Back to announcement
20231003_PGEO_Informasi Transaksi Afiliasi_31434747_lamp4.pdf
Asset transaction Needs review PGEOSource file signed link, expires in 15 minutes
Extracted text 97
Page 1
LAPORAN PENDAPAT KEWAJARAN
ATAS
RENCANA TRANSAKSI
DISUSUN UNTUK
PT PERTAMINA GEOTHERMAL
ENERGY Tbk
SUWENDHO RINALDY DAN REKAN
KANTOR JASA PENILAI PUBLIK
Nomor Izin Usaha KJPP: 2.09.0059 Kantor Cabang Jakarta
Komplek Kalibata Indah Blok K16-17
Nomor Izin Cabang KJPP: 1138/KM.1/2017 Jl. Rawajati Timur, Pancoran
Penilai Properti dan Bisnis Jakarta Selatan 12750
T (021) 7970913 / 7994521
E ocky@srr.co.id
Wilayah Kerja: Seluruh Indonesia
Kantor Cabang: Jakarta (P/B), Bandung (P)
Page 2
SUWENDHO RINALDY DAN REKAN
KANTOR JASA PENILAI PUBLIK Kantor Cabang Jakarta
Nomor Izin Usaha KJPP: 2.09.0059 Komplek Kalibata Indah Blok K16-17
Nomor Izin Cabang KJPP: 1138/KM.1/2017 Jl. Rawajati Timur, Pancoran
Penilai Properti dan Bisnis Jakarta Selatan 12750
T (021) 7970913 / 7994521
E ocky@srr.co.id
Wilayah Kerja: Seluruh Indonesia
Kantor Cabang: Jakarta (P/B), Bandung (P)
No. : 00436/2.0059-02/BS/02/0242/1/IX/2023 21 September 2023
Kepada Yth.
PT PERTAMINA GEOTHERMAL ENERGY Tbk
Graha Pertamina - Tower Pertamax Lt. 7
Jl. Medan Merdeka Timur No. 11-13
Jakarta Pusat 10110
U.p. : Direksi
Hal : Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi
Dengan hormat,
Sehubungan dengan penugasan yang diberikan kepada kami, Kantor Jasa Penilai Publik
(KJPP) Suwendho Rinaldy dan Rekan (“SRR” atau “kami”), oleh manajemen
PT Pertamina Geothermal Energy Tbk (“Perseroan”) untuk memberikan pendapat
sebagai penilai independen atas kewajaran rencana amandemen kontrak yaitu
penambahan jangka waktu kontrak selama 24 (dua puluh empat) bulan untuk jasa
aerated drilling Proyek Hululais dan jasa monitoring gas hidrogen sulfida (H2S) dan
kelengkapannya di area/proyek Perseroan dengan basis call of order, sesuai dengan
Perjanjian Pengadaan Jasa Penyusunan Pendapat Kewajaran Rencana Transaksi Afiliasi
untuk Pekerjaan Monitoring H2S dan Pekerjaan Aerated Drilling Antara PT Pertamina
Geothermal Energy Tbk (PGE) dengan PT Pertamina Drilling Services Indonesia
(PDSI) No. 3900535872 tanggal 24 Agustus 2023, maka dengan ini kami sebagai KJPP
resmi berdasarkan Keputusan Menteri Keuangan No. 1056/KM.1/2009 tanggal
20 Agustus 2009 yang terdaftar sebagai profesi penunjang pasar modal di Otoritas Jasa
Keuangan (“OJK”) dengan Surat Tanda Terdaftar (STTD) Profesi Penunjang Pasar
Modal No. STTD.PPB-05/PJ-1/PM.02/2023 tanggal 8 Juni 2023 (Penilai Properti dan
Bisnis), menyampaikan pendapat kewajaran (fairness opinion) atas rencana amandemen
kontrak yaitu penambahan jangka waktu kontrak selama 24 (dua puluh empat) bulan
untuk jasa aerated drilling Proyek Hululais dan jasa monitoring H2S dan
kelengkapannya di area/proyek Perseroan dengan basis call of order (“Rencana
Transaksi”).
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi i
Page 3
LATAR BELAKANG
Perseroan merupakan sebuah perseroan terbatas berstatus perusahaan terbuka (public
company) yang bergerak dalam bidang eksplorasi, eksploitasi, dan produksi panas bumi.
Perseroan berkantor pusat di Graha Pertamina - Tower Pertamax Lt. 7, Jl. Medan
Merdeka Timur No. 11-13, Jakarta Pusat 10110, dengan nomor telepon (021) 398 33
222, nomor faksimile (021) 398 33 230, alamat email cdm.pge@pertamina.com, dan
alamat website www.pge.pertamina.com.
PT Pertamina Drilling Services Indonesia (“PDSI”) merupakan sebuah perseroan
terbatas berstatus perusahaan tertutup (closely-held company) yang bergerak dalam
bidang eksplorasi dan eksploitasi pengeboran minyak dan gas bumi, serta panas bumi.
Saham PDSI dimiliki oleh PT Pertamina Hulu Energi (“PHE”) sebanyak 99,89% dan
sisanya 0,11% dimiliki oleh PT Pertamina Pedeve Indonesia (“Pedeve”).
Berdasarkan keterangan yang diperoleh dari manajemen Perseroan, pada saat ini,
Perseroan akan melaksanakan Rencana Transaksi, atau rencana amandemen kontrak
yaitu penambahan jangka waktu kontrak selama 24 (dua puluh empat) bulan untuk jasa
aerated drilling Proyek Hululais dan jasa monitoring H2S dan kelengkapannya di
area/proyek Perseroan dengan basis call of order.
Jasa pekerjaan aerated drilling di area/proyek geothermal Kamojang/Karaha Bodas,
Ulubelu, Seulawah, Lahendong/Kotamobagu dilakukan oleh PDSI. Jasa monitoring H2S
diperlukan oleh Perseroan di area/proyek geothermal Kamojang, Karaha Bodas,
Ulubelu, Lumut Balai, Hululais, Bukit Daun, Sungai Penuh, Seulawah, dan Lahendong,
dan dilakukan juga oleh PDSI.
Berdasarkan keterangan dari manajemen Perseroan, Rencana Transaksi akan merupakan
transaksi afiliasi sebagaimana didefinisikan dalam Peraturan OJK (POJK)
No. 42/POJK.04/2020 tentang “Transaksi Afiliasi dan Transaksi Benturan Kepentingan”
(“POJK 42/2020”), mengingat bahwa Perseroan dan PDSI merupakan perusahaan-
perusahaan yang sahamnya dimiliki secara langsung maupun tidak langsung oleh
PT Pertamina (Persero) (“Pertamina”).
Berdasarkan informasi yang kami terima dari manajemen Perseroan, Rencana Transaksi
bukan merupakan transaksi yang mengandung benturan kepentingan sebagaimana
didefinisikan dalam POJK 42/2020.
Selanjutnya, manajemen Perseroan juga menjelaskan bahwa Rencana Transaksi bukan
merupakan transaksi material sebagaimana didefinisikan dalam POJK
No. 17/POJK.04/2020 tentang “Transaksi Material dan Perubahan Kegiatan Usaha”
(“POJK 17/2020”), mengingat bahwa harga yang ditetapkan dalam pelaksanaan
Rencana Transaksi tidak melebihi 20% dari nilai buku ekuitas Perseroan berdasarkan
laporan keuangan konsolidasi Perseroan dan entitas anaknya untuk periode tiga bulan
yang berakhir pada tanggal 31 Maret 2023 yang direviu oleh Kantor Akuntan Publik
(KAP) Purwanto, Sungkoro & Surja (“PSS”), yaitu sebesar US$ 1.882.468 ribu.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi ii
Page 4
Untuk transaksi yang tergolong dalam transaksi afiliasi, POJK 42/2020 mensyaratkan
adanya laporan pendapat kewajaran (fairness opinion) atas Rencana Transaksi yang
disusun oleh penilai.
Dalam rangka pelaksanaan Rencana Transaksi serta untuk memenuhi ketentuan-
ketentuan yang diatur dalam POJK 42/2020, Perseroan telah menunjuk SRR sebagai
penilai independen untuk memberikan pendapat kewajaran atas Rencana Transaksi
(“Pendapat Kewajaran”).
STATUS PENILAI
Penilai Publik Ocky Rinaldy merupakan penilai independen yang bernaung dalam SRR
berdasarkan Izin Penilai Publik No. PB-1.09.00242 dengan kualifikasi Penilaian Properti
dan Bisnis yang terdaftar sebagai profesi penunjang pasar modal di OJK dengan Surat
Tanda Terdaftar (STTD) Profesi Penunjang Pasar Modal No. STTD.PPB-05/PJ-
1/PM.02/2023 tanggal 8 Juni 2023 (Penilai Properti dan Bisnis) dan bertindak untuk
melakukan penugasan secara obyektif tanpa ada benturan kepentingan dan memiliki
kompetensi untuk melakukan penugasan sebagaimana yang dimaksud dalam lingkup
penugasan ini.
PEMBERI TUGAS
Pemberi tugas sebagaimana dimaksud dalam laporan ini adalah:
Nama : PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Bentuk usaha : Perseroan terbatas berstatus perusahaan terbuka
Alamat : Graha Pertamina - Tower Pertamax Lt. 7, Jl. Medan Merdeka
Timur No. 11-13, Jakarta Pusat 10110
Bidang usaha : Menjalankan usaha dalam bidang eksplorasi, eksploitasi, dan
produksi panas bumi
Nomor telepon : (021) 398 33 222
Nomor faksimile : (021) 398 33 230
Alamat email : cdm.pge@pertamina.com
Website : www.pge.pertamina.com
PENGGUNA LAPORAN
Pengguna laporan sebagaimana dimaksud dalam laporan ini adalah:
Nama : PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Bentuk usaha : Perseroan terbatas berstatus perusahaan terbuka
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi iii
Page 5
Alamat : Graha Pertamina - Tower Pertamax Lt. 7, Jl. Medan Merdeka
Timur No. 11-13, Jakarta Pusat 10110
Bidang usaha : Menjalankan usaha dalam bidang eksplorasi, eksploitasi, dan
produksi panas bumi
Nomor telepon : (021) 398 33 222
Nomor faksimile : (021) 398 33 230
Alamat email : cdm.pge@pertamina.com
Website : www.pge.pertamina.com
MAKSUD DAN TUJUAN PENDAPAT KEWAJARAN
Tujuan penyusunan Pendapat Kewajaran adalah untuk memberikan gambaran mengenai
kewajaran Rencana Transaksi. Maksud dari penyusunan Pendapat Kewajaran adalah
untuk memenuhi POJK 42/2020.
STANDAR PENUGASAN
Pendapat Kewajaran telah disusun sesuai dengan dan tunduk pada ketentuan-ketentuan
dari POJK No. 35/POJK.04/2020 tentang “Penilaian dan Penyajian Laporan Penilaian
Bisnis di Pasar Modal” (“POJK 35/2020”) dan Kode Etik Penilai Indonesia dan Standar
Penilaian Indonesia Edisi VII - 2018 (“KEPI & SPI”).
TANGGAL EFEKTIF PENDAPAT KEWAJARAN
Analisis dalam Pendapat Kewajaran dilaksanakan berdasarkan tanggal 31 Maret 2023
sebagai tanggal efektif Pendapat Kewajaran. Tanggal ini dipilih atas dasar pertimbangan
kepentingan dan tujuan Pendapat Kewajaran serta dari data keuangan Perseroan yang
kami terima. Data keuangan tersebut berupa laporan keuangan Perseroan untuk periode
tiga bulan yang berakhir pada tanggal 31 Maret 2023 yang telah direviu oleh PSS, yang
menjadi dasar penyusunan Pendapat Kewajaran.
Sesuai dengan ketentuan dalam POJK 35/2020, Pendapat Kewajaran berlaku selama 6
(enam) bulan sejak tanggal efektif Pendapat Kewajaran, yaitu tanggal 31 Maret 2023,
kecuali terdapat hal-hal yang dapat mempengaruhi kesimpulan nilai lebih dari 5% (lima
persen).
KEJADIAN PENTING SETELAH TANGGAL EFEKTIF PENDAPAT KEWAJARAN
Dari tanggal efektif Pendapat Kewajaran, yaitu tanggal 31 Maret 2023, sampai dengan
tanggal diterbitkannya laporan ini, tidak terdapat kejadian penting yang dapat
mempengaruhi hasil Pendapat Kewajaran secara signifikan.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi iv
Page 6
TINGKAT KEDALAMAN INVESTIGASI
Batasan dalam melakukan inspeksi, penelaahan, dan analisis untuk penyusunan
Pendapat Kewajaran adalah sebagai berikut:
1. Proses pengumpulan, verifikasi dan analisis data dilakukan secara langsung pada
obyek penugasan. Bila pada obyek penugasan tertentu dijumpai keterbatasan untuk
dijangkau dan/atau diverifikasi secara keseluruhan, maka kami akan menggunakan
pendataan secara sampling dan wawancara dari pihak yang relevan.
2. Penugasan dapat dilakukan tanpa ada pembatasan akses ke obyek penugasan
termasuk data yang harus disediakan oleh pemberi tugas dan/atau pihak terkait
lainnya.
3. Segala sesuatu yang membatasi penugasan ini akan dicatatkan sebagai bagian yang
mengikat atas hasil penugasan yang dilakukan.
SIFAT DAN SUMBER INFORMASI YANG DAPAT DIANDALKAN
Informasi dan data yang relevan namun tidak membutuhkan verifikasi, dapat disetujui
untuk digunakan sepanjang sumber data tersebut diyakini kebenarannya. Sumber data
tersebut antara lain adalah:
1. Data dan dokumen yang diterima dari Perseroan.
2. Bank Indonesia (BI).
3. Badan Pusat Statistik (BPS).
4. Lembaga resmi pemerintah atau swasta yang mempublikasi data dan informasi yang
terkait dengan penyusunan Pendapat Kewajaran.
5. Media tulis dan elektronik resmi yang terbukti kebenaran data dan informasinya.
DATA DAN INFORMASI YANG DIGUNAKAN
Dalam menyusun Pendapat Kewajaran, kami telah menelaah, mempertimbangkan,
mengacu, atau melaksanakan prosedur atas data dan informasi, antara lain, sebagai
berikut:
1. Salinan Perjanjian Aerated Drilling Antara PT Pertamina Geothermal Energy dan
PT Pertamina Drilling Services Indonesia tentang Pengadaan Jasa Aerated Drilling
Proyek Hululais tanggal 28 Februari 2018 (“Perjanjian Aerated Drilling”);
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi v
Page 7
2. Salinan Addendum I Antara PT Pertamina Geothermal Energy dan PT Pertamina
Drilling Services Indonesia tentang Pengadaan Jasa Aerated Drilling Proyek
Hululais No. 4600003144 Tahun 2019 (“Addendum I Perjanjian Aerated Drilling”);
3. Salinan Addendum II Antara PT Pertamina Geothermal Energy dan PT Pertamina
Drilling Services Indonesia tentang Pengadaan Jasa Aerated Drilling Proyek
Hululais No. 4600003144 tanggal 2 Oktober 2019 (“Addendum II Perjanjian
Aerated Drilling”);
4. Salinan Addendum III Antara PT Pertamina Geothermal Energy dan PT Pertamina
Drilling Services Indonesia tentang Pengadaan Jasa Aerated Drilling Proyek
Hululais No. 4600003144 tanggal 15 Oktober 2020 (“Addendum III Perjanjian
Aerated Drilling”);
5. Salinan Addendum IV Antara PT Pertamina Geothermal Energy dan PT Pertamina
Drilling Services Indonesia tentang Pengadaan Jasa Aerated Drilling Proyek
Hululais No. 4600003144 tanggal 8 Maret 2022 (“Addendum IV Perjanjian Aerated
Drilling”);
6. Salinan draft Addendum V Antara PT Pertamina Geothermal Energy dan
PT Pertamina Drilling Services Indonesia tentang Pengadaaa Jasa Aerated Drilling
Proyek Hululais No. 4600003144 (“Addendum V Perjanjian Aerated Drilling”);
7. Salinan Perjanjian Antara PT Pertamina Geothermal Energy dan PT Pertamina
Drilling Services Indonesia tentang Pengadaan Jasa Monitoring H2S dan
Kelengkapannya di Area/Proyek PT PGE dengan Basis Call of Order
No. 4650011157 tanggal 7 Februari 2019 (“Perjanjian Jasa Monitoring H2S”).
8. Salinan Amandemen I Antara PT Pertamina Geothermal Energy dan PT Pertamina
Drilling Services Indonesia tentang Pengadaan Jasa Monitoring H2S dan
Kelengkapannya di Area/Proyek PT PGE dengan Basis Call of Order
No. 4650011157 tanggal 8 Maret 2021 (“Amandemen I Perjanjian Jasa Monitoring
H2S”).
9. Salinan draft Amandemen II Antara PT Pertamina Geothermal Energy dan
PT Pertamina Drilling Services Indonesia tentang Pengadaan Jasa Monitoring H2S
dan Kelengkapannya di Area/Proyek PT PGE dengan Basis Call of Order
No. 4650011157 (“Amandemen II Perjanjian Jasa Monitoring H2S”).
10. Draft keterbukaan informasi yang disusun oleh manajemen Perseroan dalam rangka
Rencana Transaksi (“Keterbukaan Informasi”);
11. Laporan keuangan Perseroan untuk periode tiga bulan yang berakhir pada tanggal
31 Maret 2023 yang direviu oleh PSS;
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi vi
Page 8
12. Laporan keuangan Perseroan untuk tahun yang berakhir pada tanggal-tanggal
31 Desember 2022, 31 Desember 2021, 31 Desember 2020, 31 Desember 2019, dan
31 Desember 2018 yang diaudit oleh PSS;
13. Proyeksi keuangan Perseroan dengan Rencana Transaksi dan tanpa Rencana
Transaksi tahun 2023–2028 yang disusun oleh manajemen Perseroan;
14. Proforma laporan keuangan Perseroan pada tanggal 31 Maret 2023 sebelum dan
sesudah Rencana Transaksi yang disusun oleh manajemen Perseroan;
15. Dokumen-dokumen lain yang berhubungan dengan Rencana Transaksi;
16. Hasil diskusi dan wawancara dengan pihak manajemen Perseroan, yaitu
Bpk. Nelwin Aldriansyah sebagai Direktur Keuangan Perseroan, mengenai alasan,
latar belakang, dan hal-hal lain yang terkait dengan Rencana Transaksi;
17. Berbagai sumber informasi baik berdasarkan media cetak maupun elektronik dan
hasil analisis lain yang kami anggap relevan; dan
18. Informasi lain dari pihak manajemen Perseroan dan pihak-pihak lain yang relevan
untuk penugasan.
Dalam melaksanakan analisis, kami mengasumsikan dan bergantung pada keakuratan
dan kelengkapan dari semua informasi keuangan dan informasi-informasi lain yang
diberikan kepada kami oleh Perseroan atau yang tersedia secara umum, dan kami tidak
melakukan dan karenanya tidak bertanggung jawab atas pemeriksaan independen
terhadap informasi-informasi tersebut. Kami juga bergantung kepada jaminan dari
manajemen Perseroan bahwa mereka tidak mengetahui fakta-fakta yang menyebabkan
informasi-informasi yang diberikan kepada kami menjadi tidak lengkap atau
menyesatkan.
Kami tidak melakukan inspeksi atas aset tetap atau fasilitas Perseroan. Selain itu, kami
juga tidak memberikan pendapat atas dampak perpajakan dari Rencana Transaksi. Jasa-
jasa yang kami berikan kepada Perseroan dalam kaitan dengan Rencana Transaksi hanya
merupakan penyusunan Pendapat Kewajaran dan bukan jasa-jasa akuntansi, audit, atau
perpajakan.
Pekerjaan kami yang berkaitan dengan Rencana Transaksi tidak merupakan dan tidak
dapat ditafsirkan dalam bentuk apapun, sebagai suatu penelaahan atau audit atau
pelaksanaan prosedur-prosedur tertentu atas informasi keuangan. Pekerjaan tersebut juga
tidak dapat dimaksudkan untuk mengungkapkan kelemahan dalam pengendalian
internal, kesalahan, atau penyimpangan dalam laporan keuangan atau pelanggaran
hukum. Selain itu, kami tidak mempunyai kewenangan dan tidak mencoba mendapatkan
bentuk transaksi-transaksi lainnya yang ada untuk Perseroan.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi vii
Page 9
ASUMSI-ASUMSI DAN KONDISI PEMBATAS
Asumsi-asumsi dan kondisi pembatas yang digunakan dalam penyusunan Pendapat
Kewajaran adalah sebagai berikut:
1. Pendapat Kewajaran merupakan laporan yang bersifat non-disclaimer opinion.
2. SRR telah melakukan penelaahan atas dokumen-dokumen yang digunakan dalam
proses penyusunan Pendapat Kewajaran.
3. Data dan informasi yang diperoleh berasal dari sumber yang dapat dipercaya
keakuratannya.
4. Analisis dalam penyusunan Pendapat Kewajaran dilakukan dengan menggunakan
proyeksi keuangan yang telah disesuaikan yang mencerminkan kewajaran proyeksi
keuangan yang dibuat oleh manajemen Perseroan dengan kemampuan
pencapaiannya (fiduciary duty).
5. SRR bertanggung jawab atas pelaksanaan penyusunan Pendapat Kewajaran dan
kewajaran proyeksi keuangan.
6. Pendapat Kewajaran merupakan laporan yang terbuka untuk publik kecuali terdapat
informasi yang bersifat rahasia, yang dapat mempengaruhi operasional Perseroan.
7. SRR bertanggung jawab atas Pendapat Kewajaran dan kesimpulan Pendapat
Kewajaran.
8. SRR telah memperoleh informasi atas syarat-syarat dan ketentuan-ketentuan dalam
perjanjian-perjanjian yang terkait dengan Rencana Transaksi dari Perseroan.
Pendapat Kewajaran disusun berdasarkan kondisi pasar dan kondisi perekonomian,
kondisi umum bisnis dan kondisi keuangan, serta peraturan-peraturan Pemerintah pada
tanggal efektif Pendapat Kewajaran.
Dalam penyusunan Pendapat Kewajaran, kami juga menggunakan beberapa asumsi
lainnya, seperti terpenuhinya semua kondisi dan kewajiban Perseroan dan semua pihak
yang terlibat dalam Rencana Transaksi, Rencana Transaksi dilaksanakan sesuai dengan
prosedur-