BADAN PEMERIKSA KEUANGAN REPUBLIK INDONESIA … · Kriteria yang digunakan dalam pemeriksaan ini...

BADAN PEMERIKSA KEUANGAN

REPUBLIK INDONESIA

LAPORAN HASIL PEMERIKSAAN

PEMERIKSAAN DENGAN TUJUAN TERTENTU

ATAS

KEGIATAN INVESTASI HULU

TAHUN ANGGARAN 2014, 2015 DAN SEMESTER I 2016

PADA

PT. PERTAMINA (PERSERO) DAN

ANAK PERUSAHAAN BIDANG HULU

DI

JAKARTA, GRESIK, CEPU, BOJONEGORO, DAN MALAYSIA

AUDITORAT UTAMA KEUANGAN NEGARA VII

JAKARTA

Nomor : 28/AUDITAMA VII/PDTT/06/2017

Tanggal : 22 Juni 2017

i


REPUBLIK INDONESIA

LAPORAN HASIL PEMERIKSAAN

KEGIATAN INVESTASI HULU PADA PT PERTAMINA (PERSERO) DAN

ANAK PERUSAHAAN BIDANG HULU

TAHUN ANGGARAN 2014, 2015, DAN SEMESTER I 2016

Berdasarkan Undang-Undang (UU) No. 15 Tahun 2006 tentang Badan Pemeriksa

Keuangan (BPK) dan UU No. 15 Tahun 2004 tentang Pemeriksaan Pengelolaan dan

Tanggung Jawab Keuangan Negara, BPK telah memeriksa kegiatan investasi hulu Tahun

Anggaran 2014, 2015, dan semester I 2016 pada PT Pertamina (Persero), yang selanjutnya

disebut Pertamina, dan Anak Perusahaan Bidang Hulu. Pemeriksaan dilaksanakan sesuai

dengan standar pemeriksaan yang ditetapkan oleh BPK yang meliputi prosedur-prosedur

yang kami pandang perlu sesuai keadaan.

Pemeriksaan ini bertujuan untuk menilai apakah kegiatan investasi telah

dilaksanakan sesuai dengan peraturan perundang-undangan dan sistem pengendalian

internal yang berlaku. Pemeriksaan ini juga untuk menilai apakah investasi yang dilakukan

telah ekonomis dan wajar dari sisi keuangan serta telah sesuai dengan tujuan investasi yang

ditetapkan Pertamina.

Hasil pemeriksaan menunjukkan bahwa secara umum kegiatan investasi Pertamina

pada Tahun Anggaran 2014, 2015, dan Semester I 2016 belum sepenuhnya sesuai dengan

peraturan perundang-undangan dan sistem pengendalian intern yang berlaku. Hal ini dapat

dilihat dari investasi akuisisi COPAL, akuisisi 30% Participating Interest (PI) milik

Murphy Oil Company, dan akuisisi 10% PI milik ExxonMobil yang valuasinya kurang

optimal sehingga produksinya belum menghasilkan minyak sesuai dengan target (forecast),

keputusan farm-in atas investasi pada blok 10 dan 11.1 di Vietnam yang kurang

memberikan manfaat bagi perusahaan, dan tertundanya penerimaan hasil penjualan oleh

JOB PMTS akibat penyelesaian pekerjaan konstruksi yang tidak tepat waktu, serta

negosiasi harga pembelian pipeline & riser untuk sumur PHE-12 di WMO kurang optimal.

Kriteria yang digunakan dalam pemeriksaan ini adalah:

1. Undang-undang No. 19 Tahun 2003 tanggal 19 Juni 2003 tentang BUMN;

2. Anggaran Dasar Pertamina;

3. Rencana Jangka Panjang Perusahaan (RJPP) Pertamina;

4. RKAP Pertamina Tahun 2014 s.d. 2016;

iii

DAFTAR ISI

Halaman

LAPORAN HASIL PEMERIKSAAN ……………………………………………….. i

DAFTAR ISI…………………………………………………………………………… iii

DAFTAR TABEL …………………………………………………………………….. iv

DAFTAR GAMBAR ………………………………………………………………… vi

BAB I PENDAHULUAN……………………………………………………………… 1

A. Dasar Hukum Pemeriksaan ………………………………………………………... 1

B. Entitas yang Diperiksa …………………………………………………………….. 1

C. Tujuan Pemeriksaan ……………………………………………………………….. 1

D. Lingkup Pemeriksaan ……………………………………………………………… 1

E. Waktu Pelaksanaan Pemeriksaan ………………………………………………….. 1

F. Standar Pemeriksaan ………………………………………………………………. 2

G. Metodologi Pemeriksaan…………………………………………………………... 2

H. Hambatan Pemeriksaan ……………………………………………………………. 3

BAB II GAMBARAN UMUM ………………………………………………………... 4

A. Profil Perusahaan ………………………………………………………….............. 4

B. Direktorat Hulu…………………………………………………………………….. 7

C. Kegiatan Investasi Hulu …………………………………………………………… 8

BAB III HASIL PEMERIKSAAN …………………………………………………… 17

1. Tahapan Kegiatan Investasi Akuisisi COPAL oleh Pertamina Belum Tertib……………………………………………………………………………….. 17

2. Pembelian Aset Akuisisi Participating Interest 30% Murphy Oil Corporation oleh

Pertamina Tidak Didukung Perhitungan Valuasi Aset yang Konservatif ………….. 31

3. Valuasi atas Akuisisi Participating Interest 10% Exxon Mobil di West Qurna 1

Irak Belum Dilakukan Secara Optimal …………………………………………….. 43

4. Direksi Pertamina Kurang Berhati-hati dalam Melakukan Farm-in Agreement

Tahun 2007 pada Blok 10 dan 11.1 Vietnam ………………………………………. 52

5. Terdapat Perubahan Lingkup Pekerjaan (PLK) pada JOB PMTS Sehingga

Penjualan Gas Tidak Dapat Dilaksanakan Tepat Waktu…………………………… 59

6. Pengadaan Pipa untuk Anjungan PHE-12 Tidak Memperhatikan Line Item

Sehingga Harga Hasil Pengadaan Kurang Optimal………………………………… 68

iv

DAFTAR TABEL

Tabel 2.1 Susunan Dewan Direksi

Tabel 2.2 Susunan Dewan Komisaris

Tabel 2.3 Anggaran dan Pendanaan Investasi Hulu Tahun 2014 s.d. 2016

Tabel 3.1 Kronologi Proyek Akuisisi COPAL

Tabel 3.2 Perbandingan Hasil Valuasi Berdasarkan Data Oli Production GCA (Hight) dan

Pertamina dengan Hasil Valuasi Berdasarkan Data Oli Production RDP 2005

Tabel 3.3 Perbandingan Nilai Valuasi Wood Mackenzie vs Nilai Transaksi vs Nilai

Valuasi RDP 2005 vs Nilai Valuasi RDP 2015

Tabel 3.4 Perbandingan Forecast Produksi COPAL dengan Laporan Produksi

Tabel 3.5 Perbandingan Forecast Produksi (+RDP 2015 MLN) dengan Laporan Produksi

Tabel 3.6 Kronologi Proyek Akuisisi 30% PI Murphy

Tabel 3.7 Pembayaran Investasi Proyek Akuisisi PI milik Murphy

Tabel 3.8 Hasil Valuasi IHS Energy atas Akuisisi 30% PI milik MOC

Tabel 3.9 Profit Sharing Oil Production Blok K

Tabel 3.10 Perhitungan Profit Oil to Contractor dengan THV = 400 mmbbl

Tabel 3.11 Perhitungan Profit Oil to Contractor dengan THV = 300 mmbbl

Tabel 3.12 Perbandingan Profit Oil to Contractor THV = 400 mmbbl vs THV = 300

mmbbl

Tabel 3.13 Perbandingan Nilai Bantalan vs Nilai Asumsi Uncontrollable

Tabel 3.14 Perbandingan Forecast Produksi PMEP dengan Laporan Produksi

Tabel 3.15 Perbandingan Valuasi dan Realisasi Eskplorasi Minyak

Tabel 3.16 Perbedaan Data Realisasi Produksi Tahun 2014 dan 2015

Tabel 3.17 Skenario Perbaikan Fiscal Term di Irak

Tabel 3.18 Cash Call ke Con Son JO

Tabel 3.19 Pengajuan PLK ke SKK Migas

Tabel 3.20 Persentase Pekerjaan Fisik Saat Pelaksanaan PLK

Tabel 3.21 Pembayaran Senoro Project

Tabel 3.22 Timing Mechanical Completion JOB PMTS dan DSLNG

Tabel 3.23 Penjualan Gas ke PT DSLNG Tidak Tepat Waktu Tahun 2015

Tabel 3.24 Realisasi Penyaluran Gas Januari s.d Nopember 2016

Tabel 3.25 Key Date PHE WMO

Tabel 3.26 Spesifikasi Pipeline PHE-24

v

Tabel 3.27 Spesifikasi Pipeline PHE-12

Tabel 3.28 Market Assessment sebagai dasar Pipeline PHE-12

Tabel 3.29 Perbandingan Original OE dengan Harga Penawaran Terakhir Setelah Negosiasi

Tabel 3.30 Perbandingan Pipeline yang Sama untuk PHE-12 dengan PHE-24

vi

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Struktur Organisasi PT Pertamina (Persero)

Gambar 2.2 RKAP Tahun 2014 s.d. 2016 dan Realisasinya

Gambar 2.3 Struktur Organisasi Direktorat Hulu PT Pertamina (Persero)

Gambar 2.4 Alur Proses Bisnis Bidang Hulu

Gambar 2.5 Alur Investasi Organik Bidang Hulu

Gambar 2.6 Alur Investasi Anorganik Bidang Hulu

Gambar 2.7 Daftar Investasi Hulu Tahun 2014



Gambar 2.10 Realisasi ABI Total Pertamina s.d. bulan April 2016

1

BAB I

PENDAHULUAN

A. Dasar Hukum Pemeriksaan

1. Undang-Undang Nomor 17 Tahun 2003 tentang Keuangan Negara.

2. Undang-Undang Nomor 15 Tahun 2004 tentang Pemeriksaan Pengelolaan dan

Tanggung Jawab Keuangan Negara.

3. Undang-Undang Nomor 15 Tahun 2006 tentang Badan Pemeriksa Keuangan.

B. Entitas yang Diperiksa

Entitas yang diperiksa adalah PT Pertamina (Persero) yang selanjutnya disebut

Pertamina pada Direktorat Hulu dan Anak Perusahaan Bidang Hulu, serta Direktorat

Keuangan.

C. Tujuan Pemeriksaan

Tujuan pemeriksaan atas Kegiatan Investasi Hulu Tahun Anggaran 2014, 2015 dan

Semester I 2016 pada Pertamina dan Anak Perusahaan Bidang Hulu, adalah:

1. Untuk menilai apakah kegiatan investasi telah dilaksanakan sesuai dengan

peraturan perundang-undangan dan sistem pengendalian internal yang berlaku.

2. Untuk menilai apakah investasi yang dilakukan telah efektif dari sisi keuangan dan

ekonomi serta telah sesuai dengan tujuan investasi yang ditetapkan Pertamina.

D. Lingkup Pemeriksaan

Lingkup pemeriksaan BPK atas Kegiatan Investasi Hulu Tahun Anggaran 2014, 2015

dan Semester I 2016 pada Pertamina dan Anak Perusahaan Bidang Hulu mencakup

pengujian terhadap:

1. Persiapan dan pelaksanaan kegiatan investasi hulu jangka pendek dan investasi

jangka panjang untuk tahun anggaran 2014, 2015 dan semester I 2016;

2. Tahap pra proyek untuk kegiatan investasi hulu yang bersifat pengembangan usaha

(Bussiness Development/BD) yang telah ada dalam tahap pelaksanaan di Tahun

2014, 2015 dan semester I 2016 mulai dari proses usulan investasi sampai dengan

persetujuan Direksi dan Dewan Komisaris;

3. Tahap pelaksanaan proyek untuk kegiatan investasi hulu yang bersifat

pengembangan usaha (Bussiness Development/BD) yang telah ada dalam tahap

pelaksanaan ditahun 2014, 2015 dan semester I 2016 mulai dari detailed

engineering sampai dengan performance test; dan

4. Tahap pengujian operasi hasil proyek kegiatan investasi hulu yang bersifat

pengembangan usaha (Bussiness Development/BD) yang telah ada dalam tahap

pelaksanaan ditahun 2014, 2015 dan semester I 2016 mulai dari operational

acceptance sampai dengan final acceptance.

E. Waktu Pelaksanaan Pemeriksaan

Pemeriksaan dilaksanakan pada tanggal 20 Juni s.d. 27 September 2016, kemudian

dilakukan perpanjangan pada tanggal 17 Oktober s.d. 4 November 2016.

2

F. Standar Pemeriksaan

Standar pemeriksaan yang digunakan dalam pemeriksaan ini adalah Standar

Pemeriksaan Keuangan Negara (SPKN) Tahun 2007 yang ditetapkan oleh Badan

Pemeriksa Keuangan Republik Indonesia (BPK), khususnya PSP 01 mengenai Standar

Umum, PSP 06 mengenai Standar Pelaksanaan Pemeriksaan dengan Tujuan Tertentu,

dan PSP 07 mengenai Standar Pelaporan Pemeriksaan dengan Tujuan Tertentu.

G. Metodologi Pemeriksaan

1. Pemeriksaan atas Kegiatan Investasi Tahun Anggaran 2014, 2015, dan Semester I

2016 pada Pertamina dan Instansi Terkait Lainnya merupakan Pemeriksaan

Dengan Tujuan Tertentu (PDTT) dan bersifat eksaminasi. Mengacu pada Petunjuk

Pelaksanaan (Juklak) PDTT, eksaminasi adalah pengujian yang memadai untuk

menyatakan simpulan dengan tingkat keyakinan positif (positive assurance) bahwa

kegiatan suatu pokok masalah telah sesuai dengan kriteria, dalam semua hal yang

material, atau bahwa suatu asersi telah disajikan secara wajar, dalam semua hal

yang material sesuai dengan kriteria yang telah ditetapkan.

2. Pemeriksaan meliputi tiga tahapan pemeriksaan, yaitu perencanaan, pelaksanaan,

dan pelaporan

a. Tahap perencanaan meliputi pemahaman tujuan dan harapan penugasan,

pemahaman entitas yang diperiksa, penilaian risiko dan SPI, penetapan

kriteria pemeriksaan, penentuan materialitas, penentuan metode uji petik dan

penyusunan program pemeriksaan serta program kerja perorangan.

1) Penentuan Materialitas

Materialitas investasi ditentukan dari persentase tertentu atas nilai aset

dengan mengacu pada juknis terkait. Materialitas ditentukan sebesar 5%

dari nilai aset yang diperiksa.

2) Penentuan Uji Petik

Penentuan uji petik terhadap investasi yang dilakukan dengan

mempertimbangkan hal-hal sebagai berikut:

a) Nilai investasi yang besar dengan mempertimbangkan potensi risiko

investasi.

b) Investasi yang termasuk dalam daftar prioritas.

c) Investasi yang bersifat Business Development.

d) Investasi telah mencapai tahap pelaksanaan.

b. Tahap pelaksanaan meliputi pengumpulan dan analisis bukti serta penyusunan

dan penyampaian temuan pemeriksaan.

1) Metode Pengumpulan Bukti

Pengumpulan bukti pemeriksaan dilakukan dengan reviu dokumen

(document review), prosedur analitis, penghitungan kembali, wawancara,

konfirmasi, observasi, dan pemeriksaan fisik.

2) Pengujian Substantif

Langkah yang dilakukan dalam pengujian substantif adalah

membandingkan hasil pengujian bukti-bukti pemeriksaan dengan kriteria

pemeriksaan. Jika terdapat perbedaan yang signifikan antara kondisi dan

3

kriteria, maka akan menggunakan model analisis sebab akibat (causalitas

analysis) untuk mengidentifikasi bukti tersebut.

3) Penyampaian temuan pemeriksaan

Penyampaian konsep temuan pemeriksaan ditujukan kepada Direktur Hulu

PT. Pertamina (Persero) untuk memperoleh tanggapan secara resmi.

c. Tahap pelaporan meliputi penyusunan konsep laporan hasil pemeriksaan,

perolehan tanggapan dan tindakan perbaikan yang direncanakan, serta

penyusunan dan penyampaian laporan hasil pemeriksaan. Metodologi

pemeriksaan dalam tahap pelaporan meliputi teknik dan mekanisme

pelaporan, yaitu sebagai berikut:

1) Penyusunan konsep LHP disiapkan oleh auditor. Input utama konsep LHP

adalah temuan pemeriksaan.

2) Konsep LHP yang telah disetujui Penanggungjawab akan dibahas bersama

manajemen entitas untuk memperoleh tanggapan dan rencana perbaikan

yang akan dilaksanakan.

3) Pemeriksa mengevaluasi tanggapan yang diberikan entitas. Jika tanggapan

tidak bertentangan dengan konsep LHP, maka akan diproses menjadi LHP

final yang akan direviu dan ditandatangani Penanggungjawab. LHP final

akan didistribusikan kepada pihak yang telah disepakati sebagai penerima

laporan.

H. Hambatan Pemeriksaan

Hambatan pemeriksaan yang dialami saat pemeriksaan adalah dalam hal pemerolehan

data, informasi, konfirmasi, dan keterangan dari auditee disebabkan oleh beberapa

faktor, antara lain:

1. Untuk investasi anorganik/akuisisi dikarenakan Tim Kerja yang menangani

akuisisi telah selesai masa tugasnya dan para personelnya telah ditempatkan pada

unit kerja yang terpisah-pisah bahkan di luar negeri. Untuk mensiasati hal tersebut

pelaksanaan pemeriksaan dilakukan dengan komunikasi via surat elektronik (e-

mail) sehingga spektrumnya lebih terbatas dibanding tatap muka langsung.

2. Lemahnya penatausahaan data di Pertamina terhadap sebuah proyek yang masih

belum selesai. Data yang dibutuhkan pemeriksa adalah data lama yang

ditatausahakan oleh pejabat lama. Pejabat saat ini yang menggantikan sulit

memperolehnya padahal proyek investasi yang dimaksud masih terbuka dalam

kurun waktu Tahun 2014 s.d. 2016 (yang menjadi lingkup pemeriksaan).

3. Pertamina bukan bertindak sebagai operator dalam proyek investasi tertentu.

Untuk mengatasi hambatan-hambatan tersebut dilakukan penambahan waktu

pemeriksaan.

4

BAB II

GAMBARAN UMUM

A. Profil Perusahaan

PT Pertamina (Persero) atau selanjutnya disebut Pertamina adalah perusahaan

minyak dan gas milik negara yang didirikan pada tanggal 10 Desember 1957 dengan nama

Permina. Pada tahun 1961 perusahaan ini berganti nama menjadi PN Permina dan setelah

melakukan merger dengan PERTAMIN pada tahun 1968 berganti nama menjadi PN

PERTAMINA. Berdasarkan Undang-Undang No. 8 Tahun 1971, perusahaan ini kemudian

dinamakan Pertamina. Nama ini terus dipergunakan hingga akhirnya perusahaan ini

mengganti status hukumnya dan mengganti nama menjadi PT PERTAMINA (Persero)

pada tanggal 9 Oktober 2003.

Ruang lingkup bisnis Pertamina mencakup bisnis energy di sektor hulu, sektor gas

dan sektor hilir. Bisnis sektor hulu mencakup eksplorasi dan produksi minyak, gas dan

energi panas bumi yang dilaksanakan baik secara domestik maupun di luar negeri. Kegiatan

usaha ini dilakukan dalam bentuk operasi sendiri oleh perusahaan (own operation) dan

kemitraan dalam bentuk kerjasama JOB-EOR (Joint Operation Body-Enhanced Oil

Recovery) dan TAC (Technical Assitance Contract). Sedangkan bisnis penyertaan dalam

bentuk kerja sama melalui JOB-PSC (Joint Operation Body-Production Sharing Contract),

IP (Indonesian Participation), JOC (Joint Operating Contract) dan PPI (Pertamina

Participating Interest). Bisnis di sektor gas meliputi kegiatan niaga gas, transportasi gas,

pemrosesan gas, transportasi minyak, ritel dan bisnis power. Sementara itu sektor hilir

mencakup pemrosesan minyak mentah, pemasaran, penjualan dan pengapalan berbagai

komoditas yang diproduksi antara lain Fuel (BBM) dan Non Fuel (Non BBM), LPG, LNG,

petrokimia dan lube base oil.

Sebagai perusahaan energi nasional yang sahamnya 100% dimiliki Pemerintah

Indonesia, Pertamina menjalankan misi utamanya sebagai penghasil minyak, gas, serta

pengembangan energi baru dan terbarukan, mengolah dan mendistribusikan seluruh

kebutuhan bahan bakar minyak dan gas di Indonesia.

Pertamina mempunyai sifat usaha antara lain:

1. Sebagai produsen migas dan panas bumi, perusahaan bertanggung jawab menemukan

migas dan panas bumi baru serta meningkatkan produksi secara efisien.

2. Menjalankan usaha “trading” migas dan penyertaan dalam bentuk kerjasama

Indonesian Participation (IP)/Pertamina Participating Interest (PPI).

3. Sebagai penghasil dan distributor produk BBM dalam rangka memenuhi kebutuhan

produk BBM dalam negeri.

4. Sebagai penghasil, distributor dan pemasar produk-produk BBM serta produk Non

BBM, gas dan petrokimia baik untuk keperluan dalam negeri maupun ekspor.

5. Mengoptimalkan penggunaan kilang, fasilitas distribusi dan pengelolaan kapal milik

serta kapal yang disewakan dari pihak ketiga.

5

Organisasi Pertamina dipimpin oleh seorang President Director dengan 6 (enam)

orang direktur. Berdasarkan Surat Keputusan Menteri BUMN No. SK-242/MBU/10/2016

tanggal 20 Oktober 2016, No. SK-264/MBU/12/2016 tanggal 2 Desember 2016, dan No.

SK-52/MBU/03/2017 tanggal 16 Maret 2017, susunan Dewan Direksi Pertamina adalah

sebagai berikut:

Tabel 2.1 Susunan Dewan Direksi

No. Jabatan Ekuivalen Nama

1 President Director & CEO Direktur Utama Elia Massa Manik

2 Finance & Strategic Company Director

Direktur Keuangan & Strategi Perusahaan

Arief Budiman

3 Gas Director Direktur Gas Yenni Andayani

4 Marketing Director Direktur Pemasaran Muchamad Iskandar

5 Upstream Director Direktur Hulu Syamsu Alam

6 Refining Director Direktur Pengolahan Toharso

7 Human Resources, Information Technology & General Affairs Director

Direktur Sumber Daya Manusia, Teknologi Informasi & Umum

Dwi Wahyu Daryoto

8 Refining & Petrochemical Mega Project Director

Direktur Megaproyek Pengolahan & Petrokimia

Rachmad Hardadi

Berdasarkan Surat Keputusan Direksi Pertamina No. Kpts-51/C00000/2014-S0

tanggal 11 Desember 2014, struktur organisasi Pertamina adalah sebagai berikut:

Gambar 2.1 Struktur Organisasi Pertamina

Sebagai perwakilan pemegang saham dalam mengawasi jalannya perusahaan, maka

ditunjuk beberapa komisaris. Berdasarkan Keputusan Menteri BUMN selaku Rapat Umum

Pemegang Saham (RUPS) Pertamina No. SK-58/MBU/05/2015 tanggal 6 Mei 2015 dan

Direktur Utama

Chief Audit Executive Corporate Secretary

Chief Legal Counsel &

Compliance

VP Integrated Supply

Chain

Direktur

Hulu

Direktur

Energi Baru &

Terbarukan

Direktur

Pengolahan

Direktur

Pemasaran

Direktur

Keuangan

Direktur

SDM dan Umum

6

No. SK-60/MBU/05/2015 tanggal 6 Mei 2015, susunan Dewan Komisaris Pertamina

adalah sebagai berikut:

Tabel 2.2. Susunan Dewan Komisaris

No. Jabatan Nama

1 Tanri Abeng Komisaris Utama

2 Archandra Tahar Wakil Komisaris Utama

3 Edwin Hidayat Abdullah Komisaris

4 Sahala Lumban Gaol Komisaris

5 Suahasil Nazara Komisaris

Rencana kerja investasi Pertamina pada tahun 2015 diutamakan untuk 3 (tiga) bisnis

inti yaitu sektor hulu untuk kegiatan eksplorasi dan produksi minyak dan gas, panas bumi,

dan energi lainnya, kegiatan di sektor hilir untuk kegiatan pengolahan, pemasaran,

perkapalan, petrokimia serta kegiatan energi baru dan terbarukan.

Besarnya anggaran investasi sejak tahun 2014 s.d. 2016 mengalami perubahan

setiap tahunnya, sebagaimana disajikan pada gambar dibawah ini:

Gambar 2.2 RKAP Tahun 2014 s.d. 2016 dan Realisasinya

Untuk RKAP tahun 2015 terjadi revisi, di mana anggaran investasi yang semula

dianggarkan sebesar USD7,34 Milyar diturunkan sebesar 40% menjadi USD4,42 Milyar

(ekiv. USD4,418 Juta).

B. Direktorat Hulu

Direktorat Hulu bergerak di bisnis sektor energi hulu meliputi kegiatan eksplorasi,

pengembangan, dan produksi migas dan geothermal serta drilling service. Untuk

mendukung kegiatan di sektor hulu, perusahaan juga memiliki Upstream Technology

2014

2015

2016

-

1,000

2,000 3,000

4,000

5,000

6,000 7,000

8,000

RKAP (dalamJutaan USD)

Realisasi(dalam Jutaan

USD)

7,852

5,860 4,418 4,418

5,311

-

7

Center (UTC) yang menyediakan jasa teknologi multidisiplin bidang hulu migas dan energi

baru serta terbarukan. Direktorat Hulu merupakan operation holding yang bertugas

memberikan keputusan strategi dan operasional yang akan dilaksanakan oleh Anak

Perusahaan bidang hulu sebagai arm length.

Kegiatan eksplorasi dan produksi migas dilaksanakan melalui anak perusahaan hulu

yaitu PEP, PHE, PEPC, PEPC ADK, PIEP dan COPAL. Sedangkan, bidang usaha

eksplorasi dan produksi geothermal dilaksanakan oleh PGE. Bidang usaha drilling service

dilaksanakan oleh PDSI yang melayani anak perusahaan hulu dan perusahaan lainnya.

UTC memberikan jasa konsultasi teknologi secara internal.

Kegiatan investasi Direktorat Hulu, termasuk anak perusahaan bidang hulu,

dimaksudkan untuk:

1. Mempertahankan dan meningkatkan produksi minyak dan gas dari lapangan existing

serta mempercepat eksplorasi dan pengembangan lapangan baru baik di Indonesia

maupun di luar negeri.

2. Meningkatkan produksi minyak dan gas dari lapangan-lapangan produksi baik di

dalam maupun diluar negeri melalui program akuisisi.

3. Meningkatkan kegiatan bisnis panas bumi (geothermal).

4. Meingkatkan kegiatan bisnis penyewaan rig.

5. Meningkatkan produksi dan cadangan migas dan geothermal melalui investasi

anorganik antara lain dengan penambahan PI pada blok atau wilayah kerja (WK) baik

dalam maupun luar negeri, perpanjangan fase eksplorasi, perpanjangan kontrak

dan/atau kontrak baru atas WK, divestasi meliputi farm out (penjualan), withdraw

(pengunduran diri) maupun pengembalian (relinguishment), serta pelepasan dan/atau

kerja sama aset non WK meliputi rig dan/atau aset non WK lainnya dengan

pertimbangan tekno-ekonomi, strategis maupun untuk meminimalkan potensi

kerugian.

Strategi investasi di sektor hulu adalah:

1. Mengupayakan peningkatan produksi dan pertambahan cadangan migas;

2. Mempercepat pelaksanaan program business plan geothermal;

3. Mempercepat penguasaan kemampuan dan teknologi offshore;

4. Meningkatkan penguasaan teknologi dan pengetahuan pengeboran dan teknologi

upstream support lainnya;

5. Fokus pada operasi domestik;

6. Melakukan ekspansi ke luar negeri secara agresif proaktif;

7. Membangun kemampuan spesifik internal dan aliansi strategis.

Untuk mendukung penerapan strategi tersebut, total capital expenditure revisi

Pertamina tahun 2015 untuk Direktorat Hulu adalah sebesar Ekiv. USD545,24 Juta atau

turun sebesar 65% dibandingkan realisasi tahun 2014. Untuk dapat memenuhi target

investasi dan pertumbuhan perusahaan mengacu Rencana Jangka Panjang (RJP) Pertamina

yang disesuaikan dengan perkembangan bisnis yang sangat dinamis, maka alokasi Capex

untuk setiap Direktorat akan diberlakukan secara lebih fleksibel dengan tidak mengubah

batasan Capex Direktorat tersebut ataupun Capex total Pertamina sesuai dengan aspek

legalitas, aturan dan mekanisme yang berlaku.

8

Struktur organisasi Direktorat Hulu berdasarkan Surat Keputusan Direktur Utama

No. Kpts-051/C00000/2014-S0 tanggal 11 Desember 2014 adalah sebagai berikut:

Gambar 2.3 Struktur Organisasi Direktorat Hulu Pertamina

C. Kegiatan Investasi Hulu

Proses bisnis minyak bumi dan gas di sektor hulu meliputi 4 (empat) domain yaitu

exploration domain yaitu melakukan studi/kajian tentang prospek migas di suatu tempat,

reservoir engineering and development geology domain yaitu memproyeksikan cadangan

migas di suatu tempat, exploitation domain, dan production domain yaitu melakukan

produksi migas, penyaluran migas, penimbunan minyak. Alur proses tersebut dapat

digambarkan sebagai berikut:

Gambar 2.4 Alur Proses Bisnis Bidang Hulu

Sumber daya alam berupa minyak dan gas bumi merupakan sumber daya alam yang

tidak dapat diperbarui (unrenewable natural resources) sehingga suatu lapangan/sumur

9

migas apabila diproduksi terus menerus akan habis cadangan migasnya. Untuk

mempertahankan atau mengembalikan (recover) produksi migas di suatu blok/lapangan

maka diperlukan investasi di sektor hulu migas.

