  • 34. Universitas Pertamina - 18 Mineral (ESDM), dimana peraturan tersebut merevisi peraturan sebelumnya yang menyatakan bahwa tambahan split bagi kontraktor hanya sebesar maksimal 5% yang dapat diperoleh. Dengan adanya sistem PSC Gross Split tidak sama sekali menghilangkan kendali negara yang dikarenakan wilayah kerja, produksi, lifting, serta bagi hasil masih berada di bawah tangan pemerintah. Malah dengan adanya skema PSC Gross Split, antara pihak pemerintah dan kontraktor sama-sama menanggung resiko yang mungkin ada dan keuntungan yang diperoleh juga cenderung seimbang, tanpa ada berat sebelah (Hernandoko, 2017). Untuk blok yang sudah digarap dan kontraknya masih dalam skema PSC Cost Recovery tidak secara otomatis dialihkan menjadi kontrak dengan skema PSC Gross Split. Apabila kontraktor menghendaki untuk beralih kontrak menjadi PSC Gross Split, maka keputusan tersebut harus dilihat dulu dari karakteristik lapangan tersebut. Bersamaan dengan hal tersebut, apabila biaya Cost Recovery cukup besar dan belum terpulihkan sepenuhnya atau masih memiliki Recoverable Cost, maka hal tersebut dapat memungkinkan untuk memperoleh peningkatkan pendapatan kontraktor melalui skema PSC Gross Split. Namun apabila hal tersebut tidak memungkinkan, maka kontrak yang ada akan tetap dengan skema PSC Cost Recovery hingga masa kontrak berakhir. Apabila pada masa akhir kontrak pihak kontraktor ingin memperpanjang kontrak pada lapangan tersebut, maka pemerintah yang akan menentukan kontrak tersebut diperpanjang dengan skema PSC Cost Recovery atau dengan PSC Gross Split. Namun untuk kontrak baru tetap akan dikenakan dengan skema PSC Gross Split sesuai dengan peraturan yang berlaku (Nurtjahyo, 2017). Gambar 2.4 Skema PSC Gross Split (Permen ESDM No. 52 Tahun 2017) Dalam alur skema pada gambar 2.4 terlihat jelas bahwa PSC Gross Split jauh lebih sederhana dibandingkan dengan skema PSC Cost Recovery. Dalam skema PSC Gross Split sudah tak ditemui lagi First Tranche Petroleum (FTP), Domestic Market
  • 35. Universitas Pertamina - 19 Obligation (DMO), Cost Recovery, dan Investment Credit. Dengan dihapuskannya beberapa elemen yang ada di skema sebelumnya, terutama Cost Recovery, kontraktor dituntut untuk melakukan efisiensi sebaik mungkin. Namun apabila pihak kontraktor tidak melakukan efisiensi tersebut, maka keuntungan yang diperoleh juga akan menurun. Dalam skema ini, kontraktor dapat meningkatkan pendapatan dengan berbagai hal salah satunya peningkatan Tingkat Kandungan Dalam Negeri (TKDN), semakin tinggi tingkat TKDN maka split yang diperoleh juga akan bertambah. Dengan ditetapkannya PSC Gross Split diharapkan meningkatkan gairah investasi di industri migas. Menurut Peraturan Menteri No. 08 Tahun 2017 pembagian atau base split minyak dan gas bumi diatur. Tabel 2.6 Base Split Government Contractor Minyak 57% 43% Gas 52% 48% Sumber : Permen ESDM No. 52 Tahun 2017 Base split yang ada tersebut juga ditambahkan dengan variable dan progressive split yang mengatur besarnya penambahan split bagi kontraktor. Hal tersebut juga telah diatur dalam Peraturan Menteri No. 08 Tahun 2017 Tabel 2.7 Variabel dan Progresif Split No. Karakteristik Koreksi Split Variabel Split 1. Status Lapangan POD I 5% POD II 3% No POD 0% 2. Lokasi Lapangan Onshore 0% Offshore (0 < h ≀ 20m) 8% Offshore (20 < h ≀ 50m) 10% Offshore (50 < h ≀ 150m) 12% Offshore (150 < h ≀ 1000m) 14% Offshore (>1000m) 16% 3. Kedalaman Reservoir ≀ 2500m 0% > 2500m 1%
  • 36. Universitas Pertamina - 20 No. Karakteristik Koreksi Split No. Variabel Split 4. Infrastruktur Pendukung Well Developed 0% New Frontier Offshore 2% New Frontier Onshore 4% 5. Kondisi Reservoir Konvensional 0% Non Konvensional 16% 6. Kandungan CO2 < 5% 0% 5% ≀ x < 10% 0,5 % 10% < x ≀ 20% 1% 20% ≀ x < 40% 1,5% 40% ≀ x < 60% 2% x β‰₯ 60% 4% 7. Kandungan H2S < 100 0% 100 ≀ x < 1000 1% 1000 ≀ x < 2000 2% No. Karakteristik Koreksi Split 2000 ≀ x < 3000 3% 3000 ≀ x < 4000 4% x β‰₯ 4000 5% 8. Berat Jenis Minyak Bumi (API) API < 25 1% API β‰₯ 25 0% 9. Tingkat Kandungan Dalam Negeri (TKDN) < 30% 0% 30% ≀ x < 50% 2% 50% ≀ x < 70% 3% 70% ≀ x < 100% 4% 10. Tahapan Produksi Primer 0%
  • 37. Universitas Pertamina - 21 Sekunder 6% Tersier 10% Progresif Split 11. Harga Minyak Mentah (US$/bbl) (85-ICP)*0,25% 12. Harga Gas Bumi (US$/BTU) < 7 (7-harga gas)*2,5% 7 ≀ x < 10 0 β‰₯ 10 (10-harga gas)*2,5% 13. Kumulatif Produksi < 30 mmboe 10% 30 ≀ x < 60 mmboe 9% 60 ≀ x < 90 mmboe 8% 90 ≀ x < 125 mmboe 6% 125 ≀ x < 175 mmboe 4% β‰₯ 175 mmboe 0% Sumber : Permen ESDM No. 52 Tahun 2017 Pada tabel 2.7 antara progresif split dan variabel split memiliki besaran yang sangat bervariatif, hal tersebut dapat memberikan kejelasan tentang berapa perolehan split yang diperoleh oleh kontraktor. Untuk government split sendiri dapat diperoleh dari persentase keseluruhan dikurangi dengan contractor split. Dalam skema PSC Gross Split terdapat beberapa terminologo yang perlu diketahui, diantaranya : 1. Gross Revenue Pendapatan kotor yang diperoleh pada PSC Gross Split tak beda dengan PSC Cost Recovery, yaitu perkalian antara harga dan lifting hidrokarbon. 2. Split Pada skema PSC Gross Split terdapat tiga komponen split yang menentukan perolehan split bagi pemerintah maupun kontraktor. Penjumlahan dari tiga split tersebut menjadi total split yang diperoleh oleh kontraktor, dan untuk bagian pemerintah menyesuaikan. a. Base Split Menurut peraturan yang berlaku, pemerintah telah menetapkan besaran split untuk minyak sebesar 57% bagi negara dan 43% bagi kontraktor. Untuk gas sendiri, pemerintah menetapkan sebesar 52% bagi negara dan 48% bagi kontraktor. b. Variable Split
  • 38. Universitas Pertamina - 22 Adalah split yang telah dijelaskan pada tabel diatas, hal tersebut diatur dalam Peraturan Menteri No. 52 Tahun 2017 c. Progressive Split Adalah split yang mengacu pada harga migas dan jumlah kumulatif produksi, dan semua hal tersebut bersifat dinamis. Split dapat menambah bagian dari kontraktor dan negara. 3. Contractor Share Adalah persentase yang diperoleh oleh kontraktor berasal dari base split, progresif split, dan variabel split lalu dikalikan dengan Gross Revenue. 4. Government Share Adalah bagian dari pemerintah yang telah dikurangi oleh bagian dari kontraktor dan dikalikan dengan Gross Revenue. 5. Cost Adalah biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor baik terhadap biaya capital maupun non capital (Capex dan Opex). 6. Domestic Market Obligation (DMO) DMO pada PSC Gross Split masih tidak ada perubahan dan masih serupa dengan yang ada pada PSC Cost Recovery. 7. Taxable Income Masih sama seperti skema PSC Cost Recovery, yaitu pendapatan yang dapat dikenai oleh pajak. 8. Income Tax Yaitu perolehan negara yang berasal dari Taxable Income kontraktor. 9. Contractor Share Adalah perolehan akhir bagi kontraktor yang telah dipotong pajak bagi pemerintah. 10. Government Share Adalah bagian yang diperoleh pemerintah setelah mendapat tambahan dari DMO dan Income Tax. 2.5 Indikator Keenomian Dalam proses pengajuan kontrak migas, indikator keekonomian diperlukan untuk menganalisis kelayakan suatu proyek tersebut. Kelayakan tersebut dinilai dari beberapa indikator ekonomi yang ada seperti Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Pay Out Time (POT), Discounted Profitability Index (DPI). Seluruh indikator tersebut dapat menilai tingkat kelayakan suatu proyek secara obyektif sehingga pemerintah pada akhirnya dapat memutuskan layak atau tidaknya proyek
  • 39. Universitas Pertamina - 23 tersebut dilaksanakan. Dalam menentukan parameter yang ada tersebut, sebelumnya perlu diketahui berapa arus kas (Cash Flow) dari suatu proyek tersebut. Cash Flow tersebut berisi informasi tentang arus kas masuk (Cash In) dan arus kas keluar (Cash Out). Cash In adalah revenue yang diperoleh selama berjalannya kontrak, sedangkan untuk Cash Out adalah biaya yang perlu dikeluarkan selama kontrak berlangsung demi menunjang keberlangsungan proyek. Secara umum Cash Flow dapat diformulakan secara sederhana, yaitu : πΆπ‘Žπ‘ β„Ž πΉπ‘™π‘œπ‘€ = πΆπ‘Žπ‘ β„Ž 𝐼𝑛 βˆ’ πΆπ‘Žπ‘ β„Ž 𝑂𝑒𝑑 (2.11) πΆπ‘Žπ‘ β„Ž 𝐼𝑛 = 𝑅𝑒𝑣𝑒𝑛𝑒𝑒 + 𝐼𝑛𝑠𝑒𝑛𝑠𝑑𝑖𝑓 (2.12) πΆπ‘Žπ‘ β„Ž 𝑂𝑒𝑑 = πΌπ‘›π‘£π‘’π‘ π‘‘π‘šπ‘’π‘›π‘‘ πΆπ‘œπ‘ π‘‘ + π‘‚π‘π‘’π‘Ÿπ‘Žπ‘‘π‘–π‘œπ‘› πΆπ‘œπ‘ π‘‘ + π·π‘’π‘π‘Ÿπ‘’π‘π‘–π‘Žπ‘‘π‘–π‘œπ‘› πΆπ‘œπ‘ π‘‘ + π‘‡π‘Žπ‘₯ (2.13) Cash Flow pada suatu proyek migas cenderung negatif pada awal periode, hal itu dikarenakan belum adanya revenue dan pengeluaran atau cost pada awal periode cukup besar. Setelah berjalanya proyek juga Cash Flow akan semakin menurun, hal tersebut dikarenakan telah melewati tingkat produksi tertinggi di awal periode dan akan semakin berkurang seiring berjalannya waktu. 2.5.1 Net Present Value (NPV) Net Present Value (NPV) adalah perbedaan antara total penerimaan nilai sekarang (PV Cash In) dengan total pengeluaran nilai sekarang (PV Cash Out) sepanjang umur proyek pada discount Rate yang diberikan. Untuk menentukan NPV dapat menggunakan rumus : 𝑁𝑃𝑉 = βˆ‘ ( πΆπ‘Žπ‘ β„Ž πΉπ‘™π‘œπ‘€ (1 + π·π‘–π‘ π‘π‘œπ‘’π‘›π‘‘ π‘Ÿπ‘Žπ‘‘π‘’)𝑛 ) 𝑛 𝑛 = 0 (2.14) 𝑛 = π‘‘π‘–π‘šπ‘’ Perlu diketahui bahwa suatu proyek dapat dikatakan layak apabila nilai NPV > 0, sedangkan apabila NPV suatu proyek tersebut adalah NPV ≀ 0 atau negatif, maka proyek tersebut belum dapat dikatakan layak. 2.5.2 Internal Rate of Return (IRR) Adalah discount rate yang dapat memberikan harga NPV = 0. IRR merupakan perolehan pertahun dari investasi suatu proyek. IRR juga dapat menentukan kelayakan suatu proyek, yaitu apabila IRR > Bunga Pinjaman maka proyek dikatakan layak, namun apabila IRR > Discount Rate (MARR) maka proyek tidak
  • 40. Universitas Pertamina - 24 layak untuk dilaksanakan. Secara umum IRR dapat ditentukan dengan cara interpolasi saat variabel yang ada telah terpenuhi. 2.5.3 Pay Out Time (POT) Pay Out Time secara umum adalah waktu yang diperlukan untuk mengembalikan investasi yang telah ditanam, dimana perhitungan Cash Flow dalam Present Value. Indikator ini menunjukan semakin cepat biaya investasi dikembalikan sejak awal periode proyek dimulai, maka akan semakin baik juga proyek tersebut. Namun dikarenakan POT tidak memerhatikan Cash Flow setelah terjadinya POT maka indikator ini tidak dapat dijadikan acuan kelayakan suatu proyek. 2.5.4 Discounted Profitability Index (DPI) DPI adalah ukuran untuk menentukan efisiensi investasi serta DPI juga merupakan indikator untuk mengetahui nilai tambah per dollar atau rupiah yang telah diinvestasikan pada suatu proyek. DPI juga menjadi indikator yang baik pada kondisi anggaran yang terbatas, sehingga tidak banyak anggaran yang terbuang percuma selama masa proyek atau kontrak berlangsung. 𝐷𝑃𝐼 = π·π‘–π‘ π‘π‘œπ‘’π‘›π‘‘π‘’π‘‘ 𝑛𝑒𝑑 πΆπ‘Žπ‘ β„Ž πΉπ‘™π‘œπ‘€ π·π‘–π‘ π‘π‘œπ‘’π‘›π‘‘π‘’π‘‘ πΌπ‘›π‘£π‘’π‘ π‘‘π‘šπ‘’π‘›π‘‘ + 1 (2.15) 2.6 Analisis Sensitivitas Analisis sensitivitas adalah cara untuk melihat pengaruh perubahan besaran besaran yang mempengaruhi keuntungan pada suatu proyek. Besaran yang sering digunakan untuk analisis sensitivitas adalah cadangan, produksi, harga, investasi, biaya operasi dan pajak. Dalam penerapan analisis sensitivitas, terdapat kelebihan dan kelemahan. Kelebihan dari analisis sensitivitas antara lain : 1. Membantu untuk mengidentifikasi besaran yang sangat mempengaruhi keuntungan. 2. Mudah dikerjakan dengan bantuan komputer. Untuk kelemahanya antara lain : 1. Tidak memberikan indikasi kemungkinan suatu resiko akan terjadi. 2. Tidak memperlihatkan ketergantungan antar besaran yang mempengaruhi keuntungan.
  • 41.
  • 42. Universitas Pertamina - 26 BAB III METODE PENELITIAN Pada bab tiga ini penulis akan membahas langkah-langkah pengerjaan yang diperlukan dalam menyusun analisis keekonomian pada lapangan Xyz. Pada analisis pertama, penulis melakukan analisis keekonomian dengan menggunakan skema PSC Cost Recovery. Tahap selanjutnya penulis melakukan analisis dengan menggunakan skema PSC Gross Split, lalu dari hasil kedua skema tersebut dilakukan perbandingan dari setiap data yang diperoleh dan sebagai penutup dilakukan analisis sensitivitas. 3.1 Langkah Pengerjaan Berikut langkah-langkah pengerjaan yang diperlukan dalam melakukan analisis keekonomian pada PSC Cost Recovery dan Gross Split. Terdapat beberapa langkah yang perlu dilakukan agar hasil analisis dapat maksimal. 1. Metode Pengumpulan dan pengolahan data. 2. Analisis keekonomian lapangan xyz dengan skema PSC Cost Recovery. 3. Analisis keekonomian lapangan xyz dengan skema PSC Gross Split. 4. Analisis sensitivitas dengan menggunakan spider diagram. 3.2 Metode Pengumpulan dan Pengolahan Data Pada analisis perbandingan antara PSC Cost Recovery dengan Gross Split telah diperoleh sebagian data mentah yang selanjutnya diolah dengan menggunakan Microsoft Excel. Data yang diperoleh seperti total produksi, harga capex, opex, minyak per barrel dsb. Lalu dilakukan simulasi dengan menggunakan excel yang telah didesain untuk mengolah data kedalam bentuk skema PSC CostRecovery dan Gross Split. 3.3 Analisis Dengan Skema Cost Recovery Agar dapat memperoleh hasil perhitungan dengan skema PSC Cost Recovery, penulis melakukan input berbagai data yang telah diperoleh ke dalam excel yang telah disesuaikan dengen keperluan skema Cost Recovery. Excel yang ada telah dipersiapkan dengan template formula yang diperlukan. 1. Menentukan Gross Revenue Gross Revenue secara sederhana dapat diartikan sebagai pendapatan kotor. Dalam konteks PSC, Gross Revenue adalah pendapatan kotor dari penjualan hasil produksi dari awal masa kontrak hingga berakhirnya kontrak berlaku. Produksi yang diperoleh adalah hasil produksi bersih tiap periode atau satu tahun. Produksi tersebut dikalikan dengan harga yang ditentukan oleh pemerintah. 2. Menentukan First Tranche Petroleum (FTP)
  • 43. Universitas Pertamina - 27 First Tranche Petroleum (FTP) adalah pengambilan pertama kali saat sudah terjadinya produksi. Bagian tersebut sebesar 20% dari Gross Revenue sebelum dikurangi dengan Cost Recovery. 3. Menentukan Equity To be Split (ETS) Adalah sisa Gross Lifting setelah dikurangi oleh FTP dan dikurangi lagi dengan Cost Recovery. Equity To be Split akan dibagi antara pemerintah dan kontraktor sesuai perjanjian share. 4. Menentukan Cost Recovery (CR) Kontraktor mengeluarkan biaya capital dan operasi (CAPEX dan OPEX) di depan untuk kegiatan operasi migas. Dalam Cost Recovery, pemerintah akan mengganti keseluruhan atau sebagian biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor. Biaya yang digunakan untuk mengganti Cost Recovery berasal dari pendapatan produksi minyak. Penggantian biaya ekuivalen dengan produksi minyak. Perhitungan volume minyak menggunakan harga WAP. 5. Menentukan Government Split Bagian atau hak pemerintah yang diperoleh dari penjumlahan FTP dengan ETS. 6. Menentukan Contractor Split Bagian atau hak kontraktor yang diperoleh dari penjumlahan FTP dengan ETS sebelum dikenai oleh pajak. 7. Menentukan Taxable Income Adalah pendapatan kontraktor yang dapat dikenai oleh pajak. Hal tersebut mengacu pada PP No. 79 tahun 2010. Namun hal tersebut dapat disesuaikan melalui kesepakatan antara pemerintah dengan kontraktor. Taxable Income tersebut menjadi Income Tax bagi pemerintah. 8. Menentukan Net Contractor Share Adalah perolehan kontraktor yang telah dikurangi oleh pajak dan sebelum ditambahkan dengan Cost Recovery. 9. Menentukan Government Take Adalah bagian pemerintah setelah dikurangi dengan bagian kontraktor dan ditambahkan dengan Income Tax. 10. Menentukan Contractor Take Adalah bagian kontraktor setelah dikurangi pajak dan ditambahkan dengan Cost Recovery. 3.4 Analisis dengan Skema Gross Split Pada analisis dengan skema Gross Split, penulis juga melakukan olah data dengan menggunakan Microsoft Excel. Semua data yang diperoleh dimasukan kedalam excel yang telah dipersiapkan dengan berbagai template yang diperlukan.
  • 44. Universitas Pertamina - 28 1. Menentukan Gross Revenue Pendapatan kotor yang diperoleh pada PSC Gross Split tak beda dengan PSC Cost Recovery, yaitu perkalian antara harga dan lifting hidrokarbon. 2. Menentukan Split Pada skema PSC Gross Split terdapat tiga komponen split yang menentukan perolehan split bagi pemerintah maupun kontraktor. Penjumlahan dari tiga split tersebut menjadi total split yang diperoleh oleh kontraktor, dan untuk bagian pemerintah menyesuaikan. a. Base Split Menurut peraturan yang berlaku, pemerintah telah menetapkan besaran split untuk minyak sebesar 57% bagin negara dan 43% bagi kontraktor. Untuk gas sendiri, pemerintah menetapkan sebesar 52% bagi negara dan 48% bagi kontraktor. b. Variable Split Adalah split yang telah dijelaskan pada tabel diatas, hal tersebut diatur dalam Peraturan Menteri No. 52 Tahun 2017 c. Progressive Split Adalah split yang mengacu pada harga migas dan jumlah kumulatif produksi, dan semua hal tersebut bersifat dinamis. Split dapat menambah bagian dari kontraktor dan negara. 3. Menentukan Contractor Share Adalah persentase yang diperoleh oleh kontraktor berasal dari base split, progresif split, dan variabel split lalu dikalikan dengan Gross Revenue. 4. Menentukan Government Share Adalah bagian dari pemerintah yang telah dikurangi oleh bagian dari kontraktor dan dikalikan dengan Gross Revenue. 5. Menentukan Cost Adalah biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor baik terhadap biaya capital maupun non capital (Capex dan Opex). 6. Menentukan Domestic Market Obligation (DMO) DMO pada PSC Gross Split masih tidak ada perubahan dan masih serupa dengan yang ada pada PSC Cost Recovery. 7. Menentukan Taxable Income Masih sama seperti skema PSC Cost Recovery, yaitu pendapatan yang dapat dikenai oleh pajak. 8. Menentukan Income Tax
  • 45. Universitas Pertamina - 29 Yaitu perolehan negara yang berasal dari Taxable Income kontraktor. 9. Menentukan Contractor Share Adalah perolehan akhir bagi kontraktor yang telah dipotong pajak bagi pemerintah. 10. Menentukan Government Share Adalah bagian yang diperoleh pemerintah setelah mendapat tambahan dari DMO dan Income Tax. 3.5 Menentukan Net Present Value Net Present Value (NPV) adalah perbedaan antara total penerimaan nilai sekarang (PV Cash In) dengan total pengeluaran nilai sekarang (PV Cash Out) sepanjang umur proyek pada discount Rate yang diberikan. 3.6 Menentukan Internal Rate Of Return Discount rate yang dapat memberikan harga NPV = 0. IRR merupakan perolehan pertahun dari investasi suatu proyek. IRR juga dapat menentukan kelayakan suatu proyek, yaitu apabila IRR > Bunga Pinjaman maka proyek dikatakan layak, namun apabila IRR < Discount Rate (MARR) maka proyek tidak layak untuk dilaksanakan. Secara umum IRR dapat ditentukan dengan cara interpolasi saat variabel yang ada telah terpenuhi. 3.7 Menentukan Pay Out Time Waktu yang diperlukan untuk mengembalikan investasi yang telah ditanam, dimana perhitungan Cash Flow dalam Present Value.Indikator ini menunjukan semakin cepat biaya investasi dikembalikan sejak awal periode proyek dimulai, maka akan semakin baik juga proyek tersebut. Namun dikarenakan POT tidak memerhatikan Cash Flow setelah terjadinya POT maka indikator ini tidak dapat dijadikan acuan kelayakan suatu proyek. 3.8 Menentukan Discounted Profitability Index DPI adalah ukuran untuk menentukan efisiensi investasi serta DPI juga merupakan indikator untuk mengetahui nilai tambah per dollar atau rupiah yang telah diinvestasikan pada suatu proyek. DPI juga menjadi indikator yang baik pada kondisi anggaran yang terbatas, sehingga tidak banyak anggaran yang terbuang percuma selama masa proyek atau kontrak berlangsung. 3.9 Analisis Sensitivitas Cara untuk melihat pengaruh perubahan besaran besaran yang mempengaruhi keuntungan pada suatu proyek. Besaran yang sering digunakan untuk analisis sensitivitas adalah cadangan, produksi, harga, investasi, biaya operasi dan pajak.
  • 46. Universitas Pertamina - 30 3.10 Diagram Alir Gambar 3.1 Diagram Alir Pengerjaan dimulai dari memasukan data produksi, harga minyak, CAPEX, dan OPEX kedalam Microsoft Excel. Keseluruhan data diolah dengan menggunakan dua cara yaitu dengan skema PSC Cost Recovery dan PSC Gross Split. Dari hasil perhitungan tersebut diperoleh indikator keekonomian lalu dapat dilakukan analisis sensitivitas. START INPUT DATA (RATE<PRICE<CAP EX<OPEX) COST RECOVE RY ANALISIS SENSITIVITAS HASIL KEEKONOMIAN GROSS SPLIT FINISH
  • 47.
  • 48. Universitas Pertamina - 32 BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN Pada bab ini membahas mengenai hasil perhitungan keekonomian pada lapangan Xyz dengan menggunakan dua skema PSC, yatu skema PSC Cost Recovery dan skema PSC Gross Split. Pada hasil simulasi yang telah dilakukan dengan dua macam skema PSC tersebut maka dapat dilakukan analisis terhadap hasil cashflow yang ada.Melalu hasil tersebut, dapat dilihat apakah skema PSC Gross Split memiliki cashflow yang lebih baik dibanding dengan skema PSC Cost Recovery. Tak hanya itu, tingkat kelayakan suatu proyek juga dapat dinilai dari indikator keekonomian yang ada, sehingga dapat memperjelas apakah skema PSC Gross Split layak diterapkan dibandingkan dengan skema PSC Cost Recovery. Dalam bab ini juga dapat menjelaskan berapa biaya yang telah dikeluarkan oleh perusahaan dalam proyek tersebut. 4.1 Parameter Perhitungan Dalam perhitungan kedua skema PSC, penulis memerlukan berbagai macam parameter dasar yang diperlukan agar penulis dapat melakukan simulasi perhitungan secara tepat. Parameter atau input yang diperlukan dalam perhitungan skema PSC Gross Split dan Cost Recovery pada lapangan Xyz antara lain biaya investasi, biaya operasional, harga minyak, serta data produksi. 4.1.1 Data Produksi Proyek pengembangan lapangan ini tahap POFD dengan lingkup kerja adalah injeksi air (waterflooding) dan pemboran sumur sisipan (infill) sebagai tindak lanjut tahap produksi primer pada POD 1. Data inkremental produksi dilakukan perhitungan dengan menggunakan metode simulasi reservoir yang tidak dibahas di TA ini. Pada TA ini hanya mengambil luaran dari perhitungan metode tersebut. Data produksi pada lapangan Xyz selama 20 tahun menjadi salah satu input agar dapat menghitung total biaya lifting dan kedua skema yang ada. Tabel 4.1 Data Produksi Tahun Volume Oil Production MSTB 2020 - 2021 967.4125 2022 1144.957 2023 1091.67 2024 1236.0565
  • 49. Universitas Pertamina - 33 Tahun Volume Oil Production MSTB 2025 1347.918 2026 1552.257 2027 1646.411 2028 1666.882 2029 1703.377 2030 1610.108 2031 1470.256 2032 1332.814 2033 1206.69 2034 1051.948 2035 944.122 2036 854.492 2037 1500.014 2038 1500.014 2039 668.788 2040 473.39 Total 24,969.58 Hasil produksi dari lapangan Xyz selama 20 tahun yaitu sebesar 24,969.58 MSTB. Data tersebut juga mencakup produksi minyak pertahun pada lapangan Xyz. 4.1.2 Biaya Operasional Biaya operasional adalah biaya yang dikeluarkan setiap harinya selama masa kontrak berlangsung. Biaya ini mencakup kumulatif dari biaya lifting perbarel. Tabel 4.2 Lifting Cost Per Barrel Lifting Cost 8 USD/bbl
  • 50. Universitas Pertamina - 34 Untuk mengetahui berapa total biaya yang dikeluarkan untung mengangkut minyak pertahun hingga kumulatif biaya yang dikeluarkan, maka biaya lifitng tersebut perlu dikalikan dengan produksi pertahun. Tabel 4.3 Operating Cost Tahun Volume Oil Production Operating Cost MSTB MUSD 2020 - - 2021 967.4125 7,739.30 2022 1144.957 9,159.66 2023 1091.67 8,733.36 2024 1236.0565 9,888.45 2025 1347.918 10,783.34 2026 1552.257 12,418.06 2027 1646.411 13,171.29 2028 1666.882 13,335.06 2029 1703.377 13,627.02 2030 1610.108 12,880.86 2031 1470.256 11,762.05 2032 1332.814 10,662.51 2033 1206.69 9,653.52 2034 1051.948 8,415.58 2035 944.122 7,552.98 2036 854.492 6,835.94 2037 1500.014 12,000.11 2038 1500.014 12,000.11 2039 668.788 5,350.30 2040 473.39 3,787.12
  • 51. Universitas Pertamina - 35 Tahun Volume Oil Production Operating Cost MSTB MUSD Total 24,969.58 199,756.62 Untuk biaya operasional selama 20 tahun pada lapangan Xyz yaitu sebesar 199,756.62 MUSD 4.1.3 Biaya Investasi Biaya investasi yang dikeluarkan pada Lapangan Xyz mulai dari awal kontrak berlangsung hingga kontrak berakhir yang berjalan selama 20 tahun sebesar 92,000 MUSD. Biaya investasi yang dikeluarkan mencakup tangible dan intangible dengan porsi masing masing sebesar 40% dan 60%. Tabel 4.4 Biaya Investasi Investasi Biaya 1. Tangible a. Surface facility 18,000 MUSD b. Sumur Injektor 9,000 MUSD c. Sumur Infill 11,000 MUSD 2. Intangible a. Sumur Injektor 25,065 MUSD b. Sumur Infill 28,935 MUSD Total 92,000 MUSD 4.1.4 Harga Minyak Harga minyak yang berlaku ditentukan sebesar 35 USD/bbl. Harga minyak tersebut tidak mengalami perubahan selama 20 tahun masa kontrak. Dengan diketahui harga minyak, maka juga dapat diketahui Gross Revenue yang diperoleh selama 20 tahun masa kontrak. Tabel 4.5 Gross Revenue Total Lifting 24,969.58 MSTB Price per barrel 35 USD/bbl Gross Revenue 873,935.20 MUSD
  • 52. Universitas Pertamina - 36 4.2 Perhitungan Skema PSC Cost Recovery Setelah diperoleh data dari lapangan Xyz, selanjutnya dilakukan analisis nilai keekonomian terhadap sistem kontrak yang selanjutnya akan dilakukan evaluasi dari hasil keekonomian tersebut. Analisis keekonomian dilakukan terhadap skema PSC Cost Recovery yang nantinya akan dibandingkan dengan skema PSC Gross Split. Adapun dalam skema PSC Cost Recovery diberlakukan fiscal terms saat ini sesuai perjanjian kontrak. Fiscal terms PSC Cost Recovery pada lapangan Xyz sebagai berikut. Tabel 4.6 Fiscal Terms Cost Recovery Fiscal Terms Cost Recovery GOI Split (B/T) 71.15% KKKS Split (B/T) 28.85% Tax Rate 48% Investment Credit 17% DMO Holiday 5 Year DMO Fee 15% Depreciation Declining Balance Depreciation Rate 25% FTP Total 20% DMO 25% Fiscal terms tersebut berlaku selama 20 tahun masa kontrak. Untuk split sebelum pajak minyak antara pemerintah dengan kontraktor memiliki besaran 71.15% : 28.85%, yang berarti 80% bagian pemerintah dan 20% bagian kontraktor. Tax rate yang diberlakukan terhadap taxable income kontraktor sebesar 48%. Untuk besaran investment credit yang akan dimasukan kedalam recoverable cost kepada kontraktor, pemerintah melakukan penggantian sebesar 17%. Untuk DMO Holiday yang berlaku selama 60 bulan atau 5 tahun saat produksi pertama dimulai, dan besaran DMO Fee yang harus dibayarkan kontraktor kepada pemerintah sebesar 15%. Sedangkan untuk volume DMO yang diberlakukan sebesar 25% dari total lifting. Untuk metode depresiasi yang digunakan adalah Declining Balance sedangkan Depreciation Rate sebesar 25%. Dan untuk First Tranche Petroleum besarannya 20% dari total lifting. Setelah dilakukan perhitungan dengan fiscal terms tersebut, maka diperoleh hasil dari kedua belah pihak sebagai berikut :
  • 53. Universitas Pertamina - 37 Gambar 4.1 Chart PSC Cost Recovery Dari hasil perhitungan simulasi yang menggunakan excel yang diatas, Gross Revenue yang diperoleh sebesar 873,935.20 MUSD. Untuk total biaya Cost Recovery yang diperoleh kontraktor sebesar 275,368.07 MUSD sedangkan untuk perolehan kontraktor sendiri setelah pajak sebesar 68,385.75 MUSD dan apabila dijumlahkan maka total perolehan kontraktor sebesar 343,753.81 MUSD. Untuk pihak pemerintah sendiri perolehan termasuk pajak dari kontraktor sebesar 530,181.38 MUSD. Dari hasil perhitungan tersebut juga diperoleh cashflow dari lapangan Xyz dengan menggunakan PSC Cost Recovery. Tabel 4.7 Cashflow PSC Cost Recovery Total Cashflow 23,130.25 MUSD Profil perolehan cashflow tiap tahun :
  • 54. Universitas Pertamina - 38 Gambar 4.2 Profile Cashflow PSC Cost Recovery Dalam diagram tersebut terlihat profil cashflow pada lapangan Xyz dengan menggunakan skema PSC Cost Recovery. Setelah diperolah profil cashflow, maka untuk selanjutnya dilakukan perhitungan terhadap indikator keekonomian. Indikator keekonomian yang dihitung meliputi NPV (Net Present Value), POT (Pay Out Time), DPI (Discounted Profitability Index), serta IRR (Internal Rate of Return). Besaran NPV yang diberlakukan adalah 10%, maka diperoleh indikator keekonomian sebagai berikut : Tabel 4.8 Indikator Keekonomian PSC Cost Recovery Indikator Keekonomian NPV@10% 21,027.50 MUSD IRR 31.38 % POT 2.68 Year DPI 1.37 Dari hasil indikator keekonomian tersebut NPV dengan besaran 10% yang diperoleh setelah masa kontrak berakhir sebesar 21,027.50 M$. Sedangkan IRR sebesar 31.38% yang berarti kontrak tersebut layak untuk dieksekusi. Untuk POT pertama kali dicapai saat kontrak memasuki tahun ke 3 sejak kontrak dimulai. Lalu untuk DPI sebesar 1.37 yang berarti juga kontrak terhadap lapangan Xyz dengan skema PSC Cost Recovery cukup layak untuk dilaksanakan.
  • 55. Universitas Pertamina - 39 4.3 Perhitungan Skema PSC Gross Split Setelah dilakukan perhitungan dengan menggunakan skema PSC Cost Recovery, maka perlu juga melakukan perhitungan dengan skema PSC Gross Split. Karena skema PSC Gross Split memiliki pembagian split tersendiri maka perlu ditentukan besaran variable split dan progresive split yang kemudian akan ditambahkan ke dalam base split. Tabel 4.9 Base Split Pemerintah Kontraktor Minyak 57% 43% Tabel 4.10 Adjustment Split No. Deskripsi Status Tambahan Split 1. Block Status POD II 3% 2. Field Location On Shore 0% 3. Reservoir Depth <2500 m (1290 m) 0% 4. Infrastructure Well Developed 0% 5. Reservoir Condition Conventional 0% 6. CO2 Content 0 (<5%) 0% 7. H2S Content 0 ppm (<100 ppm) 0% 8. API Gravity 25.7 (>25 API) 0% 9. Local Content 60% (50 <= to 70%) 3% No. Deskripsi Status Tambahan Split 10. Production Phase Sekunder 6% 11. Oil Price 35 USD/bbl 12.5% 12. Cumulative Production 29.6 MMBOE 10% Total 19.75% Total dengan Base Split 77.50% Dari tabel 4.10 diperoleh penyesuaian split terhadap kontraktor menjadi 68.75%. Variable split dipengaruhi oleh karakteristik lapangan, sedangkan progressive split
  • 56. Universitas Pertamina - 40 dipengaruhi oleh jumlah produksi, tahap produksi, serta harga minyak yang berlaku saat itu. Besaran pajak yang dikenakan terhadap kontraktor sebesar 40%. Setelah dilakukan penyesuaian split terhadap kontraktor, maka dapat dihitung cashflow dari lapangan Xyz. Gambar 4.3 Chart PSC Gross Split Dari hasil perhitungan skema PSC Gross Split pada gambar 4.3 terhadap lapangan Xyz diperoleh hasil Gross Revenue yang sama dengan PSC Cost Recovery, yaitu sebesar 873,935.20 MUSD. Dari hasil penyesuaian split yang telah dilakukan sebelumnya sebesar 77.50% maka bagian kontraktor dari Gross Revenue sebesar 677,299.78 MUSD. Pada skema PSC Gross Split tidak ada pemulihan biaya, maka biaya yang diperlukan selama kontrak dibayarkan sendiri oleh kontraktor sebesar 291,756.62 M$. Sehingga perolehan kontraktor yang telah dikurangi pajak sebesar 211,085.90 M$. Untuk pihak pemerintah sendiri sebesar 371,092.68 M$ setelah ditambahkan pendapatan dari pajak. Dari hasil perhitungan tersebut dapat dihitung cashflow pada lapangan Xyz dengan skema PSC Gross Split. Tabel 4.11 Total Cashflow PSC Gross Split Total Cashflow 79,255.73 MUSD
  • 57. Universitas Pertamina - 41 Gambar 4.4 Profile Cashflow PSC Gross Split Sama halnya dengan perhitungan dengan skema PSC Cost Recovery sebelumnya, setelah diperoleh cashflow maka dapat menentukan indikator keekonomian pada lapangan Xyz dengan skema PSC Gross Split. Indikator keekonomian tersebut meliputi NPV (Net Present Value), POT (Pay Out Time), DPI (Discounted Profitability Index), serta IRR (Internal Rate of Return). Besaran NPV yang dikenakan juga sebesar 10%. Tabel 4.12 Indikator Keekonomian PSC Gross Split Indikator Keekonomian NPV@10% 72,050.67 MUSD IRR 45.57 % POT 2.38 Year DPI 2.27 Dari hasil indikator keekonomian pada tabel 4.12 NPV dengan besaran 10% yang diperoleh setelah masa kontrak berakhir sebesar 72,050.67 MUSD. Sedangkan IRR sebesar 45.57% yang berarti kontrak tersebut layak untuk dieksekusi. Untuk POT pertama kali dicapai saat kontrak memasuki tahun ke 3 sejak kontrak dimulai. Lalu untuk DPI sebesar 2.27. Dengan hasil tersebut, maka proyek terhadap lapangan Xyz juga layak dilaksanakan dengan menggunakan skema PSC Gross Split.
  • 58. Universitas Pertamina - 42 4.4 Perbandingan Skema PSC Selanjutnya dilakukan perbandingan antara hasil dari skema PSC Cost Recovery dan PSC Gross Split. Perbandingan dilakukan terhadap Cashflow, Goi Take, Contractor Take, hingga indikator keekonomian. Dilakukan perbandingan terhadap kedua GOI Take dan Contractor Take . Tabel 4.13 Perbandingan Take Antar PSC PSC Cost Recovery PSC Gross Split GOI Take 211,085.90 MUSD 371,092.68 MUSD Contractor Take 343,753.81 MUSD 211,085.90 MUSD Terlihat dari hasil tersebut bahwa pendapatan yang diperoleh pihak pemerintah maupun kontraktor lebih besar menggunakan skema PSC Cost Recovery, namun hal itu tidak cukup menjadi bukti bahwa PSC Cost Recovery layak untuk diterapkan. Selanjutnya dilakukan perbandingan terhadap cashflow antar kedua skema PSC. Tabel 4.14 Perbandingan Cashflow Cashflow Cashflow PSC Cost Recovery 23,130.25 MUSD Cashflow PSC Gross Split 79,255.73 MUSD Dengan profil cashflow tiap tahun dari kedua skema PSC.
  • 59. Universitas Pertamina - 43 Gambar 4.5 Profile Cashflow Lapangan Xyz Dari perbandingan cashflow antar skema PSC tersebut, skema PSC Gross Split memberikan cashflow yang jauh lebih besar dibandingkan dengan cashflow dengan menggunakan skema PSC Cost Recovery. Yang terakhir melakukan perbandingan terhadap indikator keekonomian dari kedua skema PSC yang. Tabel 4.15 Perbandingan Indikator Keekonomian Indikator Keekonomian Cost Recovery Gross Split NPV@10% 21,027.50 72,050.67 MUSD IRR 31.38 45.57 % POT 2.68 2.38 Year DPI 1.37 2.27 Dari tabel 4.15 terlihat bahwa kontrak pada lapangan Xyz dengan skema PSC Gross Split lebih layak untuk dieksekusi dibandingkan dengan menggunakan skema PSC Cost Recovery. 4.5 Analisis Sensitivitas Analisis sensitivitas berfungsi untuk memprediksi resiko yang mungkin terjadi selama kontrak berlangsung. Analisis dilakukan terhadap skema PSC Gross Split
  • 60. Universitas Pertamina - 44 dengan indikator keekonomian NPV dan IRR. Dari kedua indikator keekonomian tersebut akan dilakukan perubahan terhadap harga minyak, total produksi, CAPEX, serta OPEX dimana dari masing-masing mengalami peningkatan dan penurunan sebesar -25%, 0%, dan 25%. Gambar 4.6 Spider Diagram NPV Gross Split Dari diagram pada gambar 4.7 bahwa indikator yang paling mempengaruhi terhadap NPV pada skema PSC Gross Split adalah harga minyak dan total produksi saat memperoleh peningkatan sebesar 25%. Gambar 4.7 Spider Diagram IRR Gross Split Pada gambar 4.8, indikator yang memiliki pengaruh paling tinggi terhadap IRR adalah CAPEX dengan penurunan sebesar 25%.
  • 61. Universitas Pertamina - 45 Pada skema PSC Cost Recovery juga dilakukan hal yang serupa yaitu analisis sensitivitas pada NPV. Gambar 4.8 Spider Diagram NPV Cost Recovery Dari gambar 4.9 bahwa harga minyak dengan peningkatan 25% memiliki pengaruh yang paling signifikan terhadap NPV dengan skema PSC Cost Recovery. Lalu dilakukan untuk hasil sensitivitas IRR. Gambar 4.9 Spider Diagram IRR Cost Recovery Dari gambar 4.10 diketahui bahwa penurunan CAPEX sebesar 25% memiliki pengaruh yang paling signifikan terhadap IRR dengan skema PSC Cost Recovery.
  • 62. Universitas Pertamina - 46 4.6 Pembahasan Lapangan Xyz merupakan lapangan dengan masa kontrak selama 20 tahun dimulai tahun 2020 hingga 2040. Dengan adanya skema baru yaitu PSC Gross Split yang menggantikan skema PSC Cost Recovery, maka lapangan ini dilakukan analisis dan perhitungan dengan kedua skema tersebut. Hasil dari analisis dan perhitungan dari kedua skema tersebut dapat menentukan apakah skema PSC Gross Split layak untuk menjadi pengganti skema PSC Cost Recovery yang telah diterapkan sejak tahun 1960an hinggaakhir tahun 2016. Padaskema PSC Gross Split perbedaan yang sangat mencolok yaitu absennya biaya pemulihan seperti yang ada pada skema PSC Cost Recovery. Tak hanya absennya biaya pemulihan, perbedaan mencolok lainya yaitu adanya variabel split dan progresif split yang memungkinkan pihak kontraktor untuk mendapatkan split lebih daripada base split yang berlaku. Pada perhitungan hasil pendapatan, skema PSC Gross Split juga lebih sederhana dibandingkan dengan skema PSC Cost Recovery. Melalui perhitungan dari kedua skema tersebut, diperoleh besaran cashflow yang lebih tinggi dengan menggunakan skema PSC Gross Split sebesar 79,255.73 MUSD dibandingkan dengan skema PSC Cost Recovery yang hanya sebesar 23,130.25 MUSD. Untuk nominal take yang diperoleh pihak pemerintah dan kontraktor lebih besar dengan skema PSC Cost Recovery yang masing-masing sebesar 530,181.38 MUSD dan 343,753.81MUSD. Untuk perolehan pemerintah dan kontraktor dengan skema PSC Gross Split sebesar 371,092.68 MUSD dan 211,085.90 MUSD. Namun untuk melihat kelayakan skema PSC Gross Split sebagai pengganti skema PSC Cost Recovery tidak hanya dapat dilihat dari cashflow dan nominal take dari masing-masing pihak. Dilihat pada tabel 4.15, indikator keekonomian skema PSC Gross Split jauh lebih baik dibandingkan dengan hasil dari skema PSC Cost Recovery. Untuk NPV dengan suku bunga 10%, nominal yang diperoleh dengan skema PSC Gross Split mencapai 72,050.67 MUSD, sedangkan dengan skema PSC Cost Recovery sebesar 21,027.50 MUSD. Untuk IRR dengan skema PSC Gross Split memperoleh persentase sebesar 45.57%, lebih tinggi dibandingan dengan IRR skema PSC Cost Recovery yang mencapai 31.38%. Untuk POT skema PSC Gross Split juga lebih cepat yaitu pada 2.38 tahun semenjak kontrak dimulai, sedangkan POT dengan skema PSC Cost Recovery baru diperoleh pada 2.68 tahun semenjak kontrak dimulai. Sedangkan untuk DPI dengan skema PSC Gross Split juga lebih tinggi sebesar 2.27, sedangkan untuk skema PSC Cost Recovery sebesar 1.37. Selanjutnya dilakukan analisis sensitivitas dengan menggunakan spider diagram. Analisis diperlukan untuk mengetahui parameter yang memiliki pengaruh signifikan serta mengetahui dampak dari resiko yang mungkin terjadi dikemudian hari. Pada masing-masing NPV dan IRR dari tiap skema juga dilakukan analisis sensitivitas. Analisis dilakukan dengan meningkatkan serta menurunkan harga minyak, total produksi, CAPEX, dan OPEX sebesar -25%, 0%, dan +25%. Pada gambar 4.6 menunjukan NPV pada skema PSC Gross Split masih berada di area positif, pada diagram tersebut juga indikator harga paling sensitif terhadap NPV. Meskipun pada penurunan harga sebesar dari kondisi awal, proyek pada lapangan Xyz tetap layak untuk dijalankan. NPV pada skema PSC Cost Recovery yang ditunjukan oleh gambar 4.8 masih menunjukan NPV positif meskipun terjadi
  • 63. Universitas Pertamina - 47 penuruan harga minyak dan tetap layak untuk dijalankan. Untuk IRR pada skema PSC Gross Split ditunjukan oleh gambar 4.7, pada diagram tersebut menunjukan bahwa CAPEX dan harga minyak yang paling sensitif serta pada diagram tersebut juga masih menunjukan kelayakan karena masih berada di area positif. Pada skema PSC Cost Recovery gambar 4.9 juga masih menunjukan IRR yang berada pada area positif meskipun terdapat terdapat peningkatan terhadap CAPEX.
  • 64.
  • 65. Universitas Pertamina - 50 BAB V KESIMPULAN DAN SARAN 5.1 Kesimpulan Berdasarkan hasil analisis dan perhitungan yang telah dilakukan dengan menggunakan kedua skema terhadap lapangan Xyz penulis dapat memberikan kesimpulan : 1. Tidak adanya mekanisme Cost Recovery pada skema PSC Gross Split. Pembagian hasilnya tidak melalui mekanisme FTP atau pun ETS, namun langsung dari Gross Revenue dengan besaran split sesuai dengan base split ditambah variable split dan progressive split. 2. Tujuan utama perubahan PSC Cost Recovery menuju PSC Gross Split untuk meningkatkan efisiensi dan efektifitas industri migas di Indonesia. 3. Hasil dari perhitungan menunjukan bahwa dengan skema PSC Gross Split cashflow kontraktor mencapai 72,050.67 MUSD, namun apabila dengan skema PSC Cost Recovery cashflow kontraktor hanya sebesar 21,027.50 MUSD. Hal tersebut berarti kontraktor akan jauh lebih untung apabila menggunakan skema PSC Gross Split. 4. Untuk NPV sensitif terhadap perubahan harga minyak dan produksi. Untuk IRR sensitif terhadap CAPEX dan harga minyak. 5. Pada lapangan Xyz skema yang paling baik dengan menggunakan skema PSC Gross Split dengan indikator keekonomian NPV 72,050.67 MUSD, IRR 45.57%, POT 2.38 tahun, dan DPI 2.27. 5.2 Saran Pada laporan Tugas Akhir ini penulis dapat memberi saran : 1. Gunakan parameter harga minyak yang mendekati kondisi sebenarnya agar hasil perhitungan juga dapat menggambarkan tingkat keekonomian pada waktu tersebut. 2. Selalu ikuti perkembangan tentang regulasi migas di Indonesia khususnya yang diterbitkan oleh Kementrian ESDM. 3. Lakukan peningkatan atau penurunan harga migas agar dapat memberikan hasil yang signifikan terhadap hasil perhitungan dan analisis sensitivitas.
  • 66.
  • 67. DAFTAR PUSTAKA Hernandoko, A. (2018). Implikasi Berubahnya Kontrak Bagi Hasil (Product Sharing Contract) Ke Kontrak Bagi Hasil Gross Split Terhadap Investasi Minyak Dan Gas Bumi Di Indonesia. Solo: Universitas Negeri Sebelas Maret. Johnston, D. (2003). International Exploration Economics, Risk, and Contract Analysis. Pennwell Books. Lubiantara, B. (2012). Ekonomi migas: Tinjauan Aspek Komersial Kontrak Migas. Jakarta: Gramedia Widiasarana Indonesia. Lubiantara, B. (2017). Paradigma Baru Pengelolaan Sektor Hulu Migas Dan Ketahanan Energi. Jakarta: Gramedia Widiasarana Indonesia. Nurtjahyo, P. (2017). Menjawab Keraguan Terhadap Gross Split. Pemerintah Indonesia. (2019, December 10). Ketika Rezim Cost Recovery Jadi Opsi Lagi. Diambil kembali dari Portal Informasi Indoesia: https://www.indonesia.go.id/narasi/indonesia- dalam-angka/ekonomi/ketika-rezim-cost-recovery-jadi-opsi-lagi Peraturan Menteri ESDM No. 52. (2017). Perubahan Atas Peraturan Menteri ESDM No. 8 Tahun 2017 Tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split. Peraturan Menteri ESDM No. 8. (2017). Kontrak Bagi Hasil Gross Split.
  • 68.
  • 69. Nama Mahasiswa : Fawa’id Kharisma Khabib NIM : 101316036 Nama Pembimbing : Dr. Jati Arie Wibowo NIP : 116143 No. 1 Hari/Tanggal: Selasa, 4 Februari 2020 Hal yang menjadi perhatian : - Penyusunan proposal - Pemilihan tema - Fokus bahasan tema Paraf Pembimbing: No. 2 Hari/Tanggal: Selasa, 11 Februari 2020 Hal yang menjadi perhatian: - Perbaikan proposal - Pemilihan bahasan tugas akhir Paraf Pembimbing: FAKULTAS TEKNOLOGI EKSPLORASI DAN PRODUKSI PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
  • 70. Nama Mahasiswa : Fawa’id Kharisma Khabib NIM : 101316036 Nama Pembimbing : Dr. Jati Arie Wibowo NIP : 116143 No. 3 Hari/Tanggal: Kamis, 20 Februari Hal yang menjadi perhatian : - Penyusunan Tugas Akhir - Penentuan isi terkait BAB 1 Paraf Pembimbing: No. 4 Hari/Tanggal: Rabu, 26 Februari Hal yang menjadi perhatian: - refrensi daftar pustaka - refrensi penyusunan tugas akhir Paraf Pembimbing: FAKULTAS TEKNOLOGI EKSPLORASI DAN PRODUKSI PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
  • 71. Nama Mahasiswa : Fawa’id Kharisma Khabib NIM : 101316036 Nama Pembimbing : Dr. Jati Arie Wibowo NIP : 116143 No. 5 Hari/Tanggal: Selasa, 10 Maret 2020 Hal yang menjadi perhatian : - perbaikan/revisi tugas akhir - penentuan data - penentuan metode Paraf Pembimbing: No. 6 Hari/Tanggal: Jumat, 5 Juni 2020 Hal yang menjadi perhatian: - laporan perkembangan tugas akhir - perbaikan pada simulasi yang dilakukan di ms. excel Paraf Pembimbing: FAKULTAS TEKNOLOGI EKSPLORASI DAN PRODUKSI PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
  • 72. Nama Mahasiswa : Fawa’id Kharisma Khabib NIM : 101316036 Nama Pembimbing : Dr. Jati Arie Wibowo NIP : 116143 No. 7 Hari/Tanggal: Rabu, 10 Juni 2020 Hal yang menjadi perhatian : - perbaikan pada fiscal terms PSC - perbaikan pada CAPEX Paraf Pembimbing: No. 8 Hari/Tanggal: Sabtu, 13 Juni 2020 Hal yang menjadi perhatian: - perbaikan pada split Cost Recovery - penyesuaian fiscal terms - perbaikan grossed up Paraf Pembimbing: FAKULTAS TEKNOLOGI EKSPLORASI DAN PRODUKSI PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
  • 73.
  • 74. Cost Recovery Gross Split 2020 (20,600.00) (20,600.00) 2021 9,221.85 4,517.33 2022 5,878.74 9,985.44 2023 3,577.83 7,085.58 2024 3,005.75 6,466.60 2025 5,125.07 5,841.23 2026 1,448.83 6,058.02 2027 2,531.03 8,648.03 2028 2,318.09 7,971.43 2029 2,436.93 7,856.94 2030 2,193.66 7,007.63 2031 49.44 4,861.77 2032 789.20 4,299.62 2033 650.92 3,576.42 2034 850.82 2,388.71 2035 734.75 2,593.53 2036 594.46 2,133.92 2037 1,003.86 3,405.43 2038 791.67 3,095.85 2039 320.88 1,254.82 2040 206.48 807.45 Total 23,130.25 79,255.73 Cash Flow Tabel A.1 Perbandingan Cashflow