1. Jenis Investasi

Berdasarkan tujuan investasi dan kaitannya dengan keputusan investasi, program

investasi dikelompokkan menjadi 2 (dua) yaitu :

a. Investasi untuk Business Development (BD): Investasi dalam rangka

meningkatkan profitabilitas melalui peningkatan pendapatan Perusahaan antara

lain pengadaan aktiva tetap, penyertaan serta meminimalisasi biaya, menambah

kapasitas, menambah umur ekonomis, komitmen eksplorasi di wilayah kerja baru

serta Investasi Strategis. Program investasi kategori BD dievaluasi di tingkat

korporat dan disetujui oleh Komite Investasi.

b. Investasi untuk Non Business Development (Non BD): Kegiatan Investasi dalam

rangka mempertahankan kehandalan operasi, termasuk aspek safety dan lindungan

lingkungan, tanpa mengubah umur, kapasitas/kuantitas produksi, kualitas produk

atau teknologi. Program investasi dengan kategori Non BD dievaluasi dan disetujui

oleh direktorat pengusul serta dikonsolidasikan di Korporat.

Berdasarkan jenis investasi, diklasifikasikan menjadi:

a. Investasi Organik: Kegiatan Investasi yang terdiri dari pengembangan,

optimalisasi dari aset-aset yang dimiliki oleh Perusahaan.

b. Investasi Anorganik: Kegiatan Investasi yang dilakukan oleh perusahaan dalam

rangka menciptakan kegiatan usaha baru, mengambil alih sebagian atau seluruh

aset atau saham atau participating interest/license.

Berdasarkan klasifikasi sifatnya, Capex dapat dikelompokkan menjadi 4 (empat),

yaitu:

a. Capex untuk pengadaan aktiva tetap.

b. Capex dalam bentuk cash call.

c. Capex dalam bentuk penyertaan.

d. Capex untuk akuisisi.

2. Pentahapan Investasi

Berdasarkan karakteristiknya, program investasi organik dibagi menjadi 2 (dua)

tahapan yaitu tahap pra proyek dan tahap pelaksanaan dengan penjelasan sebagai

berikut:

a. Tahap Pra Proyek

Tahap pra proyek meliputi tahap inisiasi, tahap seleksi, dan tahap kajian lanjut

dengan kegiatan antara lain mengkaji kelayakan program yang dimulai dari

preliminary study kemudian dilanjutkan dengan feasibility study termasuk di

dalamnya pemilihan licensor, basic engineering design package (BEDP), front-

end engineering design (FEED), penyusunan plan of development sampai

persetujuan dari SKK Migas, dan pembuatan analisa dampak lingkungan

(AMDAL).

10

Apabila program tersebut dilanjutkan ke tahap pelaksanaan pada periode

pembukuan berjalan, maka seluruh biaya pra proyek yang terjadi selama satu

periode pembukuan di mana program tersebut dilaksanakan dikapitalisasi menjadi

biaya investasi. Sebaliknya, apabila program tersebut gagal/tidak layak, maka akan

diperlakukan sebagai sunk cost. Apabila biaya pra proyek telah melewati satu

periode pembukuan di mana program belum dimulai ke tahap pelaksanaan, maka

biaya pra proyek tersebut diperlakukan sebagai expense pada periode pembukuan

tersebut.

b. Tahap Pelaksanaan

Tahap pelaksanaan meliputi tahap eksekusi dan tahap operasi yaitu tahapan

pelaksanaan program investasi yang didanai dengan dana investasi. Tahap

pelaksanaan meliputi antara lain pembebasan/pembelian lahan dan engineering,

procurement & construction (EPC). Apabila estimasi biaya (owner estimate)

sudah final atas program tersebut, maka proses lelang dapat dilaksanakan sampai

dengan usulan penetapan pemenang lelang. Namun, untuk penetapan pemenang

lelang dan perikatan dengan pihak lain hanya dapat dilakukan setelah mendapat

persetujuan Direksi berdasarkan rekomendasi dari Komite Investasi.

Sedangkan program-program pada tahap pelaksanaan terdiri dari :

1) Tahap Pelaksanaan Carry Over (CO), dibedakan menjadi 2 (dua), yaitu:

Carry over BD, yaitu Capex untuk pengadaan aktiva, Capex dalam bentuk

cash call, capex dalam bentuk penyertaan dan Capex dalam bentuk

akuisisi.

Carry over Non BD, yaitu Capex untuk pengadaan aktiva tetap.

2) Tahap Pelaksanaan Usul Baru (UB) terdiri dari:

Program Usul Baru BD.

Program Usul Baru Non BD.

Untuk program-program BD, selain program pengadaan aktiva tetap, Pertamina

juga melakukan investasi dengan skema kerjasama dalam bentuk

penyertaan/pembentukan joint venture (JV) dengan tujuan meminimalkan risiko.

Khusus untuk pengelolaan blok migas, kewajiban setiap pihak untuk memenuhi

komitmennya adalah dalam bentuk cash call sesuai proporsi masing-masing.

Selain jenis-jenis biaya tersebut, Pertamina juga akan mengeluarkan biaya

investasi untuk melakukan akuisisi atau mengambil alih kepemilikan suatu pihak

dalam suatu bisnis, baik sebagian maupun seluruhnya. Alur investasi organik dapat

digambarkan sebagai berikut:

11

Gambar 2.5 Alur Investasi Organik Bidang Hulu

Gambar di atas menunjukkan bahwa suatu usulan investasi organik dapat menjadi

suatu proyek dalam prosesnya harus melalui 3 (tiga) decision gate yaitu:

a. Di tingkat operating arm/unit bisnis direviu oleh manajemen OA/UB. Reviu

dilakukan untuk melewati tahap inisiasi menuju tahap seleksi.

b. Di tingkat direktorat dengan reviu dari Direktur. Reviu dilakukan untuk melewati

tahap seleksi menuju tahap kajian lanjut.

c. Di tingkat koorporasi dengan reviu dari Komite Investasi yang dilakukan sebelum

Final Investment Decision (FID). Reviu dapat dilakukan pada pertengahan atau

penghujung tahap kajian lanjut sebelum tahap eksekusi. Setelah FID kemudian

eksekusi dan operasi atas proyek investasi dilakukan oleh OA/UB yaitu anak

perusahaan bidang hulu.

Pentahapan untuk investasi anorganik agak berbeda dengan pentahapan di atas yaitu

tidak ada pembagian dalam Pra Proyek dan Proyek. Untuk tahap-tahapnya tetap sama

yaitu terdiri dari 5 (lima) tahap yaitu tahap inisiasi, tahap seleksi, tahap kajian lanjut,

tahap eksekusi, dan tahap operasi. Apabila dalam investasi organik hanya terdapat 3

(tiga) decision gate, berbeda halnya dengan investasi anorganik yang mensyaratkan 6

(enam) decision gate dengan gate reviewer pada tingkat direktorat dan tingkat korporat

yaitu:

a. DG 1 oleh Forum Manajemen Upstream Business Development (UBD) yang

dilakukan untuk melewati tahap inisiasi menuju tahap seleksi.

b. DG 2 oleh Manajemen Fungsi Pengusul di tingkat direktorat yang dilakukan untuk

melewati tahap seleksi menuju tahap kajian lanjut.

12

c. DG 3 oleh Direktur Pengusul di tahap kajian lanjut.

d. DG 4 oleh Direksi dalam yang dituangkan dalam Risalah Rapat Direksi saat tahap

kajian lanjut.

e. DG 5 oleh Dewan Komisaris saat tahap kajian lanjut.

f. DG 6 oleh Rapat Umum Pemegang Saham yang dilakukan menjelang tahap

eksekusi.

Proses tersebut dapat digambarkan sebagai berikut:

Gambar 2.6 Alur Investasi Anorganik Bidang Hulu

3. Daftar investasi Hulu Tahun 2014, 2015, dan Semester I 2016

Tahap eksekusi dan tahap operasi investasi hulu dilaksanakan oleh anak perusahaan

hulu yang antara lain sebagai berikut:

a. Tahun 2014


No. APH Judul Proyek CO/UB No. APH Judul Proyek CO/UB

1

PE

P

PPGM CO 5

PH

E

DSLNG CO

2 PPDM CO 6 GMB Muara Enim I CO

3 PPGJ CO 7 GMB Tanjung II CO

4 PP PKG UB 8 GMB Tanjung IV CO

1

PP

GE

Ulubelu 3&4 CO 9 GMB Muara Enim III CO

2 Lumut Balai 1&2 CO 10 GMB Sangatta I CO

3 Lahendong 5&6 CO 11 GMB Suban I CO

4 Kamojang 5 CO 12 GMB Suban II CO

13

No. APH Judul Proyek CO/UB No. APH Judul Proyek CO/UB

5 Karaha CO 13 GMB Muara Enim CO

6 Hululais CO 14 GMB Muara Enim II CO

7 Sungai Penuh CO 15 GMB Tanjung Enim CO

8 Lumut Balai 3&4 CO 16 GMB Air Benakat I CO

9 Selawah UB 17 GMB Air Benakat II CO

10 Kotamobagu CO 18 GMB Air Benakat III CO

1

PD

SI

1500 HP_2DB506 CO 19 WMO Integrasi CO

2 1500 HP_3DB505 CO 20 Proyek YY ONWJ CO

3 1500 HP_4DB507 UB 21 Proyek FSB ONWJ CO

4 1500 HP_3DB510 CO 22 PHE Nunukan CO

1 PEPC

BU Cepu CO 23 PHE Bukat CO

2 JTB Cendana CO 24 PHE Ambalat CO

1

KP

Sudan CO 25 PHE Karama CO

2 Vietnam CO 26 Kalyani UB

3 UBD Akuisisi CO 27 Babar Selaru UB

1 ADK Lap. ADK UB 28 Proyek KLD ONWJ UB

1

PH

E

PHE Semai CO 29 Proyek SP ONWJ UB

2 PHE Glagah Kambuna

CO 30 Proyek OO-DC-DX ONWJ

UB

3 PHE Randu Gunting CO 31 Akuisisi Dalam Negeri UB

4 GMB Sangatta II CO 32 PHE MNK Sumbagut UB

33 PHE Siak UB

Keterangan:

CO = Carry Over

UB = Usulan Baru

b. Tahun 2015


No. APH Judul Proyek CO/UB Onstream No. APH Judul Proyek CO/UB Onstream

1

PE

P

PPGM CO 2016 4

PH

E

Randu Gunting CO 2017

2 PP PKG CO 2016 5 Blok Nunukan CO 2017

3 PPGJ CO 2015 6 Glagah Kambuna CO 2017

4 PPDM CO 2015 7 MNK Sumbagut CO 2017

5 Louise-Nonnv UB 2017 8 Blok Semai II CO 2020

6 CTDP UB 2017 9 Babar Selaru CO 2022

1

PG

E

Lumut Balai 1&2 CO 2016 10 Bukat CO 2019

2 Ulubelu 3&4 CO 2016 11 Ambalat CO 2019

3 Lahendong 5&6 CO 2016 12 Karama CO 2015

4 Hululais CO 2016 13 GMB Tanjung II CO 2017

5 Karaha CO 2016 14 GMB Air Benakat III CO 2022

6 Ulubelu 1&2 CO 2015 15 GMB Sangatta II CO 2018

14


7 Kamohang 5 CO 2015 16 GMB Suban I CO 2018

8 Sungai Penuh CO 2019 17 GMB Sangatta I CO 2018

9 Lumut Balai 3&4 CO 2018 18 GMB Suban II CO 2018

1

PE

PC

Banyu Urip CO 2015 19 GMB T Enim CO 2017

2 JTB Cendana CO 2018 20 GMB M Enim CO 2020

1 PEPC ADK Lap ADK CO 2016 21 GMB M Enim I CO 2019

1 UBD Akuisisi UB 2015 22 GMB M Enim II CO 2020

1

PH

E

DSLNG CO 2015 23 GMB M Enim III CO 2017

2 WMO KE-7/12/24 CO 2016 24 GMB Air Benakat I CO 2022

3 JOB Simenggaris CO 2015 25 GMB Air Benakat III CO 2022

1 PIEP Blok Sabah & Serawak UB 2015

c. Tahun 2016



1

PE

P

PPGM CO 2016 7

PH

E

Glagah Kambuna CO Eksplorasi

2 PP PKG CO 2016 8 East Sepinggan CO Eksplorasi

3 CTDP CO 2017 9 GMB Sangatta II CO Eksplorasi

4 EOR Jirak UB 2019 10 GMB Tanjung II CO Eksplorasi

5 PPDM CO 2016 11 GMB Sangatta I CO Eksplorasi

6 PPGJ CO 2016 12 MNK Sumbagut CO Eksplorasi

1

PG

E

Lumut Balai 1&2 CO 2016 13 GMB Tanjung Enim CO Eksplorasi

2 Ulubelu 3&4 CO 2016 14 GMB Air Benakat III CO Eksplorasi

3 Karaha CO 2016 15 Babar Selaru CO Eksplorasi

4 Lahendong 5&6 CO 2016 16 Blok Semai II CO Eksplorasi

5 Hululais CO 2018 17 Bukat CO Eksplorasi

6 Ulubelu 1&2 CO 2016 18 PHE Karama CO Eksplorasi

7 Sungai Penuh CO 2019 19 GMB Air Benakat I CO Eksplorasi

8 PLTP 5 MW UB 2017 20 GMB Air Benakat III CO Eksplorasi

9 Lumut Balai 3&4 CO 2022 21 GMB M Enim III CO Eksplorasi

1

PE

PC

Jambaran - T. Biru CO 2019 22 GMB Suban I CO Eksplorasi

2 Banyu Urip Cepu CO 2015 23 Ambalat CO Eksplorasi

1 PEPC ADK Lap. ADK CO Eksplorasi 24 GMB Suban II CO Eksplorasi

1

PH

E

WMO KE-7/12/24 CO 2016 25 MNK Sakakemang CO Eksplorasi

2 DSLNG CO 2015 26 Kampar CO 2016

3 Randu Gunting CO Eksplorasi 27 GMB Muara Enim I CO Eksplorasi

4 Blok Nunukan CO Eksplorasi 28 Anggursi CO Eksplorasi

5 Abar CO Eksplorasi 1 UBD Akuisisi UB 2016

6 JOB Simenggaris CO 2016

15

4. Anggaran dan Pendanaan Investasi Hulu

Kegiatan investasi hulu dianggarkan dalam Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan

(RKAP) Pertamina tiap tahun. Perbandingan anggaran dan realisasi besarnya investasi

hulu sepanjang periode 2014-Semester I 2016 adalah sebagai berikut:

Tabel 2.3 Anggaran dan Pendanaan Investasi Hulu Tahun 2014 s.d. 2016

(dalam USD)

Investasi 2014 2015 2016

RKAP Realisasi RKAP Prognosa RKAP Realisasi

Direktorat Hulu

3,752 Juta 1,556 Juta 545 Juta 545 Juta 935 Juta N/A

AP Bidang Hulu

4,546 Juta 3,038 Juta 2,657 Juta 2,608 Juta 2,872 Juta N/A

Realisasi Anggaran Biaya Investasi (ABI) Realisasi ABI berdasarkan data SAP

termasuk sundries dan cost of money s.d. bulan April 2016 adalah 58,3% terhadap

drawdown dengan rincian sebagai berikut:

Gambar 2.10 Realisasi ABI Total Pertamina s.d. bulan April 2016

No. Direktorat Jumlah

thd Proyek

RKAP 2016 Ekiv. US$

Ribu

Drawdown s.d. April 2016 Ekiv. US$ Ribu

Bulan April 2016 Bulan Maret 2016

Realisasi s.d. April 2016 Ekiv. US$ Ribu

% thd RKAP 2016

% thd DD s.d.

April 2016

Realisasi s.d. Maret 2016 Ekiv. US$ Ribu

% thd RKAP 2016

% thd DD s.d. Maret 2016

1 2 3 4 5 6 7 = 6/4 8 = 6/5 9 10 = 9/4 11

A+B Dit. Hulu & AP Bidang Hulu Inc. UBD

780 3,806,456 704,652 378,086 9.9% 53.7% 262,964 6.9% 54.7%

A Dit. Hulu 3 934,922 29,986 - 0.0% 0.0% - 0.0% 0.0%

A.1 KP Hulu 2 1,122 86 - 0.0% 0.0% - 0.0% 0.0%

A.2 UBD 1 933,800 29,900 - 0.0% 0.0% - 0.0% 0.0%

B AP Bidang Hulu 777 2,871,534 674,666 378,086 13.2% 346.7% 262,964 9.2% 57.4%

B.1 PT Pertamina EP 554 1,019,066 213,521 80,185 7.9% 37.6% 63,895 6.3% 47.7%

B.2 PT Pertamina Geothermal Energy

82 646,122 118,967 189,003 29.3% 158.9% 100,164 15.5% 133.5%

B.3 PT Pertamina Hulu Energi

62 685,808 175,913 61,638 9.0% 35.0% 55,114 8.0% 45.2%

B.4 PT PDSI 4 38,246 9,409 5,303 13.9% 56.4% 4,246 11.1% 61.1%

B.5 PT Pertamina EP Cepu 3 159,466 57,440 22,706 14.2% 39.5% 23,262 14.6% 50.1%

B.6 PT Pertamina EP Cepu ADK

1 19,351 - 9 0.0% n/a - 0.0% n/a

B.7 PT PIEP 71 303,475 99,416 19,242 6.3% 19.4% 16,282 5.4% 21.9%

C Dit. Pengolahan 130 358,283 28,474 17,814 5.0% 62.6% 14,431 4.0% 252.9%

D Dit. Pemasaran 444 519,184 54,138 63,218 12.2% 116.8% 51,745 10.0% 136.8%

D.1 Bidang Pemasaran & Distribusi

347 429,964 36,461 39,579 9.2% 108.6% 28,271 6.6% 104.9%

D.2 Bidang Perkapalan 97 89,220 17,677 23,639 26.5% 133.7% 23,474 26.3% 215.9%

E Dit. SDM & Umum 6 9,056 6,213 4,956 54.7% 79.8% 4,956 54.7% 84.0%

F+G Dit. Gas & EBT dan AP 55 369,182 87,903 40,640 11.0% 46.2% 26,916 7.3% 42.5%

F Gas Korporat 10 44,585 5,917 2,688 6.0% 45.4% 1,132 2.5% 45.5%

G AP Bidang Gas & EBT 45 324,597 81,986 37,952 11.7% 46.3% 25,784 7.9% 42.3%

H AP Hilir & Non Core 76 248,340 44,482 35,047 14.1% 78.8% 3,593 1.4% 19.4%

I Total Investasi Pertamina (A s.d. H)

1,491 5,310,501 925,862 539,761 10.2% 58.3% 364,605 6.9% 59.5%

16

Untuk mendanai investasi tersebut Pertamina menggunakan sumber pendanaan

internal dan eksternal. Adapun pola pendanaan eksternal yang digunakan Pertamina

adalah melalui skema pendanaan:

a. Project Financing.

b. Soft Loan.

c. Global Bond.

d. Corporate Loan.

e. Dan skema pendanaan lainnya seperti Lease Financing, Export Credit Facility dan

lain-lain.

Komposisi besaran atas pola pendanaan tersebut akan disesuaikan baik dengan sifat

dan jenis program maupun situasi dan kondisi pasar pada saat dibutuhkannya

pendanaan eksternal tersebut. Pola pendanaan di atas juga dapat berubah untuk

disesuaikan dengan keadaan capital/loan market/pasar skema pendanaan lainnya pada

saat penerbitan pinjaman untuk mendapatkan pinjaman yang paling memungkinkan

dan menguntungkan bagi perusahaan.

17

BAB III

HASIL PEMERIKSAAN

Klasifikasi investasi sektor hulu di Pertamina menurut jenisnya dibedakan menjadi

2 (dua) macam yaitu Investasi Organik dan Investasi Anorganik. Investasi Organik adalah

kegiatan investasi yang terdiri dari pengembangan, optimalisasi dari aset-aset yang dimiliki

oleh Perusahaan, sedangkan Investasi Anorganik adalah kegiatan investasi yang dilakukan

oleh Perusahaan dalam rangka menciptakan kegiatan usaha baru, mengambil alih sebagian

atau seluruh aset atau saham atau Participating Interest/license.

Investasi sektor hulu tersebut antara lain dimaksudkan untuk mempertahankan dan

meningkatkan produksi minyak dan gas dari lapangan existing serta mempercepat

eksplorasi dan pengembangan lapangan baru baik di Indonesia maupun di luar negeri, serta

meningkatkan produksi minyak dan gas dari lapangan-lapangan produksi baik di dalam

maupun di luar negeri melalui program akuisisi.

Tahap investasi terdiri dari 5 (lima) tahap yaitu tahap inisiasi, tahap seleksi, tahap

kajian lanjut, tahap eksekusi, dan tahap operasi. Sampai dengan tahap kajian lanjut,

prosesnya dilakukan oleh Direktorat Hulu PT Pertamina (Persero). Selanjutnya tahap

eksekusi dan tahap operasi dilaksanakan oleh anak perusahaan hulu (APH). APH yang

ditugaskan untuk investasi di luar negeri adalah PT Pertamina International Eksplorasi dan

Produksi (PIEP) dan untuk investasi dalam negeri yang terbanyak adalah yang

dilaksanakan oleh PT Pertamina Hulu Energi (PHE).

Jumlah dan judul proyek yang menjadi populasi telah dimuat dalam Bab 2 Laporan

Hasil Pemeriksaan ini. Sementara pengambilan sampel pemeriksaan atas kegiatan investasi

hulu ini diarahkan pada investasi luar negeri yang berupa akuisisi seluruh atau sebagian

Participating Interest (PI) perusahaan minyak dan gas lain atas blok migas. Sedangkan

investasi di dalam negeri diarahkan pada investasi yang dilaksanakan oleh PHE.

Hasil pemeriksaan BPK atas kegiatan investasi hulu Tahun Anggaran 2014, 2015,

dan Semester I 2016 pada Pertamina dan Anak Perusahaan Bidang Hulu, adalah sebagai

berikut:

1. Tahapan Kegiatan Investasi Akuisisi COPAL oleh Pertamina Belum Tertib

Pertamina melakukan akuisisi 100% kepemilikan ConocoPhillips Algeria Ltd

(COPAL) dari Burlington Resources International Holdings LLC yang merupakan turunan

dari anak perusahaan ConocoPhillips pada tahun 2012 sesuai Share Purchase and Sale

Agreement (SPA) tanggal 18 Desember 2012 dengan nilai sebesar US$1,750,000,000.00.

Berdasarkan preliminary closing statement (schedule 1) tanggal 19 November 2013

terdapat beberapa penyesuaian, sehingga harga pembelian menjadi sebesar

US$1,669,891,803.32 sesuai bukti transfer tanggal 18 Desember 2012 sebesar

US$175,000,000.00 (performance deposit) dan pelunasan di tanggal 27 November 2013

sebesar US$1,494,891,803.32.

COPAL adalah perusahaan yang berdomisili di Cayman Island yang memiliki 65%

Participating Interest (PI) di Blok 405a Aljazair dengan Talisman sebagai partner yang

memegang 35% PI. Blok 405a memiliki 100% PI di MLN area, 5,74% PI di lapangan

18

unitisasi Ourhoud dan 26% PI di lapangan EMK, sehingga Net COPAL memiliki 65% PI

di MLN area maka bertindak sebagai operator, serta 3,73% PI di Ourhoud dan 16,9% di

EMK bertindak sebagai partner.

Proses akuisisi COPAL dilakukan pada masa berlakunya Pedoman No. A-

001/D20000/2011-S0 Revisi ke-1 tanggal 2 Juli 2012 tentang Pedoman Pengembangan

Usaha Hulu secara Anorganik yang tahapannya meliputi:

a. Kajian Awal

- Project Initiation Note (PIN);

- Project Preparation Note (PPN);

- Opportunity Screening Criteria;

- Laporan Kajian Awal;

- Dokumen-dokumen pendukung lain bila dibutuhkan.

b. Decision Gate (DG) 1

- Notulen Rapat Forum Management UBD;

- Keputusan SVP UBD.

c. Kajian Lanjut

- Dokumen pendukung tahap kajian awal;

- Data dan informasi terkait hasil Due Diligence;

- Form Usulan Pengembangan Usaha Hulu yang ditandatangani SVP UBD;

- Project Proposal;

- Dispensation Notes bila dibutuhkan;

- Dokumen-dokumen pendukung lain bila dibutuhkan.

d. Decision Gate (DG) 2

- Keputusan Direktur Hulu.

e. Persetujuan Internal dan Negosiasi

- Project Proposal yang dilengkapi rekomendasi Direktorat PIMR.

f. Decision Gate (DG) 3

- Risalah Rapat Direksi yang minimal ditandatangani oleh Direktur Hulu, Direktur

Keuangan, dan Direktur PIMR.

g. Decision Gate (DG) 4

- Keputusan investasi oleh BOC.

Atas tahapan investasi anorganik tersebut di atas, seluruhnya harus dilakukan dan

memperoleh persetujuan dari setiap Decision Gate.

Tahapan proses akuisisi COPAL tersebut di atas telah dilakukan dan dinyatakan selesai per

27 November 2013 sesuai dokumen Project Closing Note (PCN) tanggal 10 Januari 2014

yang telah dilengkapi, dengan kronologis proyek dapat dilihat di Tabel 3.1 di bawah ini.

Tabel 3.1. Kronologi Proyek Akuisisi COPAL

Proses Tanggal

Preliminary Study Maret 2012

UBD Management Forum 4 Juni 2012

Project Team 5 Oktober 2012

Due Diligence/ Data Room 24 Agustus – 14 Desember 2012

Project Review/ TPPUH 11 Oktober 2012

Feasibility Study 12 Oktober 2012

19

Proses Tanggal

Komite Investasi Korporat 15 Oktober 2012

BOD Approval for Bidding 16 Oktober 2012

BOC Approval for Bidding 4 Desember 2012

RUPS 14 Desember 2012

SPSA 18 Desember 2012

Algeria Government Non-Objection 20 Mei 2013

BOD Approval for Closing 6 November 2013

Closing 27 November 2013

Penawaran COPAL berasal dari Citigroup yang menawarkan diri sebagai buyer

advisor untuk menghubungkan dengan pihak COPAL secara eksklusif. Atas penawaran

tersebut dilakukan studi awal (preliminary study) sebagai tahap inisiasi yang menghasilkan

keputusan Upstream Business Development (UBD) manajemen forum untuk melanjutkan

proses inisiasi menjadi proyek akuisisi COPAL dan melakukan komunikasi lebih lanjut ke

COPAL dengan melibatkan Citigroup. Berdasarkan dokumen presentasi UBD manajemen

forum diketahui bahwa data produksi Blok 405a (sumber: Wood Mackenzie), yaitu MLN

dan El Merk mencapai puncak produksi di tahun 2012 sebanyak 40.000 b/d dan

menunjukkan tren menurun pada tahun berikutnya, sedangkan produksi Ourhoud mencapai

puncak di tahun 2007 sebanyak 14.000 b/d dan menunjukkan tren fluktuatif di tahun 2008

– 2012, kemudian menurun sejak tahun 2013 dan tahun berikutnya. Perkiraan awal valuasi

atas COPAL disebutkan bahwa menurut Wood Mackenzie sebesar US$546.88 M, IHS

sebesar US$631.37 M, dan Citigroup sebesar US$650 – 850 M.

Menurut VP Upstream Business Growth (UBG) valuasi tersebut merupakan hasil

perhitungan yang menggunakan data publik dan belum menggunakan data yang bersumber

langsung dari ConocoPhillips (seller). Setelah komunikasi dengan seller, kemudian

membuat kesepakatan Confidentiality Agreement (CA) tanggal 16 Agustus 2012, seller

memberikan akses untuk data room. Hasil data room diketahui terdapat data yang lebih

detail dan berpengaruh terhadap nilai valuasi yaitu data fiscal term dalam PSC dan data sub

surface. Selain itu VP UBG juga menjelaskan bahwa proses penawaran COPAL pada

akhirnya tidak melibatkan Citigroup dikarenakan divestasi COPAL dilakukan secara

lelang, sehingga tidak dapat menjamin Pertamina memperoleh hak eksklusif untuk

mengakuisisi COPAL.

Menindaklanjuti usulan UBD management forum, maka dibentuk Tim Kerja

Proyek Akuisisi COPAL sesuai Surat Perintah Direktur Perencanaan Investasi dan

Manajemen Risiko (PIMR) No. Prin-005/R00000/2012-S0 tanggal 5 Oktober 2012 yang

bertugas antara lain untuk:

a. Melakukan pengumpulan data, due diligence, kajian dan rekomendasi terhadap

proposal penawaran divestasi ConocoPhillips pada Blok 405a di Aljazair;

b. Menyampaikan rekomendasi terhadap proposal penawaran tersebut kepada Direktur

PIMR dengan mempertimbangkan strategi operasi Pertamina, penanganan masalah

hukum terkait, data teknis cadangan dan prospektif, dan lain-lain hal yang berkaitan

dengan proses penawaran divestasi tersebut.

20

Tim Kerja melakukan evaluasi atas divestasi COPAL dengan melakukan virtual data room

dilanjutkan mengikuti manajemen presentasi di kantor pusat ConocoPhillips serta physical

data room di Houston. Proses kajian dan analisis uji tuntas (due diligence) dilakukan oleh

Tim Kerja meliputi berbagai aspek dan melibatkan advisor dengan menghasilkan FS

tertanggal 12 Oktober 2012. Advisor yang dilibatkan dalam proses akuisisi COPAL yaitu

Ernst and Young (EY) untuk membantu melakukan due diligence bidang financial, GCA

untuk bidang teknis dan Wood Mackenzie untuk membantu melakukan valuasi COPAL.

Hasil pemeriksaan atas investasi akuisisi COPAL menemukan hal-hal sebagai

berikut:

a. Proses tahapan kegiatan investasi akuisisi COPAL tidak berurutan sesuai

Pedoman Investasi yang berlaku

Tim Kerja menyampaikan FS dan valuasi harga COPAL dengan

mempresentasikannya kepada Komite Investasi di tanggal 15 Oktober 2012 dan

Direksi di tanggal 16 Oktober 2012. Atas presentasi Tim Kerja, Direksi sesuai Risalah

Rapat Direksi (RRD) No. 122/C00000/2012-S0 tanggal 16 Oktober 2012 memutuskan:

1) Kisaran valuasi (nilai) aset adalah US$1.247 milyar – US$1.842 milyar;

2) Value dari determinasi lapangan Ourhoud dan TPE (Taxe sur les Profits

Exceptionnels) atau Windfall Profit Tax tidak dimasukkan dalam kisaran valuasi

butir a) dan akan dikelola pada bidding strategy;

3) Pertamina akan melakukan bidding secepatnya mendahului jadwal yang ditetapkan

seller tanggal 15 November 2012;

4) Tim agar segera melakukan tindak lanjut keputusan ini, yaitu proses persetujuan

internal ke BOC, serta proses penawaran ke pihak seller dan negosiasi.

VP UBG menyatakan bahwa valuasi aset COPAL didasarkan pada hasil valuasi yang

dilakukan Tim Kerja dengan dibantu oleh Wood Mackenzie sehingga diperoleh range

nilai sebesar US$1.247 milyar – US$1.842 milyar.

Sesuai RRD tanggal 16 Oktober 2012, Direksi meminta persetujuan Dewan Komisaris

untuk melakukan akuisisi COPAL dengan kronologis sebagai berikut:

1) Direktur Utama melalui Memorandum No. R-132/C00000/2012-S0 tanggal 17

Oktober 2012 kepada Dewan Komisaris meminta izin untuk ikut serta dalam tender

akuisisi Proyek Akuisisi COPAL dengan kisaran valuasi US$1.247 milyar –

US$1.842 milyar;

2) Dewan Komisaris melalui Memorandum No. R-449/K/DK/2012 tanggal 22

Oktober 2012 menyampaikan dukungan dan tanggapan tertulis dengan beberapa

catatan di antaranya sebagai berikut:

- Dewan Komisaris meminta agar rencana investasi ini secara akuntansi tidak

memberatkan Pertamina dan diyakinkan terhindar dari implikasi finansial

mengingat akuisisi ini diperkirakan menyangkut aset yang tinggi nilainya.

Agar diupayakan juga seyogyanya diperkuat dengan pandangan dari laporan

pihak konsultan yang telah diberdayakan. Selain itu Direksi diminta untuk

mengkaji dampak finansial rencana akuisisi ini agar tidak mengganggu postur

keuangan dan balance sheet Perusahaan setidaknya untuk 2-3 tahun

21

mendatang masih dalam keadaan aman. Arus dan besarnya hak Pertamina agar

dapat diyakinkan bahwa tidak ada masalah dengan pemindahannya ke dalam

akun Perusahaan dengan tepat waktu.

- Direksi dianjurkan untuk mewaspadai ketersediaan pendanaan untuk

keperluan rencana investasi yang telah ada saat ini, utamanya untuk proyek-

proyek investasi domestik. Dianjurkan untuk melakukan optimalisasi

pendanaan eksternal.

- Dewan Komisaris meminta Direksi agar besarnya cadangan dan produksi

nantinya dapat dibukukan dalam pembukuan Perusahaan dan Pertamina dapat

mengontrol langsung aset bawah tanah.

- Dewan Komisaris meminta agar dalam menentukan valuasi, Direksi juga

mempertimbangkan perhitungan kelayakan keekonomian antara nilai wajar

dengan ekspektasi harga dari penjual. Hal ini perlu melihat perbandingan

perhitungan dari beberapa penilai independen yang telah ditunjuk Pertamina.


November 2012 meminta Direksi agar memberikan tanggapan disertai dokumen

secukupnya yang diperlukan atas beberapa catatan yang disampaikan pada

Memorandum No. R-449/K/DK/2012 tanggal 22 Oktober 2012 sebelum

menindaklanjuti proses akuisisi.

4) Direktur Utama melalui Memorandum No. R-174/C0000/2012-S0 tanggal 29

November 2012 memberikan penjelasan tertulis menindaklanjuti Memorandum

Dewan Komisaris No. R-449/K/DK/2012 tanggal 22 Oktober 2012 di antaranya

sebagai berikut:

- Rencana investasi Proyek Akuisisi COPAL tidak memberatkan Perusahaan

karena financial covenant sampai dengan Desember 2012 masih memenuhi

persyaratan yang ditetapkan lender, yaitu:

i. Free Cash Flow before Debt to Consolidated Debt Service sebesar 2,06 dari

minimal 1,5.

ii. Consolidated EBITDA to Consolidated Debt Service sebesar 6,65 dari

minimal 3,5.

iii. Consolidated Total Borrowings to Consolidated EBITDA sebesar 1,39 dari

maksimal 2,5.

iv. Consolidated EBITDA to Consolidated Interest Payable sebesar 17,7 dari

minimal 7.

v. Consolidated Total Borrowing sto Net Worth sebesar 55% dari maksimal

sebesar 150%.

- Dengan pemilikan 100%, Perusahaan dapat melakukan konsolidasi (full

consolidated) sehingga produksi dan cadangan atas blok dimaksud dapat

dilaporkan di dalam Laporan Keuangan Konsolidasian.

- Untuk optimalisasi pendanaan, Perusahaan merencanakan skema untuk

pembayaran Proyek Akuisisi COPAL sbb.:

i. Down Payment 10% (sesuai dengan draf Sales Purchase Agreement) pada

tahun 2012, berasal dari dana eks Global Bond 2012.

ii. 90% nilai Proyek Akuisisi COPAL pada Triwulan I 2013, direncanakan

berasal dari Pinjaman Eksternal.

22

- Nilai akuisisi Proyek Akuisisi COPAL berada pada kisaran US$ 14 - US$ 16

per barrel, yang berada pada rentang nilai akuisisi di Afrika US$ 13 - US$ 40

per barrel yang diinformasikan oleh Wood Mackenzie sebagai pihak

independen.


Desember 2012 menjelaskan bahwa:

- Direksi telah memberikan penjelasan tertulis atas catatan-catatan Dewan

Komisaris sesuai dengan Memorandum No. R-449/K/DK/2012 tanggal 19

Oktober 2012 serta klarifikasi usulan valuasi dalam penawaran Proyek

Akuisisi COPAL merupakan rincian kisaran penawaran proyek ini yang

mengikat, sesuai dan tidak terlepas dari Memorandum Direktur Utama No. R-

132/C00000/2012-S0 tanggal 7 Oktober 2012 beserta lampirannya.

- Direksi telah melakukan kajian mengenai prognosa Neraca Keuangan dan

Rugi-Laba Pertamina secara konsolidasi s.d. Desember 2012 tidak

memberatkan Perusahaan serta masih memenuhi financial covenant yang telah

ditetapkan pihak lender.

- Direksi akan melakukan Optimalisasi Pendanaan dan pengaturan posisi kas

Perusahaan sehubungan dengan proses-proses M&A yang sedang

berlangsung.

- Direksi telah melakukan kajian valuasi terhadap nilai akuisisi masih dalam

rentang nilai akuisisi per barrel di regional tersebut berdasarkan kajian pihak

independen.

Kajian valuasi nilai akuisisi yang dilakukan oleh Direksi menggunakan satu pihak

independen (dhi. Wood Mackenzie), sedangkan Dewan Komisaris meminta agar

dalam menentukan valuasi, Direksi perlu melihat perbandingan perhitungan dari

beberapa penilai independen. Namun demikian, Dewan Komisaris menyetujui

mengenai rentang valuasi dan mendukung proses akuisisi pelelangan Proyek

Akuisisi COPAL untuk ditindaklanjuti (sesuai surat persetujuan No. R-

519/K/DK/2012 tanggal 4 Desember 2012).

Selain meminta persetujuan Dewan Komisaris, Direksi juga meminta

persetujuan Menteri BUMN melalui Surat No. R-158/C00000/2012-S0 tanggal 22

November 2012 kepada Menteri BUMN perihal Permohonan Persetujuan Rapat

Umum Pemegang Saham atas Usulan Investasi Project Akuisisi COPAL. Menteri

BUMN menyetujui usulan tersebut setelah adanya persetujuan Dewan Komisaris di

tanggal 4 Desember 2012 melalui Surat No. SR-725/MBU/2012 tanggal 14 Desember

2012 kepada Direksi Pertamina perihal Persetujuan RUPS atas Investasi Project

Akuisisi COPAL.

Hasil pemeriksaan atas proses investasi akusisi COPAL diketahui bahwa

tahapan-tahapan yang dilakukan belum sepenuhnya dijalankan secara kronologis

sesuai dengan tahapan yang seharusnya, dengan rincian sebagai berikut:

1) Dokumen Feasibility Study diterbitkan mendahului hasil due diligence

Feasibility Study (FS) dibuat oleh Tim Kerja berdasarkan kajian atas data

yang diperoleh pada saat data room dan hasil due diligence. Atas Proyek Akuisisi

COPAL, Pertamina menggunakan jasa Ernst and Young (EY) untuk membantu

23

dalam melakukan due diligence. Hasil pemeriksaan atas tahapan dalam proses

investasi COPAL diketahui bahwa FS yang dibuat mendahului hasil akhir due

diligence yang dituangkan ke dalam Laporan Akhir. FS Proyek Akuisisi COPAL

tertanggal 12 Oktober 2012, sedangkan Laporan Due Diligent (Project: Financial

and Tax Due Diligence Report) EY tertanggal 23 Oktober 2012.

Atas hal tersebut pihak UBD dan Tim Kerja menjelaskan bahwa sebelum

Laporan Due Diligence EY terbit, Tim Kerja telah memperoleh hasil dari due

diligence dalam bentuk draft dan hasil diskusi yang kemudian dicantumkan dalam

FS. Laporan due diligence yang diterbitkan hanya digunakan untuk keperluan

administrasi penagihan pembayaran akhir oleh EY.

2) Keputusan Direksi dalam penentuan nilai bid offer berdasarkan draft hasil

perhitungan valuasi aset Wood Mackenzie

Pertamina menggunakan jasa Wood Mackenzie untuk membantu Tim

Kerja membuat model valuasi yang digunakan untuk melakukan perhitungan

valuasi aset COPAL. Berdasarkan model valuasi tersebut diketahui bahwa nilai

aset COPAL adalah berada pada range US$1.247 milyar – US$1.842 milyar. Nilai

hasil valuasi tersebut diusulkan Tim Kerja kepada Direksi dan disetujui di Rapat

Direksi.

Berdasarkan hasil Rapat Direksi sesuai Risalah Rapat Direksi (RRD),

maka Direktur Utama melakukan bid offer atas aset COPAL kepada

ConocoPhillips dua kali, yaitu sebesar US$1,711,000,000.00 dan sebesar

US$1,750,000,000.00. ConocoPhillips menerima bid offer kedua sebesar

US$1,750,000,000.00 dan dilakukan perjanjian SPA tanggal 18 Desember 2012.

Hasil pemeriksaan atas tahapan dalam proses investasi COPAL diketahui

bahwa keputusan Direksi terkait penetapan valuasi harga COPAL dan bid offer

oleh Direktur Utama dilakukan bukan berdasarkan laporan akhir valuasi aset Wood

Mackenzie. Keputusan Direksi terkait penetapan valuasi aset COPAL dilakukan

melalui Rapat Direksi sesuai RRD pada tanggal 16 Oktober 2012. Atas dasar RRD

tersebut, Direktur Utama melakukan bid offer pertama pada tanggal 19 Oktober

2012 dan bid offer kedua pada tanggal 20 November 2012. Sedangkan laporan

hasil valuasi aset COPAL posisi per 1 Juli 2012 (Project Valuation Report –

Update NPV Tables (NPV at 1 Juli 2012)) oleh Wood Mackenzie terbit pada

tanggal 19 November 2012 dan posisi per 1 April 2013 (Project Valuation Report

– Update NPV Tables (NPV at 1 Juli 2012)) asumsi waktu closing project oleh

Wood Mackenzie terbit pada tanggal 22 November 2012.

Atas hal tersebut pihak UBD dan Tim Kerja menjelaskan bahwa sebelum

Laporan Wood Mackenzie terbit, Tim Kerja telah memperoleh draft hasil valuasi

dari pihak Wood Mackenzie karena mekanisme kerja yang dilakukan dalam

melakukan valuasi aset COPAL adalah bekerja bersama secara terintegrasi. Wood

Mackenzie membuat model valuasi bersama Tim Kerja melalui diskusi dan

melakukan analisis bersama terhadap fiscal term yang ditetapkan dalam

Production Sharing Contract (PSC) dan asumsi-asumsi yang digunakan (sesuai

permintaan Tim Kerja) untuk dituangkan dalam model valuasi. Setelah model

valuasi selesai, kemudian Tim Kerja melakukan perhitungan valuasi COPAL

dengan menggunakan data produksi COPAL versi Pertamina (hasil kajian

Upstream Technical Center (UTC)), versi COPAL, dan versi GCA, sehingga

diperoleh hasil valuasi COPAL dengan range US$1.247 milyar – US$1.842 milyar.

24

Walaupun Laporan Wood Mackenzie belum terbit, namun model valuasi

Wood Mackenzie sudah selesai dan dapat digunakan untuk melakukan valuasi aset

COPAL. Atas hasil valuasi aset COPAL dengan range US$1.247 milyar –

US$1.842 milyar digunakan sebagai usulan Tim Kerja kepada Direksi yang

disetujui dalam Rapat Direksi. Setelah disetujui dalam RRD, maka Direksi dapat

melakukan bid offer kepada ConocoPhillips atas aset COPAL. Laporan Akhir

Wood Mackenzie yang diterbitkan hanya digunakan untuk keperluan administrasi

penagihan pembayaran akhir oleh Wood Mackenzie.

Konfirmasi lebih lanjut kepada UBD dan Tim Kerja terkait kertas kerja

Tim Kerja dalam proses valuasi aset COPAL diketahui bahwa kertas kerja tentang

proses koordinasi, review, evaluasi, dan perhitungan valuasi antara Tim Kerja

dengan Wood Mackenzie tidak didokumentasikan. Model valuasi dan hasil

perhitungan valuasi merupakan output dari pelaksanaan kerja Tim Kerja bersama-

sama dengan Wood Mackenzie.

3) Hasil valuasi aset Wood Mackenzie tidak menggunakan hasil estimasi resources

oleh GCA

Perhitungan valuasi aset COPAL yang dilakukan oleh Wood Mackenzie

menggunakan input data yang bersumber dari data kajian Pertamina dan kajian

GCA. Data kajian GCA berupa data hasil kajian teknis atas estimasi resources

yang dimiliki oleh aset COPAL dan dihasilkan data GCA base dan GCA high.

Berdasarkan data GCA base dan GCA high yang diinput ke dalam model valuasi

Wood Mackenzie dengan asumsi oil price US$90 – US$110/bbl diperoleh hasil

valuasi dengan nilai terendah sebesar US$1,247,000,000.00 dan nilai tertinggi

sebesar US$1,842,000,000.00.

Hasil pemeriksaan atas tahapan dalam proses investasi COPAL diketahui

bahwa hasil valuasi aset Wood Mackenzie tidak menggunakan hasil estimasi

resources oleh GCA yang tertuang dalam Laporan Akhir GCA. Wood Mackenzie

mengeluarkan laporan hasil valuasi dua kali, yaitu laporan hasil valuasi aset

COPAL posisi per 1 Juli 2012 (Project Valuation Report – Update NPV Tables

(NPV at 1 Juli 2012)) oleh Wood Mackenzie terbit pada tanggal 19 November

2012 dan posisi per 1 April 2013 (Project Valuation Report – Update NPV Tables

(NPV at 1 Juli 2012)) asumsi waktu closing project oleh Wood Mackenzie terbit

pada tanggal 22 November 2012. Sedangkan laporan hasil estimasi resources oleh

GCA (Project Algeria: PS-12-2078 Final Report) terbit pada bulan Desember

2012.

Atas hal tersebut pihak UBD dan Tim Kerja menjelaskan bahwa Laporan

Akhir Wood Mackenzie dan Laporan Akhir GCA yang diterbitkan hanya

digunakan untuk keperluan administrasi penagihan pembayaran akhir oleh Wood

Mackenzie dan GCA. Pada dasarnya hasil atas laporan GCA telah diperoleh Tim

Kerja pada saat kajian akuisisi Proyek Akuisisi COPAL, sehingga data produksi

dari laporan GCA telah menjadi pertimbangan yang dapat digunakan dalam proses

valuasi aset COPAL sebelum Laporan GCA Akhir terbit.

4) Terdapat klausul exception clause pengajuan bid offer oleh Direktur Utama ke

COPAL

Berdasarkan Pedoman No. A-001/D20000/2011-S0 Revisi ke-1 tanggal 2

Juli 2012 tentang Pedoman Pengembangan Usaha Hulu secara Anorganik

25

diketahui bahwa setiap investasi akuisisi yang telah disetujui oleh Direksi harus

memperoleh persetujuan dari Dewan Komisaris dan RUPS terlebih dahulu untuk

dapat ditindaklanjuti. Hasil pemeriksaan atas prosedur dalam proses investasi

COPAL diketahui bahwa Direktur Utama melakukan bid offer dua kali yaitu pada

tanggal 19 Oktober 2012 sebesar US$1,711,000,000.00 dan 20 November 2012

sebesar US$1,750,000,000.00 sebelum memperoleh persetujuan dari Dewan

Komisaris dan RUPS. Nilai bid offer tersebut mengacu pada RRD tanggal 16

Oktober 2012 yang menyetujui nilai valuasi aset COPAL pada range

US$1,247,000,000.00 – US$1,842,000,000.00. Atas investasi akuisisi aset

COPAL, termasuk nilai valuasi tersebut, Dewan Komisaris memberikan

persetujuan melalui Memorandum Dewan Komisaris No. R-519/K/DK/2012

tanggal 4 Desember 2012. Sedangkan Menteri BUMN memberikan persetujuan

investasi akuisisi aset COPAL (termasuk nilai valuasi) melalui Surat No. SR-

725/MBU/2012 tanggal 14 Desember 2012.

Atas hal tersebut pihak UBD dan Tim Kerja menjelaskan bahwa

pelaksanaan bid offer oleh Direktur Utama memang dilakukan mendahului

persetujuan Dewan Komisaris dan RUPS (dhi. Menteri BUMN). Bid offer untuk

pembelian aset akuisisi tidak harus menunggu adanya persetujuan dari Dewan

Komisaris dan pemegang saham (dhi. Menteri BUMN), karena persetujuan Dewan

Komisaris dan pemegang saham dijadikan sebagai prasyarat dilakukan

perjanjian/SPA. Pelaksanaan SPA pada tanggal 18 Desember 2012 setelah

diperoleh persetujuan Dewan Komisaris dan RUPS.

b. Dokumen Feasibility Study (FS) didasari data dan informasi yang kurang lengkap

dan kurang konservatif

Feasibility Study (FS) adalah kajian di tahap kajian lanjut untuk menilai

kelayakan implementasi sebuah usulan investasi yang menggambarkan uraian lengkap

mengenai tinjauan suatu peluang usaha dari berbagai aspek yang mempengaruhi

pelaksanaan investasi sebagai bahan evaluasi oleh Gate Review (GR) di tingkat

korporat untuk memberikan rekomendasi Direksi dalam Rapat Direksi. Dokumen FS

Proyek Akuisisi COPAL yang dibuat oleh Tim Kerja berisi antara lain:

1) Latar belakang;

2) Tujuan;

3) Struktur akuisisi;

4) Tahapan proses akuisisi;

5) Kajian dan analisis uji tuntas (due diligence), meliputi:

- Profil aset Blok 405a

- Aspek teknis bawah permukaan (sub surface)

- Aspek teknis permukaan (surface facilities)

- Aspek keuangan

- Aspek hukum

- Aspek komersial

- Aspek manajemen risiko:

Risiko politik

Risiko keamanan

Risiko hukum

Risiko finansial dan komersial

26

Risiko operasional

6) Valuasi untuk penawaran harga

7) Fiscal terms

8) Rekomendasi

Hasil pemeriksaan atas dokumen FS Proyek Akuisisi COPAL diketahui bahwa

dokumen tersebut didasari data dan informasi yang kurang lengkap dan kurang

konservatif, yaitu:

1) Data produksi di FS berbeda dengan data produksi pada Annual Report

ConocoPhillips

Berdasarkan dokumen FS Proyek Akuisisi COPAL diketahui bahwa Blok

405a dapat berkontribusi pada tambahan cadangan sebesar 122 mmbo (million

metric barrels of oil) dengan produksi minyak sebanyak 23 mbopd pada tahun

2012 dan dapat mencapai 33 mbopd (metric barrels of oil per day) pada puncaknya

di tahun 2016. Lebih lanjut untuk produksi per area dari Blok 405a dapat diuraikan

sebagai berikut:

- MLN area terdiri dari 5 lapangan yaitu MLN, KMD, MLC, MLNW, dan

MLW. Di area ini dijumpai 46 sumur yaitu 29 sumur produksi dan 17 sumur

injeksi gas. Ultimate recoverable resources (base case) sebesar 177 mmbo dari

478 mmbo in place. Remaining resources (base case) sebesar 95 mmbo

dengan produksi di tahun 2012 sebesar 24.8 mbopd. Future development yang

akan dilakukan di lapangan ini meliputi penambahan 17 sumur baru (12 sumur

produksi dan 5 sumur injeksi), hydraulic fracturing sebanyak 14 sumur.

- Ourhoud unitization merupakan lapangan unitisasi dari Blok 404a, 405a, dan

406a. total sumur yang dijumpai di lapangan ini sebanyak 109 sumur (64

sumur produksi dan 45 sumur injeksi) dengan rencana penambahan sumur

sebanyak 13 sumur yaitu 8 sumur produksi dan 5 injeksi. Recoverable

resources (base case) sebesar 1.188 mmbo dari 2.166 mmbo in place.

Remaining resources (base case) sebesar 469 mmbo dengan produksi di tahun

2012 sebesar 178,3 mbopd.

- EMK field merupakan lapangan unitisasi dari Blok 405a dengan Blok 208.

Total sumur yang dijumpai sebanyak 32 sumur (19 sumur produksi + 8 sumur

injeksi air + 5 sumur injeksi gas) dengan rencana penambahan sumur baru

sebesar 26 sumur yaitu 20 sumur produksi, 4 sumur injeksi air, dan 2 sumur

injeksi gas. Recoverable resources (base case) sebesar 169 mmbo dari 461

mmbo in place. Lapangan ini diperkirakan berproduksi pada Q3 2013 dengan

puncak produksi diperkirakan sebesar 52,7 mbopd pada tahun 2016.

Sedangkan berdasarkan Annual Report ConocoPhillips 2012 dan News Releases

ConocoPhilips tanggal 18 Desember 2012 menyatakan bahwa, “Rata-rata produksi

COPAL di tahun 2012 sebesar 11 mbopd (MLN sebesar 8 mbopd dan Ourhoud

sebesar 3 mbopd).” Hal tersebut tidak sama dengan yang dilaporkan dalam

dokumen FS dan presentasi Tim Kerja ke Direksi yang menyatakan bahwa, “Aset

405a dapat berkontribusi pada tambahan cadangan sebesar 122 mmbo dengan

produksi minyak sebanyak 23 mbopd pada tahun 2012 dan dapat mencapai 33

mbopd pada puncaknya di tahun 2016.”

27

Profil aset dan produksi COPAL tahun 2013 menyatakan bahwa produksi

net to share COPAL tahun 2013 sebesar 20,23 mbopd. Hal tersebut berbeda

dengan data Annual Report ConocoPhillips tahun 2013 dan ConocoPhillips Fact

Sheet – Agustus 2014 yang menyatakan bahwa produksi COPAL sampai dengan

efektif dijual di November 2013 sebesar 9 mbopd.

Atas hal tersebut di atas fungsi Upstream Business Development (UBD)

Direktorat Hulu menjelaskan bahwa nilai produksi menurut ConocoPhillips

merupakan entitlement, sedangkan yang dicantumkan dalam FS adalah nilai net to

share untuk COPAL.

Hasil review atas dokumen FS diketahui bahwa FS belum mencantumkan

nilai entitlement yang akan diperoleh COPAL. Entitlement adalah nilai produksi

bersih yang diperoleh oleh kontraktor setelah dikurangi dengan royalty bagian

pemerintah dan pengurang lainnya. Pencantuman entitlement dalam FS perlu

dilakukan agar menjadi pertimbangan bagi pengambil keputusan dengan

mengetahui nilai sebenarnya yang akan diterima oleh Pertamina.

2) Dokumen FS tidak menyajikan proyeksi kemampuan produksi per tahun sampai

dengan masa kontrak berakhir/habis

Berdasarkan dokumen FS Proyek Akuisisi COPAL diketahui bahwa

dokumen tersebut hanya mencantumkan produksi dan cadangan COPAL di tahun

2012, serta resources COPAL, namun tidak menyajikan data terkait forecast

produksi atau proyeksi kemampuan produksi per tahun pada saat akuisisi sampai

dengan masa kontrak berakhir/habis. Hasil pembandingan dengan FS Proyek

Akuisisi Working Interest 10% Exxon Mobil di West Qurna 1 Irak dan Proyek

Akuisisi Participating Interest 30% Murphy Oil Company di Malaysia diketahui

bahwa atas kedua FS proyek tersebut telah menyajikan data terkait proyeksi

kapasitas produksi per tahun sampai dengan masa kontrak berakhir/habis. Atas hal

tersebut Tim Kerja menjelaskan bahwa Tim Kerja membuat forecast produksi,

namun yang dicantumkan dalam FS hanya summary – gross oil resources. Tidak

dicantumkannya forecast produksi dalam FS dapat membuat pengambil keputusan

tidak dapat melihat produksi per tahun yang akan diperoleh, termasuk waktu saat

produksi tertinggi dan waktu saat tidak dapat berproduksi (habis).

Atas hal tersebut, pihak UBD menyampaikan bahwa para pengambil

keputusan dan reviewer selain mendapat FS juga mendapatkan paparan dari Tim

Kerja termasuk penyampaian forecast produksi tersebut.

c. Valuasi aset COPAL tidak mempertimbangkan tingkat produksi dalam RDP

2005

Hasil evaluasi atas model valuasi aset COPAL oleh Wood Mackenzie

diketahui bahwa perhitungan valuasi aset COPAL tidak mempertimbangkan tingkat

produksi dalam RDP 2005. Pihak Pertamina Aljazair Eksplorasi dan Produksi (PAEP)

menjelaskan bahwa di Aljazair berlaku pembatasan produksi (curtailment) dengan

maksimum produksi sesuai dengan kurva produksi Revised Development Plan (RDP)

2005. RDP 2005 merupakan dokumen rencana pengembangan dan produksi pertama

atas Blok 405a yang diajukan oleh kontraktor dan disetujui oleh Pemerintah Aljazair

di tahun 2005 yang antara lain memuat kurva produksi. Kurva produksi RDP 2005

28

adalah acuan batas maksimum yang diperbolehkan bagi para kontraktor dalam

melakukan produksi minyak di Aljazair. Tim Kerja pada saat itu tidak

memperhitungkan hal tersebut dalam valuasi asset COPAL. Pembatasan maksimum

produksi baru diketahui di Tahun 2013 setelah adanya Surat dari ALNAFT kepada

SONATRACH tanggal 5 Maret 2013 perihal Eksploitasi Reserve MLN oleh Asosiasi

SONATRACH/ConocoPhillips. Surat tersebut berisi tentang peringatan dari ALNAFT

atas produksi di lapangan MLN yang telah melebihi batas maksimum RDP 2005.

Dalam model perhitungan valuasi oleh Wood Mackenzie, oil production

merupakan salah satu variable utama yang berpengaruh pada hasil valuasi. Namun

karena Tim Kerja pada saat itu tidak mempertimbangkan batasan maksimum produksi

dalam RDP 2005 melainkan menggunakan angka proyeksi yang lebih tinggi daripada

batasan tersebut, maka hasil perhitungan valuasi menjadi lebih tinggi.

Untuk memperoleh perbandingan maka dilakukan simulasi valuasi asset

COPAL menggunakan model Wood Mackenzie dengan data oil production sesuai

kurva produksi dalam RDP 2005. Ada 2 opsi yang disimulasikan yaitu:

1) Opsi versi GCA high dengan asumsi oil price USD110/bbl. Opsi ini adalah opsi

yang digunakan sebagai batas atas range realisasi valuasi asset COPAL; dan

2) Opsi versi Pertamina dengan asumsi oil price USD100/bbl. Opsi ini adalah opsi

yang disetujui dalam RRD 16 Oktober 2012 dan digunakan oleh Pertamina dalam

melakukan bid offer pertama pada tanggal 19 Oktober 2012.

Hasil simulasi menunjukkan bahwa hasil valuasi dengan variabel oil

production yang tidak sesuai dengan pembatasan produksi dalam RDP 2005 lebih

tinggi daripada yang sesuai dengan pembatasan produksi dalam RDP 2005, yaitu

sebagai berikut:

Tabel 3.2. Perbandingan Hasil Valuasi Berdasarkan Data Oli Production GCA (Hight) dan

Pertamina dengan Hasil Valuasi Berdasarkan Data Oli Production RDP 2005

(dalam juta US$)

No. Uraian Hasil Valuasi

Wood Mackenzie

Hasil Valuasi Berdasarkan

RDP 2005 Selisih

1. Valuasi Berdasarkan Data versi GCA (high)

1,842 1,621 221

2. Valuasi Berdasarkan Data versi Pertamina

1,711 1,425 286

Hasil valuasi menggunakan data oil production yang berlaku dalam RDP 2005

diketahui bahwa nilai maksimal valuasi asset COPAL adalah sebesar US$1,621 juta,

sedangkan berdasarkan data versi Pertamina adalah sebesar US$1,425 juta.

Berdasarkan Tabel 3.2 diketahui bahwa nilai pembelian asset COPAL melebihi nilai

hasil valuasi menggunakan data oil production RDP 2005 sebesar US$129,000,000.00

(US$1,750,000,000.00 – US$1,621,000,000.00).

Sehubungan dengan Surat ALNAFT tanggal 5 Maret 2013, Pertamina

melakukan komunikasi dengan otoritas di Aljazair agar dapat tetap diijinkan

memproduksikan sesuai dengan kemampuan reservoir. Hal tersebut disetujui oleh

otoritas Aljazair melalui pengesahan RDP baru di tahun 2015 yang sesuai dengan

kemampuan reservoir. Forecast produksi dalam RDP 2015 lebih tinggi dari forecast

produksi yang diinput dalam perhitungan valuasi. Jika disimulasikan dalam model

29

valuasi dengan input produksi menggungkan data RDP 2015, maka diperoleh nilai

lebih tinggi dari nilai transaksi COPAL sebagai berikut:

Tabel 3.3. Perbandingan Nilai Valuasi Wood Mackenzie vs Nilai Transaksi vs Nilai

Valuasi RDP 2005 vs Nilai Valuasi RDP 2015

(dalam juta US$)

No Uraian Nilai Hasil

Valuasi Wood Mackenzie

Nilai Transaksi

Nilai Hasil Valuasi

Berdasarkan RDP 2005

Nilai Hasil Valuasi

Berdasarkan RDP 2015

Selisih Nilai Transaksi vs

RDP 2005 (Over)

Selisih Nilai Transaksi vs

RDP 2015 (Under)

a b c d e f g = d – e h = d - f

1. Valuasi Berdasarkan Data versi GCA (hight)

1,842 1,750 1,621 2,050 129 (300)

2. Valuasi Berdasarkan Data versi Pertamina

1,711 1,750 1,425 1,821 325 (71)

Sesuai Tabel 3.3 di atas diketahui bahwa nilai transaksi investasi akuisisi COPAL

masih lebih rendah (under) dari nilai hasil valuasi menggunakan data oil production

RDP 2015 sebesar US$300 juta.

d. Realisasi produksi minyak mentah belum sesuai dengan forecast

Hasil analisis atas forecast produksi yang dibuat oleh Tim Kerja (tidak

tercantum dalam FS) dibandingkan dengan realisasi produksi COPAL pada saat

akuisisi sampai dengan tahun 2016 diketahui bahwa realisasi produksi COPAL belum

mencapai hasil yang sesuai dengan proyeksi/forecast produksi. Hal ini dapat dilihat

pada Tabel 3.4 berikut:

Tabel 3.4. Perbandingan Forecast Produksi COPAL dengan Laporan Produksi

No. Tahun Forecast Produksi

(mbopd) Realisasi

Produksi (mbopd) Selisih (mbopd) Deviasi (%)

1. 2013 26,09 21,68 4,41 16,90

2. 2014 32,54 21,10 11,44 35,16

3. 2015 33,69 20,02 13,67 40,58

4. 2016 35,03 20,89 14,14 40,37

Berdasarkan Tabel 3.4 diketahui bahwa deviasi atau tingkat penyimpangan forecast

produksi terhadap realisasi produksi tahun 2013 s.d. 2016 masih tinggi, yaitu 16,90;

35,16; 40,58; 40,37.

Pihak PAEP menjelaskan bahwa realisasi produksi tidak mencapai forecast

disebabkan oleh:

(1) Closing date akuisisi tertunda dari rencana 2012 menjadi akhir 2013, sehingga

rencana investasi Pertamina tidak dapat langsung dilakukan;

(2) Terjadi pembatasan produksi MLN sesuai Surat ALNAFT kepada SONATRACH

tanggal 5 Maret 2013 perihal Eksploitasi Reserve MLN oleh Asosiasi

SONATRACH/ ConocoPhillips yang antara lain menyatakan bahwa tingkat

produksi maksimum sesuai kurva produksi RDP 2005. Pertamina telah

mengajukan Revisi RDP untuk merubah kurva produksi, sehingga produksi dapat

dinaikkan sesuai kurva baru yang disetujui dalam RDP 2015;

(3) Persetujuan level produksi dari EMK RDP 2012 oleh ALNAFT lebih rendah dari

yang diajukan oleh operator.

30

Hasil analisis atas forecast produksi yang telah memperhitungkan data RDP

2015 MLN dibandingkan dengan realisasi produksi COPAL diketahui masih

menunjukkan deviasi yang tinggi. Hal tersebut dapat dilihat di Tabel 3.5 berikut:

Tabel 3.5. Perbandingan Forecast Produksi (+RDP 2015 MLN) dengan Laporan Produksi

No. Tahun Forecast Produksi + RDP 2015 MLN

(mbopd)

Realisasi Produksi (mbopd)

Selisih (mbopd) Deviasi (%)

1. 2015 28.79 20,02 8.77 30.46%

2. 2016 32.76 20,89 11.88 36.25%

Kondisi tersebut di atas tidak sesuai dengan Pedoman No. A-001/D20000/2011-

S0 Revisi ke-1 tanggal 2 Juli 2012 tentang Pedoman Pengembangan Usaha Hulu secara

Anorganik:

1) Bab II Kebijakan, point C Lain-lain menyatakan bahwa, “Setelah BOC menyetujui

usulan Pengembangan Usaha Hulu, bila diperlukan Direktur Utama atau Direktur Hulu

dapat memberikan mandat kepada personel atau tim yang ditunjuk untuk melakukan

negosiasi term & conditions secara detail.”;

2) Bab IV Proses Bisnis dalam Pengembangan Usaha Hulu, Gambar 1. UBD Project

Funnel yang menggambarkan tahapan sebagai berikut:

(1) Kajian Awal;

(2) Decision Gate (DG) 1 oleh SVP UBD;

(3) Kajian Lanjut;

(4) Decision Gate (DG) 2 oleh Upstream Director;

(5) Persetujuan Internal dan Negosiasi;

(6) Decision Gate (DG) 3 oleh Board of Director (BoD);

(7) Decision Gate (DG) 4 oleh Board of Commissioner (BoC).

Kondisi tersebut di atas mengakibatkan:

a. Penentuan harga bid offer COPAL yang kurang optimal.

b. Informasi yang menjadi dasar pengambilan keputusan investasi menjadi kurang

komprehensif.

c. Pencapaian realisasi produksi minyak COPAL di bawah target produksi Pertamina.

Kondisi tersebut di atas disebabkan oleh:

a. Direksi Pertamina belum tertib dalam pelaksanaan proses investasi akuisisi COPAL.

b. Tim Kerja:

1) Belum sepenuhnya tertib dalam pelaksanaan tahapan-tahapan proses investasi

akuisisi COPAL.

2) Belum sepenuhnya melakukan dokumentasi proses investasi akuisisi COPAL

secara memadai.

3) Menyusun Feasibility Study (FS) Proyek Akuisisi COPAL didasari data dan

informasi yang kurang lengkap dan kurang konservatif.

4) Tidak mempertimbangkan tingkat produksi dalam RDP 2005.

c. Proses negosiasi yang lama antara Pertamina dan ALNAFT untuk penentuan revisi

RDP 2005 menjadi RDP 2015.

31

Direktur Hulu Pertamina sependapat dengan hasil temuan pemeriksaan BPK

terhadap investasi akuisisi COPAL, yaitu tahapan kegiatan investasi akuisisi COPAL oleh

Pertamina belum sepenuhnya tertib dalam hal beberapa tahapan pekerjaan atau

pengambilan keputusan (FS, Keputusan Direksi, hasil valuasi) dilakukan mendahului

Laporan Akhir dari Advisor yang menjadi salah satu dasar/input pekerjaan atau

pengambilan keputusan dimaksud, pengajuan bid offer mendahului persetujuan Dewan

Komisaris dan RUPS, selain juga terkait penyusunan FS yang belum sempurna serta

realisasi produksi lebih rendah dari perkiraan dalam FS.

Laporan Akhir dari Advisor merupakan persyaratan administrasi untuk penagihan

pembayaran (invoice) atas jasa Advisor, sedangkan hasil advisory telah digunakan dalam

pekerjaan atau pengambilan keputusan (FS, Keputusan Direksi, Hasil Valuasi), dalam

bentuk laporan interim dan diskusi antara Tim Kerja dan Advisor. Adapun terkait

pengiriman bid offer yang mendahului persetujuan Dekom, dapat dijelaskan bahwa bid

offer tersebut belum mengikat kecuali telah disepakati dalam bentuk perjanjian (SPA).

Adapun upaya mitigasi untuk mengembalikan/mengkompensasi tingkat produksi yang

masih belum tercapai adalah melalui pengajuan revisi RDP (disetujui pada tahun 2015)

serta pekerjaan work over dan kegiatan operasi lainnya untuk meningkatkan produksi

dengan efisien sehingga bisa mendapatkan value yang lebih baik.

BPK merekomendasikan Direksi Pertamina agar:

a. Memperbaiki tahapan pelaksanaan proses investasi akuisisi agar lebih tertib.

b. Menginstruksikan kepada Tim Kerja berikutnya untuk menjalankan tahapan-tahapan

investasi akuisisi secara lebih cermat, prudent, dan konservatif.

c. Menjalin komunikasi yang lebih intensif dengan ALNAFT dan SONATRACH dalam

rangka meningkatkan produksi.

2. Pembelian Aset Akuisisi Participating Interest 30% Murphy Oil Corporation oleh

Pertamina Tidak Didukung Perhitungan Valuasi Aset yang Konservatif

Pertamina melakukan akuisisi 30% Participating Interest (PI) milik Murphy Oil

Corporation (MOC) pada tahun 2014 sesuai Sale and Purchase Agreement (SPA) tanggal

30 September 2014 dengan nilai sebesar US$2,000,000,000.00. Aset MOC di Malaysia

secara geologi terletak di Cekungan Sabah (Blok H), Baram Delta (Blok K) dan Cekungan

Serawak (Blok SK 309, SK 311, dan SK 314A). Kelima blok tersebut sebagian berbatasan

dengan Brunei Darussalam yang berada di Laut China Selatan, dan beberapa lapangan

overlapping dengan Shell dan telah dilakukan unitisasi, yaitu Gumusut – Kakap dan Siakap

North Petai (SNP) di Blok K. Akuisisi aset MOC tersebut, ditujukan untuk menambah

potensi cadangan dan produksi minyak dan gas dari yang telah ada sehingga diharapkan

dapat mendukung strategi di Bidang Hulu Pertamina dalam rangka mencapai produksi 2,2

mmboe tahun 2025.

Tahapan akuisisi 30% PI milik MOC dilakukan berdasarkan Tata Kerja Organisasi

(TKO) No. B-005/R10000/2014-S9 Revisi ke-0 tentang Pengusulan Investasi Anorganik

Hulu yang meliputi:

32

a. Tahap Inisiasi Direktorat dan Decision Gate (DG) 1 oleh Forum Manajemen

- Project Initiation Note (PIN);

- Project Preparation Note (PPN);

- Opportunity Screening Criteria (OSC);

- Preliminary Outline/Presentation Document.

b. Tahap Seleksi Direktorat dan Decision Gate (DG) 2 oleh SVP Fungsi Pengusul

- Dokumen tahap inisiai DG 1;

- Minutes of Meeting UBD Management Forum;

- Surat Perintah Tim Kerja;

- Project Proposal;

- Internal Team Peers/ KTPUH recommendation.

c. Tahap Define Korporat

1) Decision Gate (DG) 3 oleh Direktur Portofolio Investasi dan Manajemen Risiko

(PIMR)

- Dokumen tahap seleksi DG 2;

- SVP Upstream Business Development (UBD) Memo/ DG 2 Decision Form;

- Gate Review Team Corporate Recommendation/ Memo.

2) Decision Gate (DG) 4 oleh Board of Director (BOD)

- Dokumen tahap define korporat DG 3;

- DG 3 Memo/ Decision Gate Form;

- Non binding bid submission if any;

- Negotiation document if any;

- SPA Mark Up if any.

3) Decision Gate (DG) 5 oleh Board of Commissioner (BOC)


- Risalah Rapat Direksi (RRD);

- Checklist BOC.

4) Decision Gate (DG) 6 oleh RUPS


- BOD memo/ recommendation;

- BOC memo/ recommendation.

Tahapan-tahapan tersebut di atas telah dilakukan dan proyek investasi Proyek akuisisi 30%

PI milik MOC telah dinyatakan selesai per 29 Januari 2015 sesuai dokumen Project

Closing Note (PCN) tanggal 11 Maret 2015. Adapun kronologis project dapat dilihat di

Tabel 3.6 berikut.

Tabel 3.6. Kronologi Proyek Akuisisi 30% PI Murphy

Proses Tanggal

UBD Management Forum 3 Maret 2014

Kick off Project Meeting 6 Maret 2014

Due Diligence/ Data Room 6-10 April 2014

Technical Workshop with PTTEP 28-29 April 2014

Final Technical and Economic Workshop 29-30 Mei 2014

KTPUH 5 Juni 2014

Joint Review of Result 9 Juni 2014

Komite Investasi 10 Juni 2014

33

Proses Tanggal

CEO PTM-PTTEP discussion on bid value 7-11 Juni 2014

BOD Approval 8 Juli 2014

Bid Submission 15 Juli 2014

BOD Approval 5 Agustus 2014

Revisi Bid Submission 6 Agustus 2014

BOC Approval/recommendation 29 Agustus 2014

RUPS 29 September 2014

SPA Signed 30 September 2014

1st Closing 18 Desember 2014

2nd Closing 19 Januari 2015

Akuisisi 30% PI milik MOC merupakan tindak lanjut dari pengumuman MOC

melalui advisor investment banking yaitu Tudor Pickering Holt & Co tentang divestasi aset

MOC yang terdiri dari 5 Blok yaitu Blok K, H, SK 309, SK 311, dan SK 314A di wilayah

offshore Sabah dan Sarawak, Malaysia. Atas 5 Blok yang ditawarkan tersebut, nantinya

buyer juga akan memperoleh aset MOC berupa Blok P (tahap eksplorasi), unitisasi

Gumusut-Kakap (Blok G dengan Blok K), dan unitisasi Siakap North Petai (Blok J dengan

Blok K).

Proses akuisisi 30% PI milik MOC pada awalnya dilakukan Pertamina bersama

PTT Exploration and Production Public Company Limited (PTTEP) dengan komposisi

50:50 sesuai dengan kesepakatan Joint Bidding Agreement (JBA) tanggal 6 Juni 2014.

Masing-masing pihak melakukan kajian internal untuk mengevaluasi berbagai aspek yang

dipertimbangkan dalam akusisi aset luar negeri. Namun, pada akhirnya pihak PTTEP

menyampaikan melalui email tanggal 2 Juli 2014 yang menyatakan tidak dapat ikut serta

dalam penawaran Proyek Akuisisi 30% PI milik MOC) dikarenakan hasil evaluasi tidak

mendukung dalam membuat penawaran yang kompetitif.

Menindaklanjuti usulan UBD manajemen forum, maka SVP UBD mengirimkan

Memorandum kepada Direktur PIMR dengan No. 031/R00000/2014-S8 tanggal 25 Maret

2014 perihal Pembentukan Tim Kerja Proyek Akuisisi 30% PI milik Murphy yang

kemudian mengeluarkan Surat Perintah Direktur PIMR No. Prin-002/R00000/2014-S8

tanggal 27 Maret 2014 untuk menjalankan tugas sebagai berikut:

a. Melakukan pengumpulan data, due diligence, kajian dan rekomendasi terhadap usulan

akuisisi sebagaian PI pada blok milik MOC di Malaysia;

b. Menyusun dan menyampaikan proposal akuisisi kepada manajemen Pertamina dengan

mempertimbangkan strategi, penanganan masalah hukum terkait, data teknis, termasuk

cadangan dan hal lain yang berkaitan dengan proses akuisisi aset tersebut.

Tim Kerja melakukan evaluasi akuisisi PI MOC dengan melakukan data room. Proses

kajian dan analisis uji tuntas (due diligence) dilakukan oleh Tim Kerja meliputi berbagai

aspek dan melibatkan advisor dengan menghasilkan FS tertanggal Juni 2014. Advisor yang

dilibatkan dalam proses akuisisi COPAL yaitu Ernst and Young (EY) untuk melakukan

due diligence dan IHS Energy untuk melakukan valuasi akuisisi 30% PI milik MOC.

Berdasarkan RRD No. RRD-102/C00000/2014-S0 tentang Bid Offer tanggal 8 Juli

2014 diketahui bahwa Direksi memutuskan bahwa Pertamina akan melakukan akuisisi PI

34

15% MOC dengan nilai valuasi maksimal sebesar US$2,376 juta. Kemudian Pertamina

melakukan bid offer untuk PI 15% MOC yang dilakukan oleh SVP Upstream Business

Development (UBD) melalui Surat No. 081/R20000/2014-S0 tanggal 15 Juli 2014 kepada

Tudor, Pickering, Holt & Co (TPH) sebagai advisor bank investment MOC dengan nilai

sebesar US$1,000,000,000.00.

Atas bid offer tersebut, melalui teleconference pada tanggal 24 Juli 2014 Seller

Representative TPH menyatakan bahwa nilai bid offer Pertamina masuk klasifikasi

menarik, namun seller meminta Pertamina untuk menaikkan jumlah net share yang akan

diakuisisi dan mengirimkan revisi bid offer pada awal bulan Agustus 2014. Kemudian

Direktur Perencanaan Investasi dan Manajemen Risiko (PIMR) mengirimkan

Memorandum No. R-090/R00000/2014-S0 tanggal 5 Agustus 2014 kepada Direksi perihal

Revisi Bid Offer untuk Investasi Proyek Akuisisi 30% PI milik Murphy yang berisi sebagai

berikut:

1) Valuasi maksimum PI 30% MOC adalah sebesar US$2,376 juta.

2) Anggaran Fungsi UBD tahun 2014 untuk akuisisi setara dengan 20% net share Murphy

di Malaysia.

Melalui surat tersebut, Direktur PIMR melampirkan konsep Persetujuan Direksi Sirkuler

(PDS) berupa konsep RRD yang kemudian disetujui oleh Direksi sesuai RRD No. RRD-

110/C00000/2014-S0 tanggal 5 Agustus 2014 tentang Revisi Bid Offer untuk Usulan

Investasi Proyek Akuisisi Sebagian Participating Interest Murphy Oil Corporation di

Malaysia. RRD tersebut memutuskan:

1) Direksi menyetujui pengiriman revisi bid offer untuk akuisisi 30% net share Murphy

dengan pembayaran dilakukan pada tahun 2014 untuk porsi 20% net share dan awal

tahun 2015 untuk porsi 10% net share.

2) Revisi bid offer harus mencantumkan persyaratan bahwa tawaran tersebut berlaku

apabila telah mendapatkan persetujuan dari pemegang saham dan rekomendasi Dewan

Komisaris.

Berdasarkan RRD tersebut, Pertamina melakukan revisi bid offer untuk 30% PI

milik MOC yang dilakukan oleh SVP UBD melalui Surat No. 091/R20000/2014-S0

tanggal 6 Agustus 2014 kepada TPH dengan nilai sebesar US$2,000,000,000.00.

Penawaran tersebut disetujui MOC dan dilakukan perjanjian SPA pada tanggal 30

September 2014. SVP UBD dalam melakukan bid offer didasarkan pada Surat Kuasa dari

Direktur Utama berupa Power of Attorney (PoA) No. SK-071/C00000/2014-S0 tanggal 28

Maret 2014. Sedangkan nilai bid offer sebesar US$2,000,000,000.00 ditentukan oleh

Direksi yang disampaikan secara verbal untuk ditindaklanjuti oleh SVP UBD dengan

mengirimkan bid offer. Atas nilai SPA tersebut disetujui kedua pihak bahwa nilai

pembayaran adalah sebesar US$1,877,733,405.00, dengan rincian sebagai berikut:

Tabel 3.7. Pembayaran Investasi Proyek Akuisisi PI milik Murphy

Uraian Tanggal Nilai (US$)

Deposit Payment 30 September 2014 200,000,000.00

1st Closing 18 Desember 2014 1,260,425,424.00

Correction on 1st Closing 5 Januari 2015 81,359.00

2nd Closing 29 Januari 2015 417,226,622.00

Jumlah 1,877,733,405.00

35

Perhitungan valuasi akuisisi 30% PI milik MOC dilakukan bersama oleh Tim Kerja

dan IHS Energy dengan menggunakan model valuasi yang dibuat bersama. Dalam model

valuasi tersebut digunakan asumsi-asumsi antara lain sebagai berikut:

1) General Model Assumptions

Validation date: 1 Januari 2014, transaction year end: 31 Desember 2014, discount

rate: 9%, discounting method: mid-year discounting.

2) Macroeconomic Assumptions

Oil price inflation rate: 2,5%, RM inflation rate: 4%, RM per US$ 3,24.

3) Local Content Assumptions

Local RM spend: 30%, US$ spend: 70%.

4) Data Table

Discount rate: 8%, 9%, dan 10%.

Setelah ditetapkan asumsi-asumsi yang digunakan, kemudian dibuat formula

perhitungan yang didasarkan pada fiscal term yang ada dalam PSC. Langkah selanjutnya,

dilakukan penginputan data field assumption (oil production dan gas production), Opex

scenario, abandonment provision, Capex assumption, dan local content. Atas input data

tersebut kemudian dihitung dalam model valuasi berdasarkan scenario sebagai berikut:

1) Blok SK 309 Phase III;

2) Blok SK 311 Phase III;

3) Blok K: FDP, ADP, THV Change: 400.000, Deepwater Incentive;

4) Blok H FDP;

5) Oil price: US$100, US$105, US$110;

6) Exploration upside (oil price US$100).

Hasil valuasi akuisisi 30% PI milik MOC (sesuai Laporan IHS Energy) dengan data dan

scenario tersebut di atas diperoleh nilai maksimum sebesar US$2,376 juta. Nilai tersebut

yang diusulkan oleh Direktur PIMR kepada Direksi sebagai nilai valuasi maksimum.

Rincian hasil valuasi akuisisi 30% PI milik MOC adalah sebagai berikut:

Tabel 3.8. Hasil Valuasi IHS Energy atas Akuisisi 30% PI milik MOC

dalam juta US$

No. Uraian Skenario Nilai Kenaikan * Akumulasi Nilai

Base Case

1. Total Base Case sesuai PSC (tanpa scenario)

1,499

- Blok H

- Blok K

- Blok SK 311

- Blok SK 309

109

829

227

334

Technical Upside

2. Blok K dan Blok H FDP 151 1,650

3. Blok K ADP + SNP Phase II 58 1,708

4. Blok SK 309 Phase III 2 1,710

5. Blok SK 311 Phase III 33 1,743

Comercial Upside

6. Blok K THV Change = 400 mbbl/d 153 1,896

7. Blok K Deepwater Incentive 160 2,056

36

No. Uraian Skenario Nilai Kenaikan * Akumulasi Nilai

Oil Price Upside

8. Oil price US$105 104 2,160

9. Oil price US$110 102 2,262

Exploration Upside

10. Exploration upside (oil price US$100) 114 2,376

Jumlah 2,376

* Catatan: Nilai untuk nomor 1 s.d. 7 menggunakan oil price US$100.

Berdasarkan Laporan IHS Energy, nilai valuasi akuisisi 30% PI milik MOC yang

digunakan sebagai dasar penentuan harga akuisisi adalah base case oil price US$100

without exploration upside yaitu sebesar US$2,056 juta. Atas nilai tersebut, berdasarkan

pro-forma cash flow statement diasumsikan harga akuisisi adalah sebesar US$2,000 juta.

Hasil pemeriksaan atas akuisisi 30% PI milik MOC diketahui hal-hal sebagai

berikut:

a. Pertamina memasukkan asumsi perhitungan yang uncontrollable dalam

perhitungan valuasi nilai aset

Hasil pemeriksaan atas akuisisi PI 30% MOC diketahui bahwa perhitungan

valuasi yang dilakukan IHS Energy bersama Tim Kerja tidak didukung dengan asumsi-

asumsi yang konservatif karena memasukkan asumsi perhitungan yang uncontrollable.

Uraian lebih lanjut sebagai berikut:

1) Pertamina menggunakan asumsi Blok K THV Change 400 mmbbl yang tidak

sesuai dengan PSC

Berdasarkan PSC dan dokumen Quarterly Audited Account (QAA) Blok

K diketahui bahwa ketentuan profit sharing untuk oil production di Blok K adalah:

Tabel 3.9. Profit Sharing Oil Production Blok K

Liquid Hydrocarbons

Production (mbbl/d)

Cumulative Production

< THV > THV

Tranche 1 - 50.0 86% 50%

Tranche 2 50.0 100.0 82% 50%

Tranche 3 100.0 and above 63% 50%

Jika dan ketika produksi bruto kumulatif minyak mentah area kontrak mencapai

300 mmbbl, maka hak profit sharing Petronas dan Kontraktor adalah 50:50.

Hasil pemeriksaan atas model valuasi IHS Energy diketahui bahwa dalam

valuasi akuisisi PI 30% MOC dengan hasil valuasi sebesar US$2,056 juta

digunakan skenario Threshold Volume (THV) Blok K = 400 mmbbl (lihat Tabel

3.8) yang tidak sesuai dengan PSC Blok K yaitu THV = 300 mmbbl. Konfirmasi

kepada pihak Upstream Business Development (UBD) dan Tim Kerja terkait

skenario THV Blok K = 400 mmbbl menyatakan bahwa THV Blok K menurut

PSC adalah 300 mmbbl, namun berdasarkan Laporan IHS Energy, seller

37

mengasumsikan untuk THV Blok K dapat menjadi 450 mmbbl dan Pertamina

berasumsi tingkat maksimum THV Blok K yang dapat dicapai adalah 400 mmbbl.

Asumsi THV Blok K = 400 mmbbl tersebut digunakan dalam perhitungan valuasi.

Hal tersebut berpengaruh pada kenaikan perhitungan profit oil to contractor dari

yang seharusnya jika menggunakan THV sesuai PSC = 300 mmbbl. Pada akhirnya

menyebabkan kenaikan perhitungan harga aset Blok K.

Sebagai gambaran perbandingan antara penggunaan THV = 400 mmbbl dengan

THV 300 mmbbl, berikut simulasi perhitungan profit oil to contractor:

a) Perhitungan profit oil to contractor dengan menggunakan THV = 400 mmbbl

Perhitungan profit oil to contractor dengan menggunakan THV = 400 mmbbl

dapat dilihat dalam Tabel 3.10 berikut:

Tabel 3.10. Perhitungan Profit Oil to Contractor dengan THV = 400 mmbbl

Uraian % 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Penentuan profit tranche

Total Cumulative Production Oil (mmbbl)

214,152 252,717 285,203 318,776 351,367 388,636 422,534

THV 400,000 400,000 400,000 400,000 400,000 400,000 400,000

Production Above THV

- - - - - - 22,534

Average Daily Production (mbbl/day)

88 106 89 92 89 102 93

<THV Share

Profit Tranche 1 86% 50 50 50 50 50 50 -

Profit Tranche 2 82% 38 50 39 42 39 50 -

Profit Tranche 3 63% - 6 - - - 2 -

Profit Tranche yang Digunakan

84% 83% 84% 84% 84% 84% 0%

> THV Share

Profit Tranche 1 50% - - - - - - 50

Profit Tranche 2 50% - - - - - - 43

Profit Tranche 3 50% - - - - - - -


0% 0% 0% 0% 0% 0% 50%

Perhitungan profit oil to contractor

Available Receipt for Profit Oil

1,272,609 2,800,310 2,330,690 2,059,484 2,459,575 2,959,617 2,804,372

Profit Tranche 84% 83% 84% 84% 84% 84% 50%

Profit Oil to Contractor

1,072,519 2,320,777 1,963,683 1,733,557 2,071,944 2,473,247 1,402,186

b) Perhitungan profit oil to contractor dengan menggunakan THV = 300 mmbbl

Perhitungan profit oil to contractor dengan menggunakan THV = 300 mmbbl

dapat dilihat dalam Tabel 3.11 berikut:

38

Tabel 3.11. Perhitungan Profit Oil to Contractor dengan THV = 300 mmbbl

Uraian % 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Penentuan profit tranche

Total Cumulative Production Oil (mmbbl)

214,152 252,717 285,203 318,776 351,367 388,636 422,534

THV 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000

Production Above THV

- - - 18,776 51,367 88,636 122,534

Average Daily Production (mbbl/day)

88 106 89 92 89 102 93

<THV Share

Profit Tranche 1 86% 50 50 50 - - - -

Profit Tranche 2 82% 38 50 39 - - - -

Profit Tranche 3 63% - 6 - - - - -


84% 83% 84% 0% 0% 0% 0%

> THV Share

Profit Tranche 1 50% - - - 50 50 50 50

Profit Tranche 2 50% - - - 42 39 50 43

Profit Tranche 3 50% - - - - - 2 -


0% 0% 0% 50% 50% 50% 50%

Perhitungan profit oil to contractor

Available Receipt for Profit Oil

1,272,609 2,800,310 2,330,690 2,059,484 2,459,575 2,959,617 2,804,372

Profit Tranche 84% 83% 84% 50% 50% 50% 50%

Profit Oil to Contractor

1,072,519 2,320,777 1,963,683 1,029,742 1,229,787 1,479,809 1,402,186

c) Perbandingan perhitungan profit oil to contractor antara THV = 400 mmbbls

dengan THV = 300 mmbbl

Hasil perbandingan perhitungan profit oil to contractor antara THV = 400

mmbbls dengan THV = 300 mmbbl diketahui terdapat selisih sebesar

US$2,539,410.00 dengan perincian sebagai berikut:

Tabel 3.12. Perbandingan Profit Oil to Contractor THV = 400 mmbbl vs THV = 300 mmbbl

(dalam ribu US$)

Uraian 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Profit Oil to Contractor THV = 400 mmbbl

1,072,519 2,320,777 1,963,683 1,733,557 2,071,944 2,473,247 1,402,186

Profit Oil to Contractor THV = 300 mmbbl

1,072,519 2,320,777 1,963,683 1,029,742 1,229,787 1,479,809 1,402,186

Selisih 0 0 0 703,815 842,157 993,438 0

Jumlah Selisih 2,539,410

Selisih profit oil to contractor bagian Pertamina secara bruto adalah sebesar

US$761,823,000.00 (30% x US$2,539,410,000.00). Atas selisih tersebut akan

39

berpengaruh pada perhitungan NPV cash flow yang pada akhirnya

menyebabkan kenaikan perhitungan valuasi nilai aset Blok K sebesar US$153

juta.

Asumsi THV Blok K = 400 mmbbl merupakan asumsi yang belum dapat

diprediksi kepastian penerapannya (uncontrollable), karena sampai saat ini belum

ada pengajuan revisi PSC untuk menaikkan THV dari 300 mmbbl menjadi 400

mmbbl.

Lebih lanjut UBD dan Tim Kerja menjelaskan bahwa seller

mengasumsikan penyesuaian THV dari 300 mmbbl menjadi 450 mmbbl

dikarenakan saat itu adanya rencana pengembangan enam lapangan di Blok K,

yaitu: lapangan Wangsa, Tiram, Sapih, Jangas, Kerisi, dan Kikeh Deep.

Berdasarkan pendekatan pada kontrak PSC Blok SK 309 dan SK 311 yang

menyatakan bahwa penambahan THV tiap lapangan yang akan on stream adalah

sebesar 30 mmbbl, serta masukan pendapat dari Financial Advisor, maka Tim

Kerja memahami bahwa THV bersifat dinamis sehingga dapat memperoleh

penambahan THV menjadi 480 mmbbl dari enam lapangan baru tersebut (6

lapangan x 30 mmbbl = 480 mmbbl). Namun demikian, Tim Kerja memberikan

risk factor atas asumsi THV dengan mengambil batas sebesar 400 mmbbl.

2) Asumsi deepwater incentive Blok K yang digunakan dalam perhitungan valuasi

aset belum didukung peraturan teknisnya oleh Ministry of Finance Malaysia

Berdasarkan PSC dan dokumen QAA Blok K diketahui bahwa tidak

terdapat perhitungan terkait adanya deepwater incentive. Konfirmasi kepada pihak

UBD dan Tim Kerja menyatakan bahwa aplikasi deepwater incentive didapatkan

Tim Kerja berdasarkan pemaparan analisis EY mengenai Petroleum Income Tax

(PITA) bahwa deepwater incentives akan di aplikasikan setelah Ministry of

Finance mengeluarkan “guideline untuk aplikasinya”.

Lebih lanjut pihak UBD menjelaskan bahwa peraturan yang mengatur

tentang deepwater incentives terdapat dalam P.U. (A) 120 tanggal 29 Maret 2013

tentang Petroleum (Income Tax) (Investment Allowance) Regulations 2013.

Namun demikian, peraturan tersebut hanya menjelaskan tentang pengertian

deepwater project, yaitu proyek di kedalaman air lebih dari dua ratus meter.

Peraturan tersebut tidak mengatur lebih detail terkait prosedur, kriteria, metode

perhitungan, dan aturan teknis lainnya tentang deepwater incentives, sehingga

dalam model valuasi didasarkan pada Peraturan LHDN.01/35/(S)/42/51/84 tentang

Garis Panduan Tuntutan Insentif bagi Industri Petroleum Huluan di Bawah Akta

Petroleum (Cukai Pendapatan) 1967 yang merupakan aturan teknis marginal

incentives bahwa kontraktor berhak mendapatkan allowance sebesar 60% atas

pengeluaran Capex (infrastruktur proyek laut dalam) sebagai pengurang pajak,

yang digambarkan dalam bentuk contoh. Sampai dengan saat ini peraturan teknis

tersebut belum ada sehingga belum ada juga realisasi deepwater incentives yang

diperoleh oleh PMEP, termasuk di Blok K.

Asumsi deepwater incentive merupakan asumsi yang bersifat

uncontrollable karena tidak dapat diprediksi kepastian diperolehnya, sehingga

tidak tepat jika dimasukkan dalam skenario perhitungan valuasi akuisisi. Atas

40

skenario Blok K deepwater incentives tersebut berdampak pada kenaikan valuasi

nilai aset sebesar US$160 juta.

Hasil perhitungan valuasi yang menggunakan asumsi-asumsi yang kurang

konservatif tersebut di atas berdampak pada kenaikan valuasi aset sebesar total US$313

juta (US$153 + US$160) juta.

Namun demikian, Pertamina dalam proses perhitungan valuasi tidak

memperhitungkan beberapa komponen yang mempunyai nilai ke dalam valuasi yang

digunakan dalam penawaran. Komponen yang belum masuk valuasi tersebut disimpan

sebagai strategi dalam melakukan valuasi aset. Komponen yang belum masuk valuasi

ini masih dapat dikategorikan hal yang bersifat konservatif karena masih dapat

menutupi dampak kenaikan valuasi atas asumsi Blok K THV change = 400 mmbbl dan

deepwater incentive. Dalam perhitungan valuasi aset, pihak UBD dan Tim Kerja belum

menghitung seluruh cadangan (resources) yang ada sesuai dokumen Annual Review of

Petroleum Resources (ARPR) tanggal 1 Januari 2014. ARPR merupakan laporan

tahunan Murphy Oil Company yang berisi laporan kegiatan pengembangan lapangan

dan nilai resources minyak dan gas yang ditemukan. Dalam valuasi Proyek Akuisisi

30% milik Murphy, nilai resources yang divaluasi yaitu skenario Base Case sejumlah

156 mmboe (2P) dan skenario Technical Upside sejumlah 63 mmboe (2C), sedangkan

resources yang dilaporkan dalam ARPR 2014 sejumlah 192 mmboe (2P) dan 74

mmboe (2C) atau selisih sejumlah 36 mmboe (2P) dan 11 mmboe (2C) yang belum

dimasukkan dalam perhitungan valuasi aset. Nilai valuasi bantalan tersebut adalah

sebesar total US$388.52 juta. Rincian dan perbandingan nilai bantalan dengan nilai

asumsi yang uncontrollable adalah sebagai berikut:

Tabel 3.13. Perbandingan Nilai Bantalan vs Nilai Asumsi Uncontrollable

Bantalan Nilai

(US$ juta) Asumsi Uncontrollable

Nilai

(US$ juta)

* Base Case = 36 mmboe (2P) 345.92 THV Change = 400 mmbbl 153.00

* Technical Upside = 11 mmboe (2C) 42.60 Deepwater incentive 160.00

Jumlah 388.52 Jumlah 313.00

* Keterangan:

Base Case = 36/156 x US$1,499 = US$345.92

Technical Upside = 11/63 x US$244 = US$42.60

Selisih:

US$388.52 – US$313.00 = US$75.52

Sesuai Tabel 3.13 di atas diketahui bahwa nilai valuasi bantalan masih lebih tinggi

dibandingkan nilai valuasi asumsi yang uncontrollable sebesar US$75.52 juta.

Berdasarkan uraian di atas menunjukkan bahwa Pertamina belum memiliki

standarisasi dalam melakukan perhitungan valuasi aset. Hal ini dikarenakan Pertamina

belum memiliki Pedoman yang mengatur tentang metode perhitungan valuasi aset

akuisisi secara terstandar, termasuk hal-hal yang relevan untuk dimasukkan sebagai

asumsi perhitungan valuasi aset.

b. Realisasi produksi minyak mentah belum sesuai dengan forecast

Hasil analisis atas forecast produksi yang dibuat oleh Tim Kerja dibandingkan

dengan realisasi produksi Pertamina Malaysia Eksplorasi dan Produksi (PMEP)

sebagai Anak Perusahaan yang mengelola aset PI 30% MOC pada saat akuisisi sampai

41

dengan tahun 2016 diketahui bahwa realisasi produksi PMEP belum mencapai hasil

yang sesuai dengan proyeksi/forecast produksi. Hal ini dapat dilihat pada Tabel 3.14

berikut:

Tabel 3.14. Perbandingan Forecast Produksi PMEP dengan Laporan Produksi

No. Tahun Forecast Produksi

(mbopd) Realisasi

Produksi (mbopd) Selisih (mbopd) Deviasi (%)

1. 2014 47 34 13 27,66

2. 2015 55 39 16 29,09

3. 2016 49 39 10 20,41

Berdasarkan Tabel 3.14 diketahui bahwa deviasi atau tingkat penyimpangan forecast

produksi terhadap realisasi produksi tahun 2014 s.d. 2016 masih tinggi, yaitu 27,66;

29,09; 20,41.

Pihak PMEP mengakui bahwa realisasi produksi under performance

dibandingkan FS dikarenakan:

1) Keterlambatan rencana start up dan ramp up produksi dari lapangan Gumusut –

Kakap melalui fasilitas produksi “Semi-submersible Floationg Production System

(FPS)”;

2) Pencapaian produksi lapangan SNP tidak sesuai dengan target dikarenakan

beberapa faktor unstable water injection system, subsurface dan mechanical

problem pada tubing string dan gas coning;

3) Penurunan produksi lapangan Kikeh yang tajam dari pengaruh debottle necking

dan back pressure dari lazy and idle wells;

4) Tingginya unplanned shutdown dari fasilitas PCMP-2 operated by Petronas.

Kondisi tersebut di atas tidak sesuai dengan:

a. Feasibility Study (FS) Akuisisi 30% Participating Interest milik Murphy Oil

Company;

b. Production Sharing Contract (PSC) Blok K Article 5 Recovery of Cost Oil, Division

of Profit Oil and Marketing, point 5.2:

“The total Profit Oil in a Quarter shall be divided between PETRONAS and

Contractors in accordance with the following ratios:

Average Daily Gross Production PETRONAS CONTRACTORS

First 8,000 Kilolitres average per day of

Gross Production of Crude Oil in each

Quarter.

14% 86%

Next 8,000 Kilolitres average per day of

Gross Production of Crude Oil in each

Quarter.

18% 82%

In excess of 16,000 Kilolitres average per

day of Gross Production of Crude Oil in

each Quarter.

37% 63%

42

Not with standing the foregoing, if and when the cumulative Gross Production of Crude

Oil from the Contract Area reaches forty-eight million (48,000,000) Kilolitres,

PETRONAS’s and Contractors entitlement to the Profit Oil shall be in the ratio 50:50.

For the purpose of this Article 5 the following conversions shall apply:

(i) Eight thousand (8,000) Kilolitres shall be equivalent to fifty thousand (50,000)

Barrels;

(ii) Sixteen thousand (16,000) Kilolitres shall be equivalent to one hundred thousand

(100,000) Barrels; and

(iii) Forty-eight million (48,000,000) Kilolitres shall be equivalent to three hundred

million (300,000,000) Barrels.”

c. P.U. (A) 120 Tahun 2013 tanggal 29 Maret 2013 tentang Peraturan-Peraturan

Petroleum (Cukai Pendapatan) (Elaun Pelaburan) 2013, Petroleum (Income Tax)

(Investment Allowance) Regulations 2013:

- Application No. 2, These regulation shall apply to all chargeable persons carrying

on petroleum operations in respect of a qualifying project.

- Interpretation No. 3, “Deepwater project” means a project in water depth of more

than two hundred meters;

“Qualifying project” means a project as provided for under regulation 5.

- Qualifying project No. 5, The Minister may determine a qualifying project which

is a project undertaken by a chargeable person-

(a) In a field which carries out one or more projects in respect of enhanced oil

recovery, high carbon dioxide gas, high pressure high temperature or any

combination thereof; or

(b) In an area under a petroleum agreement, in respect of a deepwater project.

Kondisi tersebut di atas mengakibatkan pencapaian realisasi produksi dari investasi

di lapangan Murphy Oil Company tidak sesuai dengan target produksi Pertamina

berpeluang rugi investasi.

Kondisi tersebut di atas disebabkan oleh:

a. Tim Kerja kurang konservatif dalam memasukkan faktor inputan berupa asumsi-

asumsi yang uncontrollable dalam perhitungan valuasi.

b. Pertamina belum memiliki Pedoman yang mengatur tentang perhitungan valuasi aset

akuisisi.

c. Terdapat banyak kendala operasi dalam rangka produksi di lapangan Murphy Oil

Company tidak diperhitungkan sebelumnya.


terhadap akuisisi 30% Participating Interest (PI) milik Murphy Oil Company di Malaysia,

yaitu valuasi pada akuisisi tersebut masih kurang konservatif karena memasukkan

komponen yang sifatnya uncontrollable, yaitu perubahan THV dan deep water incentive.

Penggunaan komponen perubahan THV dan deep water incentive merupakan

upaya identifikasi komponen valuasi yang dapat mendukung agar lebih kompetitif,

mengingat proses akuisisi ini merupakan competitive bid. Namun demikian, Tim Kerja juga

menyimpan beberapa komponen valuasi yang tidak dihitung dengan nilai lebih tinggi

43

dibandingkan komponen uncontrollable, untuk menjaga agar valuasi yang dihasilkan tetap

mempunyai unsur konservatif, yaitu sebagian volume cadangan dan sumberdaya, serta

marginal field incentive yang terbukti diperoleh di beberapa lapangan.


a. Menginstruksikan Tim Kerja akuisisi agar lebih konservatif dalam memasukkan faktor

inputan dalam perhitungan valuasi.

b. Membuat Pedoman yang mengatur tentang perhitungan valuasi aset akuisisi.

c. Pertamina mendorong Murphy Oil Company sebagai operator untuk merealisasikan

technical upside.

3. Valuasi atas Akuisisi Participating Interest 10% Exxon Mobil di West Qurna 1 Irak

Belum Dilakukan Secara Optimal

Pertamina melalui PT Pertamina Irak Eksplorasi Produksi (PIREP) melakukan

Akuisisi Working Interest di Blok West Qurna-1 sebanyak 10% yang dituangkan dalam

Asset Sale Agreement antara ExxonMobil Iraq Limited dengan Pertamina pada tanggal 2

Agustus 2013 dengan base price sebesar US$258,000,000.00. Pertimbangan atas

pengambilan keputusan melakukan akuisisi adalah sebagai berikut:

a. West Qurna I adalah salah satu Super Giant Field yang ada di dunia dengan cadangan

terambil +/- 22 BBO;

b. Tipe kontraknya berupa Technical Service Contract (TSC) dengan remunerasi dapat

dalam bentuk inkind yaitu bisa berupa uang atau minyak;

c. Current Production pada bulan Agustus 2016, produksi harian -470 kbpd dengan PPT

(Plateau Production Target) 1,6 Mbpd.

Dengan masuknya Pertamina, maka komposisi pemegang PI West Qurna I adalah sebagai

berikut:

a. ExxonMobil Iraq Limited (EMIL) 32,69% (operator);

b. Shell 19,62 %;

c. OEC (state partner) 5% (carried);

d. Petrochina 32,69%;

e. Pertamina 10%.

Berdasarkan hasil penelusuran data, dokumen, serta hasil ekspose dengan PT

PIREP diketahui beberapa hal sebagai berikut:

a. Asset Sale Agreement dilakukan mendahului persetujuan dari Dewan Komisaris

(Board of Commissioner)

Tahapan atas proses persetujuan untuk melakukan investasi dengan

mengakuisisi 10% kepemilikan aset ExxonMobil di West Qurna I adalah sebagai

berikut:

1) Proses akuisisi atas aset West Qurna I dilakukan sejak tahun 2012 yang diawali

dengan dilakukannya kajian awal PIN (Project Initiation Note) pada tanggal 2

Nopember 2012. Tujuan PIN tersebut adalah untuk melihat kesempatan/ peluang

untuk melakukan akuisisi aset dengan melihat cadangan minyak West Qurna I dan

44

kapasitas produksi setiap harinya, karena pada saat itu ExxonMobil Iraq’s Limited

(EMIL) sebagai Operator atas proyek tersebut sedang membuka tender untuk

penjualan aset sebanyak 10% s.d 30%.

2) Setelah itu pada tanggal yang sama dilakukan PPN (Project Preparation Note)

untuk melihat resiko atau faktor apa saja yang dapat menjadi kendala bila

melakukan investasi atas proyek West Qurna I.

3) Kemudian pada bulan Desember 2012 dilakukan Feasibility Study (FS) yang

hasilnya menyimpulkan:

a) Lapangan West Qurna I berbatasan dengan lapangan super giant lainnya yaitu

Rumaila Field yang dikelola oleh BP dan NPC;

b) Lapangan West Qurna I terdiri dari Discovered Developed (Mishrif) dan

Discovered;

c) Undevelopment (Sadi, Khasib, Rumaila, Mauddud, Zubair, Yamama, Najmah,

and alan/Mus), Undiscovered Potential (below of Najmah, Alan/Mus);

d) Besarnya volume Original Oil in Place; 58,9 BBO dengan Recoverable

Reserve 16 BBO;

e) Rata-rata produksi saat ini adalah 400 MBOPD dengan total sumur sebanyak

400 Wells dengan rincian 175 aktif, 175 shut in, dan 55 waiting on tie in.

4) Pada tanggal 27 Nopember 2012, dilaksanakan rapat Direksi yang hasilnya adalah

agar dilakukan physical data room di London dan agar dilakukan evaluasi lebih

lanjut untuk menentukan range harga sebelum due date yang ditentukan untuk

binding offer.

5) Pada tanggal 11 Desember 2012, Direksi menyetujui untuk dilakukannya akuisisi

10% PI di lapangan West Qurna I melalui pembelian share ExxonMobil Iraq

Limited dengan harga maksimal US$261.000.000,00.

6) Pada tanggal 25 Januari 2013, Dewan Komisaris mengeluarkan Memorandum

Nomor R-033/K/DK/2013 yang ditujukan kepada Direksi yang isinya adalah

Dewan Komisaris belum sependapat atas usulan Direksi untuk menyampaikan

revisi bid mengingat:

a) Minutes of Meeting WQ1-TSC Committe tertanggal 19 Desember 2012 dari

ExxonMobil dipandang belum layak mejadi acuan hukum sebagai dasar

transaksi karena substansi utamanya belum mendapat persetujuan dari

pemegang otoritas Kementerian Perminyakan Irak;

b) Belum ada kepastian bahwa Amandemen Kontrak (TSC) akan disetujui oleh

Pemerintah Irak.

7) Pada tanggal 30 April 2013, Direksi kembali melakukan rapat dan berdasarkan

hasil keputusan Direksi memutuskan untuk memasukkan kembali bid untuk

Participating Interest (PI) sebesar 10% dengan mencantumkan kondisi apabila

hasil negosiasi dapat diformalkan ke dalam perjanjian mengikat dan pengiriman

bid dilakukan sebelum batas waktu 7 Mei 2013.

8) Pada tanggal 6 Mei 2013, Dewan Komisaris kembali mengeluarkan Memorandum

No. R-269/K/DK/2013 yang isinya adalah mendukung rencana Direksi untuk

menyampaikan revisi bid 10% participating interest di Blok West Qurna-1 senilai

maksimal US$448.000.000,00 (NPV @10) sesuai hasil valuasi baru.

9) Pada tanggal 18 Juli 2013, Direksi mengeluarkan persetujuan Rencana Akuisisi

Working Interests di Blok West Qurna I dan sepakat untuk menyampaikan

penawaran bid kepada Seller dengan nilai maksimal US$703.000.000,00.

45

10) Selanjutnya tanggal 22 Juli 2013, Dewan Komisaris kembali mengeluarkan

memorandum No. R-408/K/DK/2013 tanggal 22 Juli 2013 yang berisi persetujuan

Dewan Komisaris kepada Direksi untuk memasukkan revisi bid 10% participating

interests di Blok West Qurna I dengan nilai maksimal US$703.000.000,00.

11) Pada tanggal 2 Agustus 2013, dilakukan Asset Sale Agreement antara ExxonMobil

Iraq Limited dengan Pertamina yang menyepakati akuisisi atas 10% aset

ExxonMobil Iraq Limited sebanyak 10% dengan nilai US$258.000.000,00. ASA

memuat Conditions Precedent (CP) antara lain bahwa Buyer (Pertamina) harus

memperoleh persetujuan dari Share Holder (RUPS) 30 hari setelah

penandatanganan Improved TSC Terms Option Agreement (Penandatanganan

agreement tersebut dilakukan tanggal 21 Oktober 2013).

12) Pada tanggal 20 Nopember 2013, Dewan Komisaris mengeluarkan surat yang

ditujukan kepada Direksi dengan No. R-555/K/DK/2013 perihal Persetujuan

Investasi Proyek akuisisi 10% kepemilikan ExxonMobil. Di dalam surat tersebut,

secara resmi Dewan Komisaris menyetujui rencana Direksi untuk melakukan

investasi akuisisi 10% kepemilikan ExxonMobil pada pengembangan Lapangan

West Qurna I Irak.

Berdasarkan kronologis di atas, memperlihatkan bahwa atas rencana akuisisi

aset sebanyak 10% PI milik ExxonMobil Iraq Limited sudah dilaksanakan berdasarkan

Asset Sale Agreement tanggal 2 Agustus 2013 (walaupun ASA memuat CP persetujuan

dari RUPS, sedangkan secara resmi persetujuan Dewan Komisaris dikeluarkan pada

tanggal 20 Nopember 2013 (menindaklanjuti surat RUPS tanggal 1 Nopember 2013).

b. Realisasi produksi minyak belum mencapai target sesuai forecast dalam valuasi

Pertamina melalui anak perusahaan PT Pertamina Irak Eksplorasi Produksi

sebelum memutuskan untuk melakukan kegiatan akuisisi atas 10% participating

interest (PI) aset milik ExxonMobil Iraq Limited di West Qurna I, melakukan

perhitungan/valuasi untuk menentukan berapakah nilai akuisisi aset. Salah satu yang

menjadi komponen/unsur dalam metode valuasi adalah prediksi (forecast) jumlah

eksplorasi minyak per hari dalam satuan Barrel Oil Per Day (BOPD). Berdasarkan

analisa atas metode valuasi tersebut dan dibandingkan dengan realisasi eksplorasi

sampai dengan Tahun 2015 adalah sebagai berikut:

Tabel 3.15. Perbandingan Valuasi dan Realisasi Eskplorasi Minyak

Tahun 2014

No Tahun Kuartal 1 Kuartal 2 Kuartal 3 Kuartal 4

1 Rencana 337,66 340,19 342,69 345,16

2 Realisasi 317,37 377,47 313,04 288,33

Selisih 20,49 (37,28) 29,65 56,83

Deviasi (%) (6,06) (8,65) (16,46)

Tahun 2015

No Tahun Kuartal 1 Kuartal 2 Kuartal 3 Kuartal 4

1 Rencana 527,13 529,53 531,91 534,25

2 Realisasi 239,16 324,14 371,31 348,75

Selisih 287,97 205,39 160,6 185,5

Deviasi (%) (54,62) (38,78) (30,19) (34,72)

46

Berdasarkan Tabel 3.15 perbandingan di atas, menunjukkan bahwa atas realisasi

selama 2 tahun sejak akuisisi (tahun 2013) masih di bawah prediksi yang dijadikan

sebagai bahan valuasi. Hal ini berdampak pada remuneration fee yang diterima

menjadi lebih kecil dari yang direncanakan sebelumnya.

Selain itu, berdasarkan data realisasi produksi minyak mentah diketahui bahwa

terdapat perbedaan data realisasi produksi Tahun 2014 dan 2015 menurut Finance

dengan Tim E&D dengan penjelasan dalam Tabel 3.16 berikut:

Tabel 3.16. Perbedaan Data Realisasi Produksi Tahun 2014 dan 2015

No Periode Hari Data Sumber (BOPD)

Selisih Tim E&D Finance

2014

1 Januari 31 253.000 252.811 189

2 Februari 28 341.000 341.316 316

3 Maret 31 340.000 358.000 18.000

4 April 30 320.000 391.022 71.022

5 Mei 31 314.000 348.885 34.885

6 Juni 30 295.000 392.500 97.500

7 Juli 31 271.000 410.120 139.120

8 Agustus 31 257.000 257.000 -

9 September 30 272.000 272.000 -

10 Oktober 31 287.000 287.000 -

11 Nopember 30 294.000 294.000 -

12 Desember 31 284.000 284.000 -

TOTAL 361.032

2015

1 Januari 31 219.000 219.000 -

2 Februari 28 219.000 215.333 3.667

3 Maret 31 280.000 283.160 3.160

4 April 30 325.309 325.309 -

5 Mei 31 304.107 304.107 -

6 Juni 30 350.000 343.000 7.000

7 Juli 31 362.740 362.740 -

8 Agustus 31 375.247 375.247 -

9 September 30 375.941 375.941 -

10 Oktober 31 335.400 335.400 -

11 Nopember 30 336.000 336.000 -

12 Desember 31 374.842 374.842 -

TOTAL 13.827

Berdasarkan Tabel 3.16 di atas, menunjukkan bahwa terdapat perbedaan data jumlah

realisasi produksi pada Tahun 2014 dan 2015 yang nantinya akan berdampak pada

jumlah remuneration fee yang akan diterima oleh Pertamina. Atas perbedaan ini, PT

PIREP memberikan penjelasan bahwa perbedaan tersebut kemungkinan disebabkan

karena angka yang berasal dari tim E&D bersifat estimasi atau perkiraan sementara

47

untuk oil price dan cash call, sementara angka dari Finance/Commercial sudah angka

final yang berdasarkan real cash call dan oil price. Vice President Upstream Business

Initiative and Growth Pertamina menyatakan bahwa hal ini disebabkan oleh:

1) Terbatasnya fasilitas produksi khususnya untuk wet facility, sementara adanya

delay project fasilitas produksi untuk wet yang disebabkan karena permasalahan

custom clearence, birokrasi untuk persetujuan lelang/tender.

2) Nilai Pleateu Production Target (“PPT”) turun dari 1,8 MMBOPD menjadi 1,6

MMBOPD dengan masa pleateu lebih panjang dengan target kumulatif produksi

yang relatif sama selama masa kontrak.

3) Tren penurunan harga minyak dunia yang berdampak pada pembatasan anggaran

WP&B dari Kementerian Perminyakan Irak yang berakibat pada rencana kerja di

Lapangan West Qurna I dan juga berdampak ditundanya pelaksanaan project yang

dibiayai oleh SOC:

a) Peningkatan kapasitas export pipeline;

b) Tertundanya proyek pembangunan pipa injeksi dari air laut (CSSP).

c. Hasil valuasi aset Wood Mac belum memperhitungkan “Performance Factor

Applied” dan belum optimal

Dalam perhitungan atas valuasi aset Proyek akuisisi 10% PI milik

ExxonMobil, Pertamina menggunakan bantuan Wood Mackenzie (Wood Mac) dengan

input data yang bersumber dari data kajian Pertamina. Berdasarkan hasil valuasi

dengan model dari Wood Mac menunjukkan bahwa terdapat Oil Production Targets

yang belum memperhitungkan Performance Factor Applied.

Performance Factor Applied merupakan rentang waktu yang dibutuhkan untuk

mencapai “Plateau Production Period” (Hasil Produksi Maksimal/ Stabil) terhadap

produksi suatu kegiatan. Berdasarkan Article 1.72, plateau production target means a

period of seven (7) years starting with the later of six (6) years from the approval date

of the Enhanced Redevelopment Plan or two (2) years after commissioning of the

Common Seawater Supply Project (CSSP) as set out in the CSSP development plan as

agreed by the parties; however, the parties may agree to an earlier start date of the

Plateau Production period.

Terkait dengan Proyek akuisisi 10% PI milik ExxonMobil, berdasarkan

Amandment No. 4 to The Technical Service Contract For The West Qurna (Phase I)

Oil Field tanggal 19 Februari 2014, plateau production target ditentukan sebesar 1.100

barrel of crude oil and NGL per day dan memiliki tenggang waktu selama 6 (enam)

tahun sejak persetujuan Enhanced Redevelopment Plan atau selama 2 (dua) tahun sejak

masa percobaan Common Seawater Supply Project (CSSP) mana yang tercapai lebih

dahulu. Berdasarkan informasi yang diterima melalui wawancara kepada Vice

President Upstream Business Initiative Pertamina, diketahui bahwa dalam metode

valuasi tersebut mengasumsikan bahwa plateau production target dapat tercapai

sehingga tidak memasukkan risiko/perhitungan apabila plateau production target tidak

tercapai. Dijelaskan pula bahwa jika dilihat dari kondisi saat ini, realisasi produksi atas

minyak mentah (crude oil) per kuartal masih di bawah target yang diperhitungkan

dalam valuasi dan apabila kondisi seperti ini terus terjadi sampai dengan tahun 2019

maka plateau production target tidak akan tercapai. Apabila plateau production target

48

tidak tercapai maka akan dikenakan penalti yang berdampak pada berkurangnya

revenue yang akan diterima oleh Pertamina.

Hasil valuasi yang dilakukan oleh Pertamina, menunjukkan bahwa nilai

investasi atas rencana akuisisi Proyek akuisisi 10% PI milik ExxonMobil adalah

sebesar USD459,900,000.00. Nilai tersebut adalah nilai maksimal apabila term and

conditions yang diajukan oleh Pertamina disetujui seluruhnya oleh Exxon Mobil.

Terms and conditions yang diajukan oleh Pertamina adalah sebagai berikut:

Tabel 3.17. Skenario Perbaikan Fiscal Term di Irak

Item Perbaikan Fiscal Term Skenario Pernaikan Fiscal Term (case)

1 2 3 4 5 6 7 9A

Current Fiscal Term √ √ √ √ √ √ √ √

PPT= 1.8 MBD (1.3 DD + 0.5 DU) - √ √ √ √ √ √ √

NO Performance Factor - - √ √ √ √ √ √

No R – Factor - - - √ √ √ √ √

$2/bbl for DD Remuneration Fee - - - - √ √ √ √

No OEC Carried interest - - - - - √ √ √

10 year contract extension - - - - - - √ √

Rem. Fee link to Brent Price (3.08%) - - - - - - - √

Berdasarkan Asset Sale Agreement (ASA) antara ExxonMobil Iraq Limited

dengan Pertamina pada tanggal 2 Agustus 2013 dengan nilai sebesar

USD258,000,000.00 sebagai Initial Consideration dengan ketentuan bahwa akan

dilakukan adjusment terhadap nilai tersebut pada saat closing pembayaran. Apabila

seluruh term and conditions disetujui, Pertamina dan ExxonMobil telah menyepakati

nilai akuisisi sebesar US448,000,000.00. Pada saat adjusment dilakukan, kemudian

diperhitungkan nilai adjusmentnya berdasarkan fiscal term baru kemudian dilakukan

closing payment (sebagai Final Consideration). Dari Tabel 3.17 Skenario Perbaikan

Fiscal di atas, hasil negosiasi antara Pertamina dengan ExxonMobil Limited disepakati

bahwa menggunakan Case 7. Hasil adjusment dari perbaikan fiskal dengan

menggunakan Case 7 nilai akuisisi menjadi sebesar USD427,000,000.00. Dengan

demikian nilai adjusment berdasarkan Technical Sharing Contract (TSC) adalah

sebesar USD169,000,000.00 (USD427,000,000.00 – USD258,000,000.00).

Hasil pemeriksaan diketahui bahwa atas metode valuasi (perhitungan) nilai

akuisisi Proyek akuisisi 10% PI milik ExxonMobil sebesar USD459,000,000.00 tidak

memasukkan unsur Performance Factor Applied yang seharusnya diperhitungkan ke

dalam valuasi Wood Mac. Setelah Performance Factor Applied diperhitungkan ke

dalam valuasi maka seharusnya nilai hasil valuasi menjadi USD426,900,000.00

(deviasi 7,17%). Berdasarkan Asset Sale Agreement (ASA) yang ditandatangani pada

tanggal 2 Agustus 2013, pada Pasal 3.2.4 dijelaskan bahwa atas harga dasar sebesar

USD258,000,000.00 akan dilakukan adjusment (penyesuaian) bila keseluruhan terms

and conditions yang diajukan oleh Pertamina disetujui oleh ExxonMobil maka nilai

adjustment-nya adalah sebesar USD190,000,000.00, dengan demikian maka nilai

akuisisi atas Proyek akuisisi 10% PI milik ExxonMobil adalah sebesar

USD448,000,000.00 (USD258,000,000.00 + USD190,000,000.00). Namun tidak

seluruhnya atas terms and conditions yang diajukan oleh Pertamina disetujui oleh

49

ExxonMobil sehingga nilai adjustment menjadi sebesar USD169,000,000.00 dan nilai

akuisisi yang dibayarkan adalah sebesar USD427,000,000.00 (USD258,000,000.00 +

USD169,000,000.00). Dengan demikian, nilai bid offer yang diajukan oleh Pertamina

dalam rangka mengakuisisi 10% West Qurna 1 yakni sebesar USD448,000,000.00

dapat didasarkan kepada hasil perhitungan Wood Mackenzie (Wood Mac) yang tidak

memperhitungkan Performance Factor Applied serta dijadikan dasar dan diaplikasikan

ke dalam model perhitungan yang disepakati antara bersama Pertamina dan

ExxonMobil yakni menggunakan Open Book Model (OBM).

Hal tersebut tidak sesuai dengan:

a. Pedoman No. A-001/D20000/2011-S0 Revisi ke-1 tanggal 2 Juli 2012 tentang

Pedoman Pengembangan Usaha Hulu secara Anorganik pada BAB IV Proses Bisnis

Dalam Pengembangan Usaha Hulu pada point 4, DG4: BOC memberi keputusan atas

Usulan Pengembangan Usaha Hulu yang telah dituangkan dalam Project Proposal

yang disampaikan oleh Fungsi UBD melalui Direktorat PIMR.

- Komite Pemantau Manajemen Resiko merupakan suatu Komite di tingkat

Komisaris yang merupakan organ BOC yang salah satu tugas dan

tanggungjwabnya adalah melakukan review atas usulan Pengembangan Usaha

Hulu, dan memberikan masukan atau rekomendasi atas usulan Pengembangan

Usaha Hulu BOC;

- BOC memberi keputusan atas Usulan Pengembangan Usaha Hulu yang telah

dituangkan dalam Project Proposal, yang disampaikan oleh fungsi UBD.

Dalam hal Project Proposal disetujui oleh BOD, maka usulan dimaksud dilanjutkan

ke tahap berikutnya tata waktu yang disepakati dengan pihak seller.

Dalam hal usulan Project Proposal diputuskan untuk dihentikan/ ditunda/ atau

disempurnakan, maka usulan tersebut dikembalikan ke Fungsi UBD melalui Direktur

Hulu untuk tindak lanjutnya.

Input untuk DG4 adalah Project Proposal yang dilengkapi dengan rekomendasi dari

Direktorat BOD.

Output dari DG4 adalah Keputusan Investasi yang diberikan oleh BOC atas Project

Proposal dimaksud.

b. Asset Sale Agreement antara Pertamina dengan ExxonMobil Iraq Limited pada tanggal

2 Agustus 2013,

1) Pasal 3, Consideration

a) 3.1 Consideration

The parties acknowledge and agree that the consideration for the Interests

has been mutually agreed to be US$258.000.000,00 (the purchase price).

The initial consideration shall be calculated based on the estimate of the

sum of the Adjustments (except those made pursuant to 3.2.4) to the

Purchase Price to be applicable on the Closing Date as set out in the

Interim Closing Statement (the Initial Consideration).

50

The Initial Consideration shall be adjusted after Closing to reflect the

actual amounts of the sum of the Adjustments applicable on the date of and

as set out in the Closing Statement (the Consideration). The Consideration

may be supplemented thereafter to reflect additional installment in respect

of improved TSC Adjustments that are Approved by 31 December 2014, as

set forth in the final closing Statement, which will be delivered no later

than 31 January 2015 (the sum of the consideration and such adjustments,

the Final Consideration).

b) 3.2.4 Improved TSC Adjustments

The Adjustments to the Purchase Price set forth in this section 3.2.4

(Improved TSC Adjustments), which shall be amount calculated using the

Open Book Model, and payable by the Buyer to the Seller only if each of

the amendments to the TSC (Improved TSC Terms) have approved in

writing, in form and substance satisfactory to the Buyer, by the relevant

Government Agency in Iraq and implemented in connection with the

Interests by no later than 31 December 2014 (Approved) shall be:

(1) 3.2.4.1 US$ 40 million if the Production Plateau Target (as defined in

the TSC is reduced to 1.8 million barrels a day (which is the sum of

1.3 MBD DD plus 0.5 MBD DU as such terms are defined in the TSC);

and

(2) 3.2.4.2 US$ 26 million if the Performance Factor “A” and “B” (as

defined in the TSC) are removed; and

(3) 3.2.4.3 US$ 74 million if the R-Factor (as defined in the TSC) is

eliminated; and

(4) 3.2.4.4 US$ 15 million if the DD Remuneration Fee (as defined in the

TSC) is increased from US$1.9/bbl to US$2.0/bbl; and

(5) 3.2.4.5 US$ 11 million if the OEC Participating Interest is removed;

(6) 3.2.4.6 US$24 million if the Contractor’s option to extend the term of

the TSC is increased by an additional ten years, in addition to the

existing right to extend the term of the TSC up on an additional five

years; and

(7) 3.2.4.7 the amount determined pursuant to the Open Book Model if the

Remuneration Fee is revised to equal to 3,08% of the agreed oil price

benchmark;

(8) 3.2.4.8 Such alternative amount calculated pursuant to the Open Book

Model in the event that the terms set forth in sections 3.2.4.1 through

3.2.4.6 are partially implemented or vary from the fiscal terms set

forth above.

c. Amendment No.4 To The Technical Service Contract For The West Qurna (Phase

I) Oil field

1) Pasal 2, Amendments and Contract;

51

(a) Artikel 1.71 yang menyatakan “Plateau Production Period means a period

of seven (7) years starting with the later of six (6) years from the approval

date of the Enhanced Redevelopment Plan or two (2) years after

commissioning of the Common Seawater Supply Project (CSSP) as set out

in the CSSP development plan as agreed by the Parties; however, the

Parties may agree to an earlier start date of the Plateau Production

Period.”

(b) Artikel 1.72 yang menyatakan “Plateau Production Target means the Net

Production Rate is to be achieved and sustained for the Plateau

Production Period, as specified in Article 2.2(a)(ii).

2) Pasal 19, Supplementary Fees and Service Fees;

Artikel 19.6 point (a) yang menyatakan “The Service Fees due to Contractor

shall be paid without interest, in Export oil at the delivery point or,

Contractor’s option, in cash, in USD, within sixty (60) days of the submission

of an invoice pursuant to Article 9 of the Accounting Procedure. For payment

contractor’s entitlement in Export oil, the Export Oil price shall be determined

in accordance in accordance with Article 18. Contractor shall notify SOC of

its election whether to receive Service Fees in cash or in Export Oil no later

than the end of the Rehabilitation Period and thereafter annually seven (7)

months prior to the commencement of each calendar year or SOC is unable to

pay the Service Fees in Export oil for any reason whatsoever then payment

shall be made in cash.

Hal tersebut mengakibatkan:

a. Tujuan dilakukannya investasi melalui kegiatan akuisisi aset sebesar 10% di West

Qurna I berpotensi tidak dapat tercapai secara optimal;

b. Berkurangnya revenue dari remuneration fee karena jumlah produksi yang tidak

mencapai target perkiraan dan ditambah dengan adanya baseline production yang

mengurangi jatah remuneration fee Pertamina;

c. Pertamina tidak dapat melakukan optimalisasi harga pembelian akuisisi PI 10% Exxon

Mobil di West Qurna 1 Irak.

Hal tersebut disebabkan:

a. Tim Kerja kurang memperhatikan SOP yang terdapat di dalam Pedoman

Pengembangan Usaha Hulu secara Anorganik;

b. Tim Kerja kurang optimal dalam melakukan kajian terkait penetapan asumsi kapasitas

produksi dan estimasi jumlah produksi harian minyak mentah; dan

c. Tim Kerja kurang optimal dalam melakukan perhitungan valuasi Proyek akuisisi 10%

PI milik ExxonMobil.


terhadap akuisisi 10% Participating Interest (PI) di Blok West Qurna-1 Irak, yaitu Tim

Kerja masih belum sepenuhnya mengikuti Pedoman Pengembangan Usaha Hulu secara

Anorganik dalam hal penandatanganan Asset Sales Agreement (ASA) mendahului

52

persetujuan Dewan Komisaris (Dekom) serta valuasi belum dilakukan secara optimal

dalam kaitan kapasitas dan perkiraan produksi.

Pertamina telah memberikan prasyarat di mana ASA berlaku hanya setelah

mendapat persetujuan Pemegang Saham. Dalam hal ini, berdasarkan surat Menteri BUMN

sebagai RUPS No. S-667/MBU/2013 tanggal 1 November 2013, persetujuan Pemegang

Saham menjadi wewenang Dekom. Selain penjelasan tersebut, Tim Kerja akan

memperbaiki kualitas evaluasi dan Tim Pengelola akan berkomunikasi secara intensif

dengan Operator agar produksi dan value asset ini dapat ditingkatkan.


a. Memperbaiki tahapan pelaksanaan proses investasi akuisisi agar lebih tertib.

b. Menjalin komunikasi yang lebih intensif dengan Pemerintah Irak dan ExxonMobil Iraq

Limited dalam rangka meningkatkan produksi.

c. Menginstruksikan Tim Kerja akuisisi agar lebih konservatif dalam memasukkan faktor

inputan dalam perhitungan valuasi.

4. Direksi Pertamina Kurang Berhati-hati dalam Melakukan Farm-in Agreement Tahun

2007 pada Blok 10 dan 11.1 Vietnam

Partisipasi Pertamina dalam pengelolaan potensi sumber daya migas blok 10 dan

11.1 Vietnam merupakan kesepakatan kerjasama tripartit antara Pemerintah Indonesia,

Malaysia dan Vietnam. Kerjasama terbentuk pada 23 November 2000 dengan Joint

Evaluation & Participation Agreement antara Pertamina (30%), Petronas Carigali/PCOSB

(30%) dan Petrovietnam/PVEP (40%) sebagai host company.

Petroleum Contract/PSC ditandatangani tanggal 8 Januari 2002 antara Vietnam Oil

and Gas Corporation dengan Pertamina, Petronas Carigali dan Petrovietnam untuk jangka

waktu 25 tahun bila menemukan minyak dan 30 tahun bila menemukan gas. Pengelolaan

operasi kerjasama tripartit dilaksanakan melalui Con Son Joint Operating Contract

(CSJOC).

Direktur Utama Pertamina melalui Surat No. 777/C00000/2004-S1 tanggal 14

Oktober 2004 mengajukan usulan untuk mengembalikan lahan kerjasama Tripartite Blok

10/11.1 Vietnam setelah mengetahui bahwa hasil kajian G & G dan keekonomian

menyimpulkan bahwa secara keseluruhan Blok 10/11.1-Offshore Vietnam diklasifikasikan

sebagai lahan eksplorasi berisiko tinggi dan potensi hidrokarbon beberapa prospek di blok

ini diperkirakan hanya mencapai maksimum 30 MMBO/struktur sehingga tidak ekonomis

untuk dieksplorasi dan dikembangkan. Kajian ini dilakukan setelah 2 (dua) pemboran

ternyata dry. Selain itu, penyediaan pendanaan untuk kegiatan fasa-2 eksplorasi harus

mendapat persetujuan Komite Investasi, Direksi dan Komisaris/RUPS. Sehingga pada 7

Januari 2005, Pertamina melepas hak dan kewajiban (withdraw) pada blok 10 & 11.1

setelah mendapat persetujuan dari Dewan Komisaris melalui surat No. 153/K/DK/2004

tanggal 10 November 2004 karena kedua blok tersebut diketahui dry hole.

Pada tanggal 8 Januari 2007 Direktur Hulu Pertamina menandatangani Farm in

Agreement untuk bergabung lagi dalam kerjasama ini. Dengan adanya farm in sebesar 10%

oleh Pertamina, maka dilakukan “The 2nd Amendment Agreement” atas Petroleum Contract

53

pada tanggal 25 July 2007. Dengan demikian terjadi perubahan jumlah participating

interest yaitu PVEP 40%, PCOSB 40%, Pertamina 10% dan QUAD 10%.

Pada saat Pertamina melakukan farm-in tahun 2007, sebelumnya telah bergabung

Quad Energy S.A (“Quad”) ke dalam kerjasama di Blok 10 & 11.1 didasarkan pada Farm-

in Agreement tanggal 12 September 2006, dimana Quad memperoleh 10 % participating

interest yang ditransfer dari PI milik PVEP. Sejak 1 Januari 2010 Quad telah menarik diri

dari kontrak dengan Petrovietnam dan segala biaya yang menjadi tanggung jawab Quad

akan ditanggung oleh PVEP. Dengan keluarnya Quad dari kerjasama tersebut maka terjadi

perubahan participating interest yaitu PVEP 50%, PCOSB 40% dan Pertamina 10%

(melalui PT Pertamina Hulu Energi/PHE).

Selanjutnya Pertamina kembali melakukan withdraw berdasarkan surat Direksi

Pertamina No. 244/C00000/2016-S0 tanggal 28 April 2016 perihal Keputusan atas

withdrawal pada blok 10 dan 11.1 Vietnam yang antara lain menyatakan bahwa:

a. Area yang tertinggal di blok 10 & 11.1 Vietnam hanya berupa development area,

sedangkan retention area telah relinquished;

b. Berdasarkan evaluasi teknikal dan komersial, jika dilakukan pengembangan di

development area tidak akan memberikan nilai ekonomis;

c. Pihak PCOSB telah memutuskan withdraw yang sebelumnya telah dicoba melalui

farm-out melalui bundling dengan blok produksi milik PCOSB lainnya di Vietnam,

namun gagal karena tidak ada yang berminat.

d. Pertamina akan berpotensi menanggung beban kerugian yang lebih besar apabila tetap

mempertahankan kepemilikan PI setelah PCOSB withdraw;

e. Opsi withdraw telah diputuskan guna mengantisipasi kerugian yang lebih besar.

Berdasarkan surat Dewan Komisaris kepada Direksi Pertamina No.

054/K/DK/2016 tanggal 11 Mei 2016 perihal Persetujuan Withdrawal pada Blok 10 dan

11.1 Vietnam dan Pakta Integritas yang ditandatangani oleh seluruh Dewan Komisaris

Pertamina (Persero) tanggal 11 Mei 2016 diketahui bahwa Dewan Komisaris menyetujui

usulan Direksi Pertamina untuk melepas seluruh PI (10%) pada blok 10 & 11.1 Vietnam

melalui mekanisme withdraw.

Berdasarkan dokumen “usulan investasi/partnership TA 2008, farm in 10% proyek

eksplorasi dan produksi blok 10 & 11.1 Offshore Vietnam” diketahui bahwa:

Blok 10 pernah dioperasikan oleh SHELL pada tahun 1992-1996. Saat itu SHELL

melakukan survei seismic 2D/3D dan processing sepanjang 2.810 km dan seluas 891

km2 dan juga dilakukan pemboran 4 (empat) sumur wildcat dengan 1 (satu) sumur

merupakan temuan tidak ekonomis (sumur Phi Ma-1X).

Blok 11.1 pernah dioperasikan TOTAL pada tahun 1992-1996. Saat itu TOTAL melakukan survei seismic 2D/3D dan processing sepanjang 6.389 km dan seluas 230

km2 dan juga dilakukan pemboran 4 (empat) sumur wildcat dengan 1 (satu) sumur

merupakan temuan tidak ekonomis (sumur Ca Cho-1X).

Pada tahun 2003 Pertamina ikut serta dalam Phase 1 eksplorasi dimana setelah

melakukan pemboran 2 sumur wildcat ternyata hasilnya dry. Sumur wildcat merupakan

sumur yang dibor pertama kali untuk menentukan keterdapatan minyak dan gas pada lokasi

yang masih baru dan kebanyakan sumur wildcat adalah kering tanpa temuan migas yang

komersil. Selanjutnya pada 7 Januari 2005 Pertamina melepas hak dan kewajiban pada blok

10 & 11.1 setelah mendapat persetujuan dari Dewan Komisaris melalui surat No.

54

153/K/DK/2004 tanggal 10 November 2004. Biaya yang telah dikeluarkan per 31 Januari

2005 untuk phase 1 eksplorasi di blok 10 & 11.1 baik yang recoverable maupun yang non

coverable sebesar USD22,702,785.57 dengan porsi Pertamina sebesar 30% yaitu sebesar

USD6,810,835.67.

Selanjutnya, pada form persetujuan investasi yang ditandatangani oleh Direktur

Utama pada tanggal 1 Oktober 2007 dan Wakil Direktur Utama pada tanggal 5 Oktober

2007 diketahui bahwa nilai proyek saat farm in 10% tahun 2007 yang disetujui sebesar

USD363,7 juta untuk total keseluruhan proyekdengan porsi Pertamina sebesar USD 36,4

Juta. Nilai cash call yang dikeluarkan oleh Pertamina untuk Blok 10 & 11.1 sampai dengan

terakhir yaitu bulan Februari 2016 sebesar USD36,951,155.36 dengan rincian sebagai

berikut:

Tabel 3.18. Cash Call ke Con Son JO

Jumlah Cash Call Pertamina ke Con Son Joint Operation

Tahun Nilai (USD)

2008 (Include sunk cost 2005-2007) 6.696.809,12

2009 9.950.612,13

2010 7.293.014,75

2011 4.195.493,80

2012 942.895,57

2013 4.877.229,00

2014 2.608.189,18

2015 351.900,90

2016 35.010,91

Total (USD) 36.951.155,36

Berdasarkan keterangan dari Manajemen Pertamina diketahui bahwa pembayaran

awal untuk kegiatan di Blok 10 & 11.1 di Vietnam mulai dibayarkan pada tanggal 13 Juni

2008 tanpa bunga. Dengan demikian, pengeluaran kumulatif sampai dengan Februari tahun

2016 berupa cash call sejumlah USD 36,951,155.36 adalah untuk pembiayaan kegiatan

Pertamina di Vietnam yang telah disetujui oleh Manajemen, Dewan Komisaris dan RUPS

melalui RKAP maupun revisi RKAP. Lebih lanjut Manajemen menjelaskan bahwa

manajemen melakukan pembayaran cash call berdasarkan WP & B yang diputuskan setiap

tahunnya dan nilai cash call yang dibayarkan jumlahnya setiap tahun tidak melebihi WP &

B yang telah disepakati jumlahnya.

Berdasarkan hasil pemeriksaan lebih lanjut, diketahui hal-hal sebagai berikut:

a. Farm-in agreement antara Pertamina, PVEP, PCOSB dan Quad Energy

ditandatangani lebih dahulu sebelum mendapatkan persetujuan dari Dewan

Komisaris

Permohonan persetujuan untuk melakukan farm-in telah dilayangkan kepada

Dewan Komisaris melalui surat Direktur Utama No. 1394/C00000/2006-S0 tanggal 29

November 2006 dan belum disetujui oleh Dewan Komisaris melalui surat

No.463/K/DK/2006 tanggal 4 Desember 2006 sehubungan belum adanya informasi

yang memperkuat untuk masuk kembali. Dewan Komisaris dalam suratnya tersebut

55

mengharapkan Direksi melakukan kajian lebih lanjut. Permohonan ijin selanjutnya

dilayangkan melalui surat No.021/C00000/2007-S0 tanggal 5 Januari 2007 dan belum

dikabulkan Dewan Komisaris melalui surat No. 20/K/DK/2007 tanggal 19 Januari

2007 dan meminta Direksi melakukan kajian paripurna untuk memperoleh perkiraan

cadangan. Permohonan ijin selanjutnya dilayangkan melalui surat No.

237/C00000/2007-S0 tanggal 26 Februari 2007. Permohonan ini tidak disetujui Dewan

Komisaris melalui memorandum No. 119/K/DK/2007 tanggal 8 Mei 2007 dengan

alasan penilaian bawah tanah belum meyakinkan.

Melalui Memo Nomor 1136/C00000/2007-S0 tanggal 22 Oktober 2007,

Direktur Utama menyampaikan kepada Dewan Komisaris perihal Permohonan

Persetujuan Investasi/Partnership Proyek Eksplorasi dan Produksi Blok 10/11.1

Offshore Vietnam. Namun dalam surat tersebut tidak disertai dengan evaluasi

berdasarkan data baru sebagaimana diminta oleh Komisaris kepada Direksi dengan

surat Nomor 20/K/DK/2007 tanggal 19 Januari 2007.

Selanjutnya, Dewan Komisaris memberikan jawaban kepada Direktur Utama

melalui Memo Nomor 324/K/DK/2007 Tanggal 21 November 2007 bahwa

penandatanganan farm in agreement pada tanggal 8 Januari 2007 yang kemudian

disusul dengan penandatanganan amandement agreement of petroleum contract

dilakukan tanpa mendapat persetujuan tertulis dari Dewan Komisaris terlebih dahulu

sehingga hal ini telah melanggar Anggaran Dasar Pasal 11 ayat 11.

Atas surat Direksi No.092/C00000/2008-S0 tanggal 23 Januari 2008, Dewan

Komisaris belum dapat memberikan persetujuan melalui memorandum No.

49/K/DK2008 tanggal 19 Februari 2008. Permohonan selanjutnya dilayangkan melalui

memorandum No. 419/C00000/2008-S0 tanggal 19 Maret 2008 dan baru disetujui oleh

Dewan Komisaris melalui Memorandum No. 108/K/DK/2008 tanggal 15 April 2008.

Terkait proses persetujuan terhadap kegiatan Investasi pada blok 10 & 11.1 di

Vietnam, Dewan Komisaris mengalami perubahan keputusan. Dekom semula tidak

memberikan persetujuan terhadap usulan Direksi untuk melakukan kegiatan investasi

tersebut berdasarkan Surat No. 20/K/DK/2007 tanggal 19 Januari 2007 dan Surat No.

324/K/DK/2007 tanggal 21 November 2007 dengan alasan Direksi belum melakukan

kajian paripurna berdasarkan data yang baru dan lebih lengkap dan dengan

menggunakan metode evaluasi geologi dan geofisika yang mutahir, dimana kajian

paripurna tersebut dimaksudkan untuk memperoleh perkiraan cadangan, tingkat

produksi dan keekonomian. Namun berdasarkan Surat No. 108/K/DK/2008 tanggal 15

April 2008, Dewan Komisaris akhirnya memberikan persetujuan atas usul Direksi

untuk melakukan kegiatan investasi pada proyek eksplorasi dan produksi pada blok 10

& 11.1 di Vietnam sehubungan dengan penilaian positif terhadap hasil kajian

menyeluruh aspek tekno-ekonomi dengan mengetengahkan konsep eksplorasi baru

yang telah disampaikan secara tertulis kepada Dewan Komisaris.

Dari uraian di atas dapat disimpulkan bahwa persetujuan dari Dewan

Komisaris untuk melakukan farm in agreement terlambat karena dilakukan setelah

farm in agreement ditandatangani.

56

b. Farm-in agreement antara Pertamina, PVEP, PCOSB dan Quad Energy

ditandatangani lebih dahulu tanpa melalui prosedur formal perusahaan

Farm in agreement telah ditandatangani oleh Corporate SVP Upstream saat itu

yang bertindak untuk dan atas nama Pertamina pada tanggal 8 Januari 2007 bersama

Managing Director Petrovietnam Investment & Development Company saat itu dan

Managing Director & CEO Petronas Carigali Overseas Sdn. Bhd saat itu. Sementara

usulan investasi farm in 10% proyek eksplorasi dan produksi blok 10 dan 11.1 Offshore

di Vietnam baru disampaikan oleh Deputi Direktur Pengembangan Usaha Hulu saat itu

kepada Kepala Divisi Perencanaan Korporat Dit.Umum & SDM saat itu pada tanggal

6 September 2007 melalui Memo No. 439/D20000/2007-S0 dan disetujui oleh Direktur

Hulu saat itu pada tanggal 10 September 2007. Selanjutnya, persetujuan investasi baru

diberikan oleh Direktur Keuangan saat itu pada tanggal 1 Oktober 2007, Wakil

Direktur Utama saat itu pada tanggal 5 Oktober 2007 dan Direktur Utama saat itu pada

tanggal 11 Oktober 2007. Dengan demikian para Direktur tersebut menyetujui usulan

investasi farm in pada saat farm in agreement telah ditandatangani bersama dengan

Petrovietnam dan Petronas Carigali.

c. Feasibility study dan mitigasi risiko atas proyek investasi Blok 10 & 11.1 di

Vietnam dilakukan setelah Farm-in agreement ditandatangani

Dewan Komisaris melalui surat No. 463/K/DK/2006 tanggal 4 Desember 2006

menyatakan bahwa Komisaris belum dapat memberikan rekomendasi atas usulan

Direksi untuk melanjutkan kerjasama Tripartit pada Blok 10/11.1 Vietnam karena

belum adanya informasi/data yang memperkuat rekomendasi dimaksud. Selain itu,

Pertamina telah mengajukan farm out pada Blok ini karena kegiatan eksplorasi yang

telah dilakukan tidak berhasil menemukan cadangan migas komersial.

Kemudian Direktur Utama melalui surat No. 021/C00000/2007-S0 tanggal 5

Januari 2007 menjawab Surat Dewan Komisaris No. 463/K/DK/2006 tersebut, dengan

menjelaskan bahwa Petroleum system pada daerah Blok 10/11.1 telah terbukti dengan

penemuan pada sumur Rong Tre-1 pada bulan Mei 2005 yang berada di sebelah selatan

dan dekat dengan Blok 10/11.1 serta sebagian dari tutupannya melampar ke dalam Blok

10/11.1 dan besarnya cadangan migas yang dapat ditemukan dan dapat memberikan

sumber keuntungan baru yang signifikan bagi Pertamina.

Selanjutnya, Dewan Komisaris memberikan tanggapan melalui Surat No.

20/K/DK/2007 tanggal 19 Januari 2007 dan menyampaikan bahwa apabila Pertamina

ingin melanjutkan kembali kerjasama Tripartite Blok 10/11.1 Vietnam sebagaimana

disampaikan melalui surat No. 021/C00000/2007-S0 tanggal 5 Januari 2007,

Komisaris meminta Direksi terlebih dahulu melakukan kajian paripurna berdasarkan

data yang lebih lengkap dan dengan menggunakan metode evaluasi geologi dan

geofisika mutahir. Kajian paripurna tersebut dimaksudkan untuk memperoleh

perkiraan cadangan, tingkat produksi dan keekonomian. Sesuai Anggaran Dasar,

Komisaris akan memberikan rekomendasi setelah kajian paripurna selesai dilakukan

dan memberikan hasil positif. Namun sampai dengan ditandatanganinya farm in

agreement pada tanggal 8 Januari 2007, Direksi tidak pernah memberikan kajian

paripurna atas Blok 10/11.1 sebagaimana yang dimaksud oleh Dewan Komisaris.

Dalam memo No. 491/D20000/2007-S0 tanggal 2 Oktober 2007 perihal

Feasibility study blok 10&11.1 Offshore Vietnam yang ditandatangani oleh Pjs. Deputi

57

Direktur Pengembangan Usaha Hulu diketahui bahwa justifikasi melakukan farm in

yaitu:

1) berdasarkan kajian techno-economic yang dilakukan, Blok 10 & 11.1, Offshore

Vietnam merupakan area dengan resiko menengah dan potensi return yang cukup

baik. Untuk leverage tingkat resiko, partnership adalah merupakan jalan yang

layak dilakukan dan karena resikonya dipandang Pertamina menengah cenderung

ke tinggi, maka Pertamina memilih hanya berpartisipasi 10% pada blok tersebut.

2) pertimbangan kebersamaan antar anggota tripartit yang secara bersama mengelola

satu wilayah kerja di Malaysia (Blok SK 305) dan satu wilayah kerja di Indonesia

(Blok Randugunting). Setelah mendapat desakan dari kedua anggota tripartit yang

lain, Pertamina mempertimbangkan untuk masuk kembali di Blok 10 & 11.1

namun dengan porsi yang lebih kecil yaitu yang tadinya 30% menjadi 10%.

3) adanya data terbaru yaitu pada perbatasan wilayah kerja Blok 11.1 dan 11.2,

KNOC menemukan discovery yang secara kasar kelihatan bahwa struktur dari

temuan tersebut melampar ke Blok 11.1. Prospek-prospek pada provinsi geology

terrace resikonya menjadi berkurang dengan temuan tersebut karena kesamaan

posisi dari temuan dimaksud.

Kemudian, berdasarkan Memo No. 379/H20300/2007-S0 tanggal 1 November

2007 perihal kajian risiko proyek Dit. Hulu untuk eksplorasi & produksi di Blok 10

dan 11.1 Offshore Vietnam diketahui bahwa dasar keputusan Pertamina melakukan

farm in kembali pada tanggal 8 Januari 2007 antara lain adalah desakan dari partner

(Petronas Carigali dan Petrovietnam) yang juga bekerja sama dalam SK 305 (di

Malaysia) dan Blok Randugunting (di Indonesia), juga adanya data terbaru bahwa pada

perbatasan wilayah kerja Blok 11.1 dan 11.2 ditemukan discovery yang secara kasar

kelihatan bahwa struktur dari temuan tersebut melempar ke Blok 11.1. Selanjutnya dari

hasil profil risiko dengan kategori probability dan severity of sequences “Sangat Besar”

adalah terjadinya kegagalan menemukan cadangan/dry hole.

Dari kronologi fakta tersebut di atas dapat diketahui bahwa farm in agreement

yang ditandatangani oleh para anggota tripartit termasuk Pertamina pada tanggal 8

Januari 2007, dilakukan tanpa didasarkan pada feasibility study (FS) dan mitigasi risiko

atas proyek tersebut. Dengan demikian Direksi Pertamina kurang berhati-hati (prudent)

dalam melakukan proses farm-in investasi di Blok 10 & 11.1 di Vietnam serta

mengabaikan rekomendasi Dewan Komisaris.

Atas kronologi fakta tersebut, manajemen Pertamina menjelaskan bahwa

usulan investasi farm in 10% di Vietnam ini telah dilakukan kajian, namun belum

tertuang ke dalam FS. Dan untuk menghormati semangat kerjasama tripartit

(Pertamina, Petronas dan PetroVietnam) maka dilakukan penandatanganan farm in

agreement pada 8 Januari 2007 mendahului persetujuan Dewan Komisaris, namun

pengeluaran pembiayaan mulai dilakukan (13 Juni 2008) setelah persetujuan Dewan

Komisaris keluar (15 April 2008).

Hal tersebut tidak sesuai dengan:

a. Anggaran Dasar Pertamina Tahun 2007 pasal 11ayat 11 huruf a yang menyatakan

bahwa:

58

“Direksi terlebih dahulu mendapat persetujuan Komisaris tanpa harus mendapat

persetujuan Rapat Umum Pemegang Saham dalam hal ini nilai kegiatan usaha yang

akan dilakukan Perseroan adalah tidak material bagi Perseroan, yaitu tidak memenuhi

salah satu dari kedua hal berikut:

2,5% (dua koma lima persen) dari pendapatan (revenue) Perseroan;

5 % (lima persen) dari ekuitas Perseroan;

Untuk tindakan-tindakan sebagai berikut:

“a. Mengambil bagian baik sebagian atau seluruhnya atau ikut serta dalam partisipasi

(participating interest) atau perseroan lain atau badan-badan lain atau mendirikan

perusahaan baru dengan ketentuan bahwa terhadap partisipasi (participating

interest) atau pendirian anak perusahaan dalam rangka pengelolaan wilayah kerja

migas hulu yang telah diperoleh, persetujuan pendirian anak perusahaannya

dianggap telah diberikan pada saat disetujuinya rencana investasi wilayah kerja hulu

dalam Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan”.

b. Farm-in Agreement between PIDC, Petronas Carigali Overseas SDN.BHD and

Pertamina, dated 8 January 2007.

c. Surat Dewan Komisaris No. 324/K/DK/2007 Tanggal 21 November 2007 perihal

Investasi/Partnership proyek eksplorasi dan produksi Blok 10 & 11.1 Offshore

Vietnam yang antara lain menyatakan bahwa:

Poin 3: “Menunjuk surat Komisaris No. 20/K/DK/2007 tanggal 19 Januari 2007,

Komisaris meminta Direksi untuk membuat evaluasi berdasarkan data baru.

Mengingat bahwa hal ini belum dilaksanakan, maka Komisaris tidak dapat

memberikan persetujuan terhadap usulan Direksi untuk melakukan kegiatan

investasi di Blok 10/11.1 Vietnam”.

Poin 4: “Penandatanganan Farm In Agreement telah dilakukan oleh Perseroan pada

tanggal 8 Januari 2007 yang kemudian disusul dengan penandatanganan

Amandement Agreement of Petroleum Contract. Hal ini tidak sesuai dengan

jiwa Anggaran Dasar khususnya Pasal 11 ayat 1 huruf a tersebut di atas”.

d. Surat Dewan Komisaris No. 105/K/DK/2008 Tanggal 15 April 2008 perihal Investasi

Proyek Eksplorasi dan Produksi di Blok 10-11.1 Ofshore Vietnam, yang antara lain

menyatakan bahwa:

Poin 1: “Komisaris memberikan persetujuan atas usul Direksi untuk melanjutkan

kegiatan investasi pada proyek eksplorasi dan produksi di Blok 10-11.1 Offshore

Vietnam. Persetujuan ini diberikan sehubungan dengan penilaian positif terhadap

hasil kajian menyeluruh aspek tekno-ekonomi dengan mengetengahkan konsep

eksplorasi baru yang telah disampaikan secara tertulis kepada Komisaris dengan

Memorandum diatas (Memorandum Komisaris No. 49/K/DK/2008 tanggal 19

Februari 2008dan Memorandum Direktur Utama No. 419/C00000/2008-S0 tanggal

19 Maret 2008)”.

e. Form Persetujuan Direksi atas Usulan Investasi/Farm In 10% Proyek Eksplorasi &

Produksi di Blok 10 & 11.1 Offshore Vietnam yang antara lain menyatakan bahwa

nilai proyek saat farm in 10% tahun 2007 yang disetujui sebesar USD363,7 Juta untuk

total keseluruhan proyek dengan porsi Pertamina sebesar USD 36,4 Juta.

59

Hal tersebut mengakibatkan farm-in atas investasi pada blok 10 dan 11.1 di

Vietnam pada Tahun 2007 kurang memberikan manfaat bagi perusahaan dan biaya cash

call membebani keuangan perusahaan.

Hal tersebut disebabkan Direksi Pertamina kurang memperhatikan manfaat dan

risiko dalam mengambil keputusan farm-in atas investasi pada blok 10 dan 11.1 di Vietnam

pada Tahun 2007.


terhadap investasi farm in 10% participating interest (PI) di Blok 10 dan 11.1 di Vietnam

pada Tahun 2007 bahwa terjadi keterlambatan persetujuan investasi dari Dewan Komisaris

(Dekom). Penandatanganan Farm In Agreement yang mendahului persetujuan Dekom ini

adalah dalam rangka upaya menjaga semangat ASEAN sementara Dekom masih meminta

tambahan penjelasan. Adapun permintaan tambahan penjelasan oleh Dewan Komisaris

dapat dimengerti, karena Pertamina meminta ijin untuk masuk kembali ke Blok 10 &11.1

setelah sebelumnya keluar karena dua pemboran yang dilakukan menghasilkan sumur dry

holes (kosong). Adapun pemboran dry holes merupakan risiko yang umum dihadapi dalam

pengembangan usaha eksplorasi walaupun telah didahului kajian data yang mencukupi.

BPK merekomendasikan Direksi Pertamina agar selalu mempedomani anggaran

dasar, peraturan, dan pedoman dalam melakukan persetujuan/penandatanganan suatu

proyek investasi.

5. Terdapat Perubahan Lingkup Pekerjaan (PLK) pada JOB PMTS Sehingga

Penjualan Gas Tidak Dapat Dilaksanakan Tepat Waktu

Joint Operating Body Pertamina-Medco E&P Tomori Sulawesi (JOB PMTS)

adalah bentuk kerjasama Kontraktor Kontrak Kerjasama minyak dan gas bumi (KKKS

Migas) dalam bentuk Joint Operating Body (JOB) antara Pertamina Hulu Energi dan

Medco E&P Tomori Sulawesi. Kepemilikan saham masing-masing adalah PT Pertamina

Hulu Energi sebanyak 50% (lima puluh persen), PT Medco Tomori E&P sebanyak 30%

(tiga puluh persen), Tomori E&P Ltd sebanyak 20% (dua puluh persen). JOB PMTS

merupakan proyek atas kegiatan eksplorasi yang sebelumnya dilaksanakan oleh JOB

PERTAMINA-Union Texas Tomori Inc. yang pada tahun 1999 telah dilakukan penutupan

sementara berdasarkan surat JOB PERTAMINA-Union Texas Tomori Inc. kepada

Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral

(d/h Departemen ESDM) nomor MGMT JOB 042/049 tanggal 22 April 1999.

Plan of Development (POD) Final JOB PMTS awal disetujui pada tahun 2005 oleh

SKK Migas (d/h BP. Migas) berdasarkan surat nomor 280/BP00000/2005-S1 pada tanggal

6 Mei 2005 yang isinya adalah menyetujui usulan POD Final Lapangan Gas Senoro dengan

anggaran investasi maksimal sebesar USD245,168,000.00. Selanjutnya pada tahun 2011

diterbitkan persetujuan revisi POD Lapangan Gas Senoro oleh BP Migas dan anggaran

investasi mengalami kenaikan menjadi sebesar USD815,500,000.00. Perubahan harga

tersebut terjadi karena fluktuasi harga barang dan jasa berkaitan dengan perubahan harga

minyak serta perubahan kapasitas fasilitas produksi untuk memproses gas dengan laju

60

poduksi yang sangat tinggi. Lingkup proyek meliputi akuisisi data seismic 3D PSDM

Senoro, membangun Central Processing Plant (CPP), membangun condensate loading

jetty, membangun gas pipeline, dan pemboran sumur pengembangan.

Kapasitas produksi JOB PMTS bisa mencapai 310 mmscfd yang akan

didistribusikan kepada PT Donggi Senoro LNG (DSLNG) sebesar 250 mmscfd, PT PLN

sebesar 5 mmscfd, dan PT Panca Amara Utama sebesar 55 mmscfd.

Berdasarkan hasil penelusuran lebih lanjut atas dokumen-dokumen dan dari hasil

wawancara dengan JOB PMTS diketahui beberapa hal sebagai berikut:

a. Terjadi perubahan lingkup kerja (change order) yang dilakukan sebelum

mengajukan permohonan persetujuan ke SKK Migas

Kontrak rekayasa tehnik (Engineering, Procurement, and Construction) antara

JOB PMTS dengan konsorsium PT Tripatra Engineers and Constructors dan Samsung

Engineering Co., Ltd. dengan nomor K0498R/JOBT/MDP tanggal 17 September 2012

yang merupakan kontrak kesepakatan atas pekerjaan yang terdiri dari rancangan,

teknik rekayasa, fabrikasi, pengadaan, konstruksi, pengujian instalasi, pra-

commisioning, commisioning, dan start up fasilitas-fasilitas dengan jadwal untuk

pencapaian Milestone Completed Start Up and Performance Testing dengan durasi 25

(dua puluh tujuh) bulan sampai dengan tanggal 3 Oktober 2014 dan nilai pekerjaan

USD519,921,000.00. Namun pada kenyataannya, dalam pelaksanaan kontrak No.

K0498R/JOBT/MDP, JOB PMTS dan Kontraktor Pelaksana EPC telah

menandatangani Amandemen Ke-3 tertanggal 1 April 2015 untuk menetapkan jadwal

Mechanical Completion menjadi akhir April 2015. Di mana pekerjaan ini dapat

diselesaikan oleh Kontraktor Pelaksana EPC pada bulan April 2015 yang ditandai

dengan Milestone Completed Start Up and Performance Testing dan berakhir pada

bulan Nopember 2015. Masa garansi atas kegiatan pekerjaan adalah selama 12 (dua

belas) bulan sampai dengan bulan Nopember 2016.

Pada periode Milestone Completed Start Up and Performance Testing yakni

pada tanggal 10 Agustus 2015, JOB PMTS mengajukan permohonan Perubahan

Lingkup Kerja (PLK) kepada SKK Migas dengan surat nomor MGM 276/VIII/2015.

Sebelum pengajuan PLK, item-item tersebut telah dikerjakan dengan progress fisik

sudah 100%. PLK tersebut diajukan atas item perubahan pekerjaan yang memang

sudah menjadi bagian dari pekerjaan sesuai dengan kontrak awal, kemudian dilakukan

perubahan dengan rincian sebagai berikut:

1) Peningkatan stabilitas pondasi tangki-tangki dengan pondasi stone column

PLK ini adalah mempertimbangkan kondisi aktual di lapangan sehingga

diperlukan penambahan stone column pada area tangki agar terjamin kekuatan

daya dukung tanah yang telah disepakati untuk diserahkan dan menjadi basis bagi

kontraktor EPC untuk dapat memenuhi kriteria tertentu di dalam kontrak. Hal ini

agar kontraktor EPC dapat membangun fasilitas tangki penimbun kondensat

dengan stabil sesuai dengan tipe desain di dalam kontrak EPC. Nilai yang

diusulkan adalah sebesar USD3,987,533.64

2) Peningkatan tingkat kemurnian H2SO4 dari 96% ke 98%

Penambahan kemurnian asam sulfat hasil olahan Wet Sulfuric Acid (WSA) unit di

dalam kontrak EPC. Pemurnian tersebut didasari pada kondisi aktual terkini dari

permintaan (offtaker) Asam Sulfat dan memenuhi persyaratan PERMENPERIND

61

63/M-IND/PER/12/2013. Nilai PLK yang diusulkan adalah sebesar

USD13,171,975.00.

3) Harga satuan pemancangan dan analisa kewajaran harga satuan coral stone

a) Harga satuan pekerjaan pemancangan PC-Spun pile, awalnya menggunakan

harga US$102.62/m2 (harga pemancangan, mobilisasi demobilisasi, dan

material) diubah menjadi US$42.59/m2 (harga pemancangan US$26.82/m2 dan

mobilisasi demobilisasi US$15.77/m2);

b) Harga satuan material coral stone US$55.2/m3 menggunakan mekanisme cost

plus fee sesuai kontrak EPC Exh, C, C-7, ditambah biaya tenaga kerja dan

peralatan untuk pekerjaan pemasangan dengan menggunakan referensi harga

satuan di kontrak (Exh, C, Att, C-4.3 dan C-6.2).

Nilai PLK adalah sebesar USD1,136,528.10.

4) Shore Protection

PLK ini diperlukan karena terjadi abrasi pada pantai sepanjang lahan yang dimiliki

oleh JOB PMTS yang terjadi sejak Tahun 2012, yang terindikasi pada pekerjaan

site preparation dan konstruksi material off-loading facility (MOF).

5) Perubahan jalur pipa penyalur gas

Adanya perubahan rute actual pipeline sales gas dengan rute basis kontrak pada

saat tender karena proses pembebasan lahan sedang berjalan secara pararel. Lahan

rute pipeline actual tersebut mempunyai tingkat kesulitan lebih tinggi akibat lebih

banyak area perbukitan, rawa dan sungai sehingga memerlukan penggunaan alat

dan metode kerja yang lebih kompleks. Usulan dari nilai adalah sebesar

USD16,898,793.10, namun yang disetujui adalah sebesar USD12,219,367.46.

6) Perubahan jalur pipa CPP-Jetty

PLK perubahan jalur pipa dari CPP Senoro menuju areal Jetty dengan jarak yang

lebih panjang menjadi 3 Km dari sebelumnya 1,5 Km. Usulan dari nilai PLK ini

adalah sebesar USD3.963.187,64.

7) Modifikasi Water Treatment Package (WTP)

PLK ini diperlukan untuk menyesuaikan kondisi lapangan dengan penambahan

unit Saline Water Reverse Osmosis (SWRO) dan aksesorisnya di dalam paket WTP

yang dilakukan dengan tujuan menurunkan kadar TDS yang lebih tinggi dari basis

awal kontrak. Usulan dari PLK ini adalah sebesar USD3,684,726.34.

8) Penambahan waktu fasilitas service untuk kantor dan akomodasi JOB PMTS

Terdapat faktor yang menyebabkan dampak waktu terhadap lintasan kritis proyek

selama 9 bulan yang terdiri dari:

a) Adanya PLK yang telah disetujui sebelumnya, yaitu perubahan desain tiang

pancang dari diameter 300mm dan 400mm menjadi 500mm dengan

penambahan kedalaman pancang;

b) Serah terima lahan;

c) Keadaan kahar (banjir) dan beberapa gangguan sosial.

Nilai PLK yang disetujui adalah sebesar USD3,266,047.64.

JOB MTS pada tanggal 14 September 2016 telah melakukan ekspose di depan

Tim Pemeriksa, dan menjelaskan bahwa atas PLK yang diajukan ke SKK Migas

menjadi sebagai berikut:

62

Tabel 3.19. Pengajuan PLK ke SKK Migas

No Description Submit (USD) Approved (USD) Remarks

1 Stone Colum 3.867.907,63 3.867.907,63 Approved

2 H2SO4 13.171.975,00 13.171.975,00 Approved

3 Piling 3.107.078.,86 3.107.078.,96 Approved

4 Shore Protection 1.189.835,51 1.136.528,10 Correction (53.307,41)

5 Pipeline re-route CPP-USO

16.978.066,49 12.219.367,46 Approved with note (4.758.699,03 use budget URW based on differences of actual pipeline vs plan)

6 Pipeline re-route JPP-Jetty

3.963.187,64 3.963.187,64 Approved

7 WTP Package 3.684.726,34 3.684.726,34 Approved

8 Additional time for Temporary Facilities (COMPANY)

4.098.282,93 3.266.047,64 Correction (832.235,29)

9 The extra effort to miligate the impact of schedule on the critical path project

27.467.815,00 Submitted to SKK dated 15 December 2015

TOTAL 77.528.875,40 44.416.818,67

Berdasarkan Tabel 3.19 di atas, total pengajuan PLK yang diajukan ke SKK

Migas adalah sebesar USD77,528,875.40, dan sudah disetujui oleh SKK Migas sebesar

USD44,416,818.67 untuk item 1 s.d. 8. Selain itu JOB PMTS juga mengajukan usulan

PLK mengenai tambahan biaya atas usaha ekstra sebesar USD27,467,815.00. Dalam

risalah rapat dengan SKK Migas tanggal 20-21 Oktober 2016, tambahan biaya atas

usaha ekstra tersebut telah disetujui oleh SKK Migas. Dengan demikian maka total

keseluruhan PLK yang sudah disetujui oleh SKK Migas adalah sebesar

USD71,884,633.67 dan sebagian telah dibayarkan kepada pelaksana pekerjaan.

Perubahan Lingkup Kerja (PLK) yang dimaksud, diajukan oleh Kontraktor kepada

JOB PMTS pada saat persentase kemajuan pekerjaan berikut ini:

Tabel 3.20. Persentase Pekerjaan Fisik Saat Pelaksanaan PLK

No. Description Tanggal

Pengajuan

Progress Konstruksi

Proyek

1 Stone Column 2 Agustus 2013 2.92%

2 H2SO4 21 Mei 2014 36.38%

3 Piling 16 Juli 2013 2.71%

4 Shore Protection 21 Maret 2015 91.97%

5 Pipeline Re- Route CPP - USO 27 Nopember 2013 7.27%

6 Pipeline Re- Route CPP - Jetty 14 Nopember 2013 6.29%

63

No. Description Tanggal

Pengajuan

Progress Konstruksi

Proyek

7 WTP Package 23 Desember 2013 10.43%

8 Additional time for Temporary Facilities (COMPANY)

30 Januari 2014 14.98%

9 The extra effort to mitigate the impact of schedule on the critical path project

13 Mei 2014 34.80%

Berdasarkan Tabel 3.20 di atas, menunjukkan bahwa pada tahap awal pekerjaan fisik

(0%-30%) sudah dilakukan PLK yakni pada pekerjaan Stone Column, Piling, Pipeline

re-route CPP-USO, Pipeline re-route CPP-Jetty, WTP Package, Additional Time for

temporary facilities (Company) meskipun progress pekerjaan fisik masih di bawah

30%. Atas perubahan lingkup kerja tersebut telah diselesaikan secara fisik 100% dan

telah dilakukan pembayaran dengan penjelasan pada Tabel 3.21 berikut:

Tabel 3.21. Pembayaran Senoro Project

Keterangan

Pembayaran s/d saat ini

Contract awal +

Amendment (belum final)

% terhadap Contract Awal

+ Amendment (belum final)

Contract awal +

PLK (1-9)

% terhadap Contract

Awal +

PLK

a B c=a/b d e=a/d

s/d Milestone #10 548,342,850.76 577,203,001.00 95% 591,805,633.52 93%

Tabel 3.21 menunjukkan bahwa total pembayaran yang sudah dilakukan adalah sebesar

USD548.342.850,76 dari nilai kontrak awal sebesar USD519.921.000,00. Pembayaran

yang telah dilakukan termasuk beberapa PLK yang sudah disetujui yang tertuang di

dalam Risalah Rapat dengan SKK Migas. Sampai dengan saat ini masih terus dilakukan

pembahasan antara JOB PMTS dengan kontraktor pelaksana terkait dengan

amandemen kontrak sehingga total biaya yang nantinya akan dibayarkan setelah

amandemen kontrak sudah final adalah sebesar USD591.805.633,21 yaitu nilai

Kontrak awal sebesar USD519.921.000,00 + PLK USD71.884.633,67.

Setelah berakhirnya pemeriksaan yakni pada tanggal 5 Desember 2016, SKK

Migas mengeluarkan persetujuan PLK EPC Senoro Production Facilities Nomor

K0498R/JOBT/MDP berdasarkan surat Nomor RHS-0806/SKKO0000/2016/S7. Di

dalam persetujuan PLK tersebut, SKK migas menyetujui keseluruhan item PLK

(nomor 1 s.d 9) yang diajukan oleh JOB PMTS dengan nilai PLK keseluruhan sebesar

USD71,884,633.67. Di dalam persetujuan tersebut, SKK Migas memberikan catatan

bahwa proses dan rekomendasi usulan PLK tersebut dilakukan berdasarkan data-data/

dokumen yang disampaikan oleh JOB PMTS kepada SKK Migas, maka:

1) Apabila di kemudian hari ditemukan penyimpangan dalam pelaksanaan proses

PLK dan/atau ketidakwajaran harga, maka persetujuan ini batal demi hukum;

2) Persetujuan tersebut tidak membebaskan JOB PMTS dari tanggung jawab hukum

dalam pelaksanaan kontrak;

3) JOB PMTS wajib melaksanakan semua ketentuan dalam kontrak Nomor

K0498R/JOBT/MDP dengan Konsorsium PT Tripatra Engineers dan

64

Constructors-Samsung Engineering Co Ltd termasuk penerapan sanksi yang telah

diperjanjikan;

4) Untuk pengeluaran biaya yang dapat dibebankan sebagai biaya operasi KKKS

adalah sebatas nilai anggaran dan/atau AFE yang disetujui oleh SKK Migas.

b. Perubahan jadwal penyelesaian pekerjaan konstruksi sehingga penjualan gas ke

DSLNG disalurkan tidak tepat waktu

Hasil pemeriksaan lebih lanjut diketahui bahwa di dalam perencanaan, tahap

Mechanical Completion JOB PMTS adalah pada bulan Oktober 2014, dan periode

komersial dimulai pada tanggal 26 Februari 2015. Namun terjadi perubahan jadwal

penyelesaian pekerjaan, MC baru dilaksanakan pada tanggal 26 Februari 2015

kemudian dilakukan commissioning sampai dengan tanggal 27 Mei 2015.

Perbandingan tahap Mechanical Completion antara JOB PMTS dan DSLNG adalah

sebagai berikut:

Tabel 3.22. Timing Mechanical Completion JOB PMTS dan DSLNG

No Perusahaan Mechanical Completion Comercial Production

Rencana Realisasi Rencana Realisasi

1 JOB PMTS Oktober 2014 Februari 2015 Februari 2015 Mei 2015

2 DSLNG Oktober 2014 Oktober 2014 Februari 2015 Februari 2015

Perubahan jadwal tersebut terjadi karena penyelesaian konstruksi CPP plant

belum selesai. Pada bulan Februari 2015 hanya Senoro 5 yang bisa digunakan untuk

menghasilkan gas dan disalurkan ke DSLNG meski kuantitasnya masih di bawah

produksi komersial sebagaimana yang direncanakan dalam Gas Sales Agreement

dengan PT DSLNG tanggal 22 Januari 2009 yang diamandemen tanggal 13 Desember

2010. Atas perbedaan kuantitas tersebut berakibat selama Tahun 2015 penjualan gas

oleh JOB PMTS ke DSLNG disalurkan tidak tepat waktu sebesar 17,443,828.00

MMBTU, dengan rincian sebagai berikut:

Tabel 3.23. Penjualan Gas ke PT DSLNG Tidak Tepat Waktu Tahun 2015

No Bulan Nominasi (MMBTU)

Aktual (MMBTU)

Volume (MMBTU)

a b c d e = c - d

1 Februari 133,320.00 9,528.46 123,791.54

2 Maret 3,688,520.00 101,230.99 3,587,289.02

3 April 8,321,390.00 101,736.10 8,219,653.90

4 Mei 8,610,250.00 170,077.60 8,440,172.40

5 Juni 4,394,005.00 1,914,201.78 2,479,803.22

6 Juli 5,368,307.34 5,340,864.03 27,443.31

7 Agustus 2,810,472.38 2,810,472.38 -

8 September 8,087,273.14 8,535,062.38 (447,789.24)

9 Oktober 6,753,841.58 7,736,645.33 (982,803.75)

10 Nopember 8,189,244.24 10,048,538.84 (1,859,294.59)

11 Desember 8,185.803.79 10,330,241.59 (2,144,437.80)

Total 64,542,427.47 47,098,599.47 17,443,828.00

65

Akan tetapi meskipun penyaluran gas oleh JOB PMTS ke DSLNG tidak tepat waktu,

namun dengan usaha yang dilakukan JOB PMTS, penundaan tersebut tidak

menimbulkan konsekuensi penalti dari pembeli.

Sedangkan untuk Tahun 2016, Pada tahun 2016 periode bulan Januari sampai

dengan November, JOB PMTS mampu menyalurkan gas melebihi nominasi dari

DSLNG sebesar 23,323,174 MMBTU, dengan rincian sebagai berikut:

Tabel 3.24. Realisasi Penyaluran Gas Januari s.d Nopember 2016

Month DSLNG Nomination

(MMBtu) Actual Delivery

(MMBtu) Different (MMBtu)

a b c d = c - b

January 8,219,437.4485 10,713,556.4776 2,494,119.0291

February 8,054,750.0000 10,765,101.8628 2,710,351.8628

March 8,610,250.0000 11,495,548.1840 2,885,298.1840

April 7,547,387.2114 9,939,130.9213 2,391,743.7099

May 8,101,961.8253 9,698,357.4447 1,596,395.6194

June 8,332,500.0000 9,913,972.6092 1,581,472.6092

July 8,610,250.0000 10,966,460.7327 2,356,210.7327

August 8,610,250.0000 10,376,879.6859 1,766,629.6859

September 8,332,500.0000 10,233,828.3536 1,901,328.3536

October 8,610,250.0000 10,470,572.6664 1,860,322.6664

November 8,332,500.0000 10,111,801.3809 1,779,301.3809

Total 91,362,036.4852 114,685,210.3191 23,323,173.8339

Berdasarkan data realisasi penyaluran gas pada Tahun 2016, sampai dengan bulan

Nopember 2016 JOB PMTS mampu menyalurkan gas ke DSLNG sebanyak

114,685,210.3191 MMBTU dan melebihi nominasi yang telah disepakti yakni sebesar

91,362,036.4852 MMBTU.

Kondisi tersebut tidak sesuai dengan:

a. Pedoman Tata Kerja Nomor PTK-007/SKKO0000/2015/S0 tentang Pedoman

Pengelolaan Rantai Suplai Kontraktor Kontrak Kerja Sama pada buku kedua tentang

Pedoman Pelaksanaan Barang dan Jasa, pada:

1. Bab XII mengenai Kontrak pada point 4 tentang Perubahan Lingkup Kerja dan

Perpanjangan Jangka Waktu Kontrak:

a) 4.1 yang menyatakan bahwa “Perubahan Lingkup Kerja (PLK) dan

Perpanjangan Jangka Waktu Kontrak (PJWK) sedapat mungkin dihindari,

karena semua rencana kerja harus sudah dibuat secara professional, sesuai azas

keteknikan yang baik;”

b) 4.2 yang menyatakan bahwa “Perubahan dan/ atau penambahan dan/atau

pengurangan lingkup kerja sebelum masa berlaku Kontrak berakhir;”

c) 4.3 yang menyatakan bahwa “PJWK dapat dilakukan sepanjang masa berlaku

Kontrak belum berakhir dan diperkirakan nilai Kontraknya belum sepenuhnya

dimanfaatkan sampai jangka waktu Kontrak berakhir. PJWK paling lama satu

tahun;”

66

d) 4.11 yang menyatakan bahwa “Secara kumulatif jumlah nilai penambahan

tidak boleh melebihi 10% (sepuluh persen) terhadap nilai kontrak awal dan

tidak boleh lebih besar dari Rp50.000.000.000,00 (lima puluh miliar rupiah)

atau tidak boleh lebih dari US$5.000.000,00 (lima juta dollar Amerika

Serikat), kecuali;

1) 4.11.1,

Untuk pelaksanaan PLK sebagaimana dimaksud tersebut pada angka 4.9.1

dan 4.9.2;

2) 4.11.2,

Untuk pelaksanaan PLK yang disebabkan karena aspek teknis/ operasional

berdasarkan justifikasi tertulis dari fungsi teknis KKKS dan persetujuan

teknis dan fungsi teknis terkait di SKK Migas, namun harus tetap

memperhatikan batasan nilai persetujuan otorisasi pengeluaran sesuai

ketentuan yang berlaku; dan

3) 4.11.3,

Untuk pekerjaan konstruksi terintegrasi atau bagian-bagiannya

(Engineering, Procurement, Construciton, atau Installation), atau dalam

rangka penyelesaian pengeboran (drilling) sumur termasuk pengadaan

Pendukung Pengeboran yang disebabkan oleh proses tender. Penambahan

PLK dapat melebihi 10% (sepuluh persen) dan maksimal 25% (dua puluh

lima persen), namun harus tetap memperhatikan batasan nilai persetujuan

otorisasi pengeluaran sesuai ketentuan yang berlaku.

b. Kontrak Nomor K0498R/JOBT/MDP antara JOB Pertamina – Medco E&P Tomori

Sulawesi dengan Konsorsium PT Tripatra Engineers and Constructors – Samsung

Engineering Co., Ltd,

1) Bagian 8 tentang Perubahan, pada poin 8.3 mengenai perubahan yang tidak dapat

dipertimbangkan,

Di samping pengecualian pada Bagian 6.4 dengan tunduk pada ketentuan dan

syarat-syarat Kontrak ini, hal-hal berikut ini tidak dipertimbangkan dalam hal

apapun sebagai perubahan dan tidak akan diperhitungkan ketika menghitung akibat

atas nilai kontrak, terhadap perubahan, atau terhadap poin-poin di bawah ini sendiri

dianggap dasar untuk penyesuaian nilai kontrakpada huruf (a) dan (d):

a) Peningkatan biaya perlengkapan dan bahan-bahan, perlengkapan konstruksi

atau tenaga kerja;

d) Perubahan yang diperlukan karena keterlambatan yang tidak dapat dimaafkan

yang diakibatkan oleh Kontraktor atau para Sub-Kontraktor.

2) Bagian 11 tentang Komitmen pelaksanaan jadwal, denda ketelambatan, dan nilai

kerugian pelaksanaan,

a) 11.1.1 Komitmen Pelaksanaan Jadwal,

Pada atau sebelum tanggal penyelesaian fasilitas-fasilitas yang diminta,

kontraktor harus telah membangun fasilitas-fasilitas sesuai dengan praktek-

praktek industri yang bijaksana dan ketentuan-ketentuan kontrak ini dan

harus telah menyebabkan terjadinya tanggal penyelesaian fasilitas-fasilitas;

b) 11.1.2 Denda Keterlambatan;

Jika kontraktor tidak meyebabkan terjadinya tanggal penyelesaian fasilitas-

fasilitas pada atau sebelum tanggal penyelesaian fasilitas-fasilitas yang

diminta, kontraktor harus membayar kepada perusahaan dalam Dollar

67

Amerika Serikat, sebagai denda, nol koma satu persen (0,1%) dari nilai kontrak

yang disesuaikan untuk tiap-tiap hari sejak tetapi tidak termasuk tanggal

penyelesaian fasilitas-fasilitas yang diminta, dan termasuk tanggal dimana

kontraktor telah menyebabkan terjadinya tanggal penyelesaian fasilitas-

fasilitas sebagaimana dijelaskan pada bagian 3.1 Lampiran D.

c. Gas Sales Agreement antara PT PHE Tomori Sulawesi – PT Medco E&P Tomori

Sulawesi dengan PT Donggi-Senoro LNG pada tanggal 22 Januari 2009, pada:

1) Article 7.1 tentang Daily Contract Quantitiy pada point (a),

The “Daily Contract Quantity” (or “DCQ”) for each day in a contract year shall

be 277.75 BBtu per day, other than during the Commissioning Period, which

shall be determined by the Parties and specified in the Commissioning

Programme, provided that the Parties may reduce the DCQ to an amount not

less than 252.197 per Day following the results of drilling and the testing of

the Senoro 6-appraisal well and the Cendana Pura-1 exploration well if

required by BPMIGAS.

2) Article 17.1 tentang Commissioning Gas Price pada point (a),

For the first one million two hundred and fifty thousand (1,250,000) MMBtu,

delivered at the Commissioning Specification, US$5.00/MMBtu.

Hal tersebut mengakibatkan:

a. Proses pekerjaan konstruksi menjadi tidak optimal dan mitigasi risiko atas kegiatan

perencanaan dan pelaksanaan menjadi tidak terprediksi dengan baik;

b. Tertundanya jadwal pengoperasian proyek JOB PMTS karena penyelesaian pekerjaan

konstruksi yang tidak tepat waktu;

c. Tertundanya penerimaan atas penjualan gas ke DSLNG yang tidak tepat waktu.

Hal tersebut disebabkan:

a. Pimpinan JOB PMTS kurang optimal dalam melakukan pengawasan pekerjaan

pembangunan Senoro Gas Development Project;

b. Tim Perencanaan tidak menyusun perencanaan secara memadai dan mengantisipasi

risiko yang ada sehingga terjadi perubahan lingkup pekerjaan dari POD yang sudah

ditentukan;

c. Kontraktor pelaksana pekerjaan tidak optimal dalam menganalisa dan memprediksi

kondisi di lapangan;

d. Tim Teknis Pengadaan kurang cermat dalam melaksanakan Kontrak yang telah

disepakati bersama secara optimal;

e. Bagian Komersial JOB PTMS bersama PT DSLNG kurang cermat dalam menyusun

nominasi volume penjualan gas.

General Manager JOB Pertamina-Medco E&P Tomori Sulawesi menerima dan

sependapat dengan temuan pemeriksaan BPK. Perubahan Lingkup Kerja (PLK) pada

Proyek JOB PMTS merupakan PLK Damage Control yang dapat dikerjakan tanpa harus

menunggu persetujuan SKK Migas terlebih dahulu karena sesuai dengan Pedoman PTK

007 Buku Kelima Tahun 2012 Pedoman Fasilitas Produksi Bab IV yang menyebutkan

bahwa terdapat 3 jenis PLK, yaitu PLK Keadaan Darurat (Emergency), PLK Optimasi

68

(Adding Value) dan PLK Damage Control. Di mana PLK Damage Control dapat

dilaksanakan tanpa harus dikonsultasikan terlebih dahulu oleh Kontraktor KKS dengan

fungsi pengendali/pengawas teknis di SKK Migas. Dengan adanya PLK tersebut maka

terjadi perubahan jadwal penyaluran gas ke buyer (DSLNG), sehingga pada tahun 2015

yang telah dinominasikan dengan volume sebesar 64.542.427,47 MMBTU secara actual

baru dapat tersalurkan sebesar 47.098.599,47 MMBTU. Terhadap kekurangan penyaluran

tersebut, hal ini masih sesuai dengan ketentuan GSA. Untuk masa yang akan datang, JOB

PMTS akan melakukan komunikasi dan koordinasi yang baik dengan para Penjual (seller)

dan PT DSLNG terkait dengan penyusunan nominasi gas.

BPK merekomendasikan Direktur Hulu Pertamina agar memerintahkan President

Direktur PT PHE untuk:

a. Memberikan instruksi secara tertulis pada Tim Perencanaan dan Tim Teknis

Pengadaan agar lebih cermat dalam menyusun rencana dan melaksanakan proyek di

PT PHE.

b. Memerintahkan secara berjenjang pada Bagian Komersial JOB PMTS supaya

berkoordinasi secara intensif dengan PT DSLNG untuk menyusun nominasi volume

penjualan lebih akurat.

6. Pengadaan Pipa untuk Anjungan PHE-12 Tidak Memperhatikan Line Item Sehingga

Harga Hasil Pengadaan Kurang Optimal

Kontrak EPCI untuk sumur PHE-12,PHE-24 dan CPP2 platform dan pipeline

ditandatangani antara PT Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore dengan

konsorsium PT Timas Suplindo – PT Gunanusa Utama pada 14 Agustus 2015 nomor

189A/TS/OPS/13, periode kontrak 24 Agustus 2015 – 20 Desember 2016 dengan nilai

USD96,641,000.00 Amandemen pertama ditandatangani pada tanggal 4 Desember 2015,

dan amandemen kedua ditandatangani pada 31 Mei 2016 tentang perubahan periode

kontrak menjadi 24 Agustus 2015 – 25 Juli 2017, nilai kontrak menjadi sebesar

USD95,960,000.00 dan perubahan key dates pada exhibit D sebagai berikut:

Tabel 3.25. Key Date PHE WMO

Item No.

item description Original Ammendment-2

PHE-24 PHE-12 CPP PHE-24 PHE-12 CPP

1 Contract Effective Date (CED 24-Aug-15 24-Aug-15

2 Substantial Engineering Completion 25-Oct-15 22-Nov-15 01-Apr-16 05-May-16

3 Procurement Completion - CONTRACTOR supplied materials

23-Dec-15 22-Jan-16 23-Mar-16 04-Sep-16 26-Aug-16 29-Aug-16

4 Complete Brownfield Modification at KE-5 CPP

N/A N/A 29-Apr-16 N/A N/A 24-Dec-16

5 Fabrication Completing (Including Pre-commissioning and Commissioning

19-Mar-16 10-Jun-16 23-Aug-16 10-Sep-16 01-Sep-16 04-Sep-16

6 Jacket and Deck are ready for sail away

04-Apr-16 26-Jun-16 08-Sep-16 26-Sep-16 17-Sep-16

12-Sep-16 for jacket and 20-Sep-16 for Deck

69

Item No.

item description Original Ammendment-2

PHE-24 PHE-12 CPP PHE-24 PHE-12 CPP

7 Platform and Pipeline Offshore Installation completion, ready for Start-Up (Including Riser and Dogleg)

30-Apr-16 30-Aug-16 20-Oct-16 25-Dec-16 25-Nov-16 31-Dec-16

8 Drilling commencement by COMPANY

05-May-16 04-Sep-16 N/A 15-Apr-17 01-Dec-16 N/A

9 Start-Up commencement by COMPANY

17-Jun-16 21-Oct-16 25-May-17 20-Jan-17

10 Final Acceptance (FA) 20-Dec-16 25-Jul-17

Berdasarkan hasil pengamatan langsung tim pemeriksa di lapangan pada hari Rabu

5 September 2016 diketahui bahwa proses fabrikasi platform item nomor 5) belum selesai

dengan progress pekerjaan mencapai 90%. Maka belum dapat dilaksanakan commissioning

sehingga pekerjaan pengiriman platform ke lokasi Madura offshore/sail away to madura

offshore (item nomor 6) baru dapat dilakukan pada tanggal 30 September 2016 untuk

platform PHE-24, tanggal 6 Oktober 2016 untuk platform PHE-12, dan 25 Oktober 2016

untuk CPP 2 topside deck. Pekerjaan item nomor 5 dan 6 belum sesuai jadwal pekerjaan

yang telah ditetapkan, sehingga berpotensi menyebabkan pekerjaan selanjutnya menjadi

mundur dan berpotensi pekerjaan secara keseluruhan tidak tepat waktu.

Dalam kontrak EPCI-1 terdapat Long Lead Item yang pengadaannya dilaksanakan

terpisah dari kontrak dengan kontraktor EPCI-1. Long Lead Item tersebut diantaranya

adalah pengadaan Coated Linepipe and Riser. Pengadaan tersebut dilaksanakan dalam dua

paket tender masing-masing untuk pipa dan riser yang akan dipasang pada Platform PHE-

12 dan PHE-24.

a. Pipeline untuk sumur PHE-24

Karena pipa termasuk dalam kategori barang wajib, maka sesuai ketentuan,

pengadaan pipa dilakukan dengan Pelelangan Terbatas. Undangan Pelelangan Terbatas

No. 278/TS/OPS/NOV-13 untuk line pipe dan riser 6” disampaikan kepada PT KHI

Pipe Industries dan PT Bakrie Pipe Indonesia atau perusahaan lain yang memiliki Surat

Kemampuan Usaha Penunjang (SKUP) atau sebagai distributor tunggal, dengan jadwal

pendaftaran 18-20 November 2013 dan Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN)

15%. Pelelangan terbatas tersebut gagal, karena tidak terdapat bidder yang memenuhi

syarat, yaitu PT Bakrie Pipe tidak bisa menyediakan line pipe dan riser ukuran 6”

sementara PT KHI tidak memberikan tanggapan atas undangan Pelelangan Terbatas)

sehingga dilakukan pelelangan umum.

Lelang umum diumumkan pada harian Media Indonesia pada 27 Februari 2014

dengan nomor tender 030/TS/OPS/FEB-14, periode pendaftaran 27 Februari – 3 Maret

2014 dan TKDN 0%. Terdapat 13 perusahaan yang mendaftar dan empat di antaranya

tidak lolos prakualifikasi karena tidak dapat menunjukkan bahwa memiliki pengalaman

melaksanakan pekerjaan sejenis.

Pada 7 April 2014 PT PHE WMO mengundang bidder yang lolos tahap

prakualifikasi untuk mengambil dokumen lelang yang akan dilaksanakan pada 8 April

2014 sekaligus mengundang untuk mengikuti prebid meeting yang diadakan pada 11

April 2014. Dari sembilan peserta yang diundang, terdapat satu bidder yang tidak

70

mendaftar dan mengambil dokumen lelang sehingga hanya delapan perusahaan yang

melanjutkan ke tahap administrasi dan teknik.

Terdapat dua bidder yang lolos tahap administrasi dan teknik yaitu PT KPM Oil

& Gas dan PT Agcia Pertiwi diundang dalam pembukaan sampul komersial yang akan

dilaksanakan pada 16 Juni 2014, kemudian direvisi menjadi 27 Juni 2014. Pada

pembukaan sampul komersial diperoleh hasil penawaran dari PT KPM Oil & Gas senilai

USD1,389,800 dengan nilai TKDN 0% dan PT AGCIA Pertiwi senilai USD978,000

dengan nilai TKDN 14,16%. HPS/OE yang ditetapkan senilai USD1,384,782 sehingga

hanya PT AGCIA Pertiwi yang penawarannya di bawah OE.

Pada tanggal 2 Juli 2014 dilakukan negosiasi kepada PT AGCIA Pertiwi, yang

kemudian bersedia menurunkan harga menjadi USD976,000.64 dengan rincian sebagai

berikut:

Tabel 3.26. Spesifikasi Pipeline PHE-24

No. Spesifikasi

Qty / Uom

(satuan LGT)

Unit Price

TOTAL

1 cs line pipe, NPS 6#, 12.7mm WT,X52 as per annex J of API spec 5L, HFW, bevel-ends, min average length 12.1m, coaated with 0.5mm FBE and concrete coating 25mm thick, include galvanic anode nett mass approx 11.3 kg

30 3,075.13 92,253.90

2 cs line pipe, NPS 6#, 12.7mm WT,X52 as per annex J of API spec 5L, HFW, bevel-ends, min average length 12.1m, coated with 0.5 mm FBE and concrete coating 25 mm thick

404 2,102.92 849,579.68

3 cs line pipe, NPS 6#, 12.7mm WT,X52 as per annex J of API spec 5L, HFW, bevel-ends, min average length 12.1m, no coated (bare pipe)

2 975.42 1,950.84

4 cs line pipe, NPS 6#, 12.7mm WT,X52 as per annex J of API spec 5L, HFW, bevel-ends, min average length 12.1m, outer layer coated with 12 mm thick neoprene

2 5,601.46 11,202.92


2 2,800.73 5,601.46

6 cs line pipe, NPS 6#, 12.7mm WT,X52 as per annex J of API spec 5L, HFW, bevel-ends, min average length 12.1m, coated with 0.5mm FBE

12 1,284.32 15,411.84

Total 976,000.64

b. Pipeline untuk sumur PHE-12

Karena pipa termasuk dalam kategori barang wajib, maka sesuai ketentuan,

pengadaan pipa dilakukan dengan Pelelangan Terbatas. Undangan Pelelangan Terbatas

No. 279/TS/OPS/NOV-13 untuk line pipe dan riser 6” dan 8” disampaikan kepada PT

KHI Pipe Industries dan PT Bakrie Pipe Indonesia atau perusahaan lain yang memiliki

Surat Kemampuan Usaha Penunjang (SKUP) atau sebagai distributor tunggal, dengan

jadwal pendaftaran 18-20 November 2013 dan Tingkat Komponen Dalam Negeri

(TKDN) 15%. Pelelangan terbatas tersebut gagal, karena tidak terdapat bidder yang

memenuhi syarat, PT Bakrie Pipe tidak bisa menyediakan line pipe dan riser ukuran 6”

sementara PT KHI tidak memberikan tanggapan atas undangan Pelelangan Terbatas,

sehingga dilakukan Pelelangan Terbatas Ulang No. 279A/TS/OPS/NOV-13, dengan

jadwal pendaftaran 18-20 Februari 2014. Dengan diikuti Sembilan bidder dan hanya

terdapat satu bidder yang lolos tahap prakualifikasi.

71

Pembukaan sampul I yang berisi dokumen teknis dilakukan pada 3 Juni 2014,

dan hasil evaluasi Procurement Committee menyatakan bahwa dokumen telah lengkap

dan memenuhi persyaratan. Tahap selanjutnya dilakukan dengan Pembukaan Sampul II

yang berisi dokumen komersial pada 19 Juni 2014, nilai penawaran yang diajukan oleh

PT KPM Oil & Gas sebesar USD4,949,700.00.

Nilai Penawaran dari PT KPM Oil & Gas masih lebih tinggi dari nilai HPS

(USD4,250,422.00) Kemudian dilakukan negosiasi I pada tanggal 24 Juni 2014 dimana

PT PHE WMO meminta PT KPM Oil & Gas untuk menurunkan harga penawaran

minimal USD1,000,000.00. Pada 25 Juni 2014 PT KPM Oil & Gas bersedia

menurunkan harga penawaran sebesar USD200,000.00 sehingga penawaran menjadi

USD4,749,700.00. Karena harga penawaran masih di atas nilai HPS, maka pada tanggal

30 Juni dilakukan negosiasi ke II dimana PT KPM Oil & Gas menurunkan kembali

harga penawaran sebesar USD50,000 dari harga penawaran hasil negosiasi I sehingga

harga penawaran menjadi USD4,699,000.00. PT PHE WMO menyampaikan nilai HPS

sebesar USD4,250,422.00 kepada PT KPM Oil & Gas dan PT KPM Oil &Gas berjanji

akan menyampaikan harga penawaran pada 1 Juli 2014. Kemudian PT KPM Oil&Gas

menyampaikan penundaan penyampaian penawaran melalui surat 446/KPMOG-

DIR/VII/14, untuk di undur menjadi tanggal 2 Juli 2014.

PT KPM Oil & Gas menyampaikan penawaran kembali pada 2 Juli 2014

melalui surat nomor 447/KPMOG-DIR/VII/14 dengan nilai penawaran

US4,593,328.00. Pada tanggal 7 Agustus 2014, dilakukan negosiasi III dengan hasil PT

KPM Oil & Gas menurunkan harga penawaran setelah negosiasi yang semula

USD4,593,328.00 menjadi USD4,578,000.00 dan revisi penawaran harga disampaikan

pada 8 Agustus 2014 melalui surat nomor 471/KPMOG-DIR/VIII/14 dengan rincian

sebagai berikut:

Tabel 3.27. Spesifikasi Pipeline PHE-12

No. Spesifikasi Qty Harga Satuan (USD)

Total Harga (USD)

1 cs line pipe, NPS 6#, 12.7mm WT,X52 as per annex J of API spec 5L, HFW, bevel-ends, min average length 12.1m, Coated with 4mm Asphalt Enamel and Concrete coating 25mm thick, include galvanic anode nett mass approx.11,3 kg

45 3,052.18 137,348

2 cs line pipe, NPS 8#, 12.7mm WT,X52 as per annex J of API spec 5L, HFW, bevel-ends, min average length 12.1m, no coated (Bare Pipe)

2 2,404.75 4,809

3 cs line pipe, NPS 8#, 12.7mm WT,X52 as per annex J of API spec 5L, HFW, bevel-ends, min average length 12.1m, Coated with 4mm AE and Concrete coating 25mm thick

644 3,514.63 2,263,423

4 cs line pipe, NPS 8#, 12.7mm WT,X52 as per annex J of API spec 5L, HFW, bevel-ends, min average length 12.1m, Coated with 4mm AE and Concrete coating 25mm thick include galvanic anode nett mass approx.14.7 kg

45 4,162.06 187,293

5 cs line pipe, NPS 8#, 12.7mm WT,X52 as per annex J of API spec 5L, HFW, bevel-ends, min average length 6.05m, Outer-layer coated with 12 mm thick chloroprene/neoprene

2 45,320.26 90,641

6 cs line pipe, NPS 8#, 12.7mm WT,X52 as per annex J of API spec 5L, HFW, bevel-ends, min average length 12.1m, Outer-layer coated with 12 mm thick chloroprene/neoprene

2 23,122.58 46,245

72

No. Spesifikasi Qty Harga Satuan (USD)

Total Harga (USD)

7 cs line pipe, NPS 8#, 12.7mm WT,X52 as per annex J of API spec 5L, HFW, bevel-ends, min average length 12.1m, Outer-layer coated with 0,5mm FBE

12 2,774.71 33,297

8 cs line pipe, NPS 6#, 12.7mm WT,X52 as per annex J of API spec 5L, HFW, bevel-ends, min average length 12.1m, Outer Layer Coated with 12 mm thick chloroprene/neoprene

2 41,620.65 83,241

9 cs line pipe, NPS 6#, 12.7mm WT,X52 as per annex J of API spec 5L, HFW, bevel-ends, min average length 6.05m, Outer Layer Coated with 12 mm thick chloroprene/neoprene

1 20,810.32 20,810

10 cs line pipe, NPS 6#, 12.7mm WT,X52 as per annex J of API spec 5L, HFW, bevel-ends, min average length 12.1m, Coated with 0,5mm Fusion Bonded Epoxy (FBE)

12 1,665.36 19,984

11 cs line pipe, NPS 6#, 12.7mm WT,X52 as per annex J of API spec 5L, HFW, bevel-ends, min average length 6.05m, Outer Layer Coated with 12 mm thick EPDM

1 23,122.58 23,123

12 cs line pipe, NPS 6#, 12.7mm WT,X52 as per annex J of API spec 5L, HFW, bevel-ends, min average length 12.1m, Coated with 4mm AE and concrete coating 25 mm thick

644 2,589.73 1,667,786

Total 4,578,000

Harga setelah negosiasi III masih lebih tinggi dari harga HPS. Kemudian tim

evaluasi melakukan market assessment dengan menggunakan data dari beberapa proyek

yang sudah jalan maupun proyek yang baru, diperoleh data sebagai berikut:

Tabel 3.28. Market Assessment sebagai dasar Pipeline PHE-12

Descriprtion

Open Commercial of PHE-24

(PT AGCIA PERTIWI) 27 Juni 2014

PO of PHE ONWJ (PT KPM Oil &Gas)

26 April 2012

Pipeline sectional Relocation

(PT KPM Oil &Gas)

27 Agt 2012

Unit Rate (USD/MT) 1,903.32 2,703.00 2,013.52

Total Value (USD) 978,000.00 734,701.08 9,549,577.00

TKDN (%) 14% 0% 54%

Weight (MT) 513.84 271.81 4,742.73

Selanjutnya Procurement Committee bernegosiasi lagi dengan PT KPM Oil &

Gas mengenai harga sehingga diperoleh harga satuan sebesar USD2,452.42/mt yang

menghasilkan HPS/OE sebesar USD4,578,000.00 atau 107,71% dari HPS/OE awal.

Tabel 3.29. Perbandingan Original OE dengan Harga Penawaran Terakhir Setelah Negosiasi

Descriprtion Original OE Final Negotiation Price

Unit Rate (USD/MT) 2.276,93 2.452,42

Total Value (USD) 4.250.422,00 4.578.000,00

TKDN (%) 0% 0%

Weight (MT) 1.866,73 1.866,73

Final Negotiated price vs original OE = 4,578,000 : 4,250,422 107,71%

Dari uraian di atas diketahui bahwa market assessment dengan tolok ukur PO

of PHE ONWJ (PT KPM Oil &Gas) tanggal 26 April 2012 dan pipeline sectional

relocation (PT KPM Oil &Gas) tanggal 27 Agustus 2012 kurang mencerminkan harga

73

pasar yang senyatanya karena selisih waktu yang cukup lama. Selain itu, pengadaan pipa

untuk sumur PHE-24 dan pipa untuk sumur PHE-12 dilakukan bersamaan oleh

Procurement Committee yang sama. Hasil analisis atas item pipa tiap proyek diketahui

bahwa terdapat tiga item pipa yang memiliki spesifikasi yang sama namun harga

satuannya berbeda. Harga satuan tiga item pipa untuk sumur PHE-12 lebih tinggi

daripada pipa yang sama untuk PHE-24 sehingga harga hasil negosiasi menjadi tidak

optimal dengan rincian sebagai berikut:

Tabel 3.30. Perbandingan Pipeline yang Sama untuk PHE-12 dengan PHE-24

No Spesifikasi Harga Satuan

PT KPM (PHE-12) PT AGCIA (PHE-24)


41,620.65 5,601.46


20,810.32 2,800.73

3 cs line pipe, NPS 6#, 12.7mm WT,X52 as per annex J of API spec 5L, HFW, bevel-ends, min average length 12.1m, coated with 0.5mm FBE

1,665.36 1,284.32

Menurut keterangan dari Procurement Committee PHE WMO diketahui bahwa pada

saat proses negosiasi, Procurement Committee tidak memperoleh rincian harga material

yang akan diperjanjikan sehingga tidak dapat melakukan perbandingan harga untuk

material yang memiliki spesifikasi, ukuran dan coating yang sama pada paket lelang

pipa PHE-24 padahal harga final untuk pipa PHE-24 telah disepakati sebelumnya yaitu

pada tanggal 2 Juli 2014.

Hal tersebut tidak sesuai dengan PTK BP MIGAS No. 007/revisi-II/PTK/I/2011:

a. Buku kesatu BAB I – Ketentuan Umum

butir 2.2: tujuan pengelolaan rantai suplai adalah memperoleh dan mendayagunakan

barang/jasa yang dibutuhkan dalam jumlah, kualitas, harga, waktu dan tempat secara

efektif dan efisien serta dapat dipertanggungjawabkan sesuai ketentuan dan prosedur

yang berlaku serta memenuhi prinsip-prinsip etika rantai suplai.

b. Buku kedua BAB X - Pelelangan Terbatas

1) Butir 2.3.4 (nomor 6)

Apabila pelelangan terbatas atau pemilihan langsung atau penunjukan langsung

mengalami kegagalan karena setelah dilakukan negosiasi bertahap kepada

penawaran tingkat I sampai dengan peringkat III berdasarkan harga evaluasi

penawaran (HEP) masih lebih tinggi dibanding HPS/OE atau HPS/OE yang telah

dikoreksi, proses dilanjutkan dengan negosiasi bersamaan kepada penawar

peringkat I s.d penawar peringkat III.

2) Butir 2.3.4 (nomor 7)

Apabila setelah dilakukan negosiasi bersamaan harga penawaran hasil negosiasi

masih lebih tinggi dibanding HPS/OE atau HPS/OE yang telah dikoreksi, proses

dilanjutkan melalui metode pelelangan umum dengan mengundang pabrikan

dalam negeri yang menawarkan barang produksi dalam negeri dengan TKDN

minimal 10%.

74

Hal tersebut mengakibatkan harga hasil negosiasi atas pembelian pipeline & riser

untuk sumur PHE-12 kurang optimal.

Hal tersebut disebabkan oleh:

a. Procurement Committee kurang cermat dalam melakukan negosiasi dengan PT KPM

Oil&Gas untuk pengadaan pipa PHE-12 dengan tidak mengetahui rincian harga per

item material yang dinegosiasikan.

b. PHE WMO belum memiliki database harga barang, sehingga tidak ada acuan sebagai

dasar melakukan negosiasi harga.

President/ General Manager PHE WMO menerima dan sependapat dengan temuan

hasil pemeriksaan BPK. Tahapan pembukaan sampul kedua (komersial) pengadaan

terbatas ulang atas pipeline platform PHE-12, PT KPM mengajukan penawaran dengan

nilai total sebesar USD4,949,700. Kemudian, proses/tahapan dilanjutkan dengan proses

negosiasi. Pada saat proses negosiasi pengadaan pipa untuk anjungan (platform) PHE-12,

kondisi nilai penawaran per line item kurang diperhatikan oleh PHE WMO karena sesuai

ketentuan yang berlaku, negosiasi dilakukan dengan merujuk pada Pedoman SKK Migas

PTK 007 revisi 2, Bab XI, Poin 10.6.1 dimana dalam hal menggunakan strategi Kontrak

Harga Satuan dapat dilakukan negosiasi terhadap keseluruhan harga paket, dalam hal paket

pengadaan tersebut pada dasarnya merupakan satu kesatuan utuh. Setelah tiga kali

dilakukan negosiasi, maka nilai total penawaran PT KPM menjadi sebesar USD4,578,000

dan PT KPM tidak bersedia menurunkan lagi nilai penawarannya.

Untuk pengadaan-pengadaan di PHE WMO kedepannya, PHE WMO akan

melakukan perbaikan dengan lebih meningkatkan perhatian baik secara nilai total maupun

per item terhadap kondisi nilai penawaran dari peserta pengadaan (bidder) dan harga pasar

pada saat proses negosiasi dilakukan. Hal tersebut diatas akan dimasukkan dalam pedoman

pengadaan internal PHE WMO dengan mengacu pada best practice ketentuan pengadaan.

BPK merekomendasikan Direktur PT PHE WMO agar:

a. Menyusun pedoman pengadaan internal bahwa dalam pengadaan harus memperhatikan

nilai total dan nilai per item penawaran dari peserta pengadaan (bidder) dan harga pasar

pada saat proses negosiasi dilakukan.

b. Menyusun database harga barang yang wajar dan akurat sebagai dasar penyusunan

HPS/ OE dan sebagai dasar negosiasi harga pada proses pengadaan berikutnya, dengan

input atas database melalui proses verifikasi yang detail, serta di update secara berkala.


REPUBLIK INDONESIA

BADAN PEMERIKSA KEUANGAN REPUBLIK INDONESIA … · Kriteria yang digunakan dalam pemeriksaan ini...

Documents

Transcript of BADAN PEMERIKSA KEUANGAN REPUBLIK INDONESIA … · Kriteria yang digunakan dalam pemeriksaan ini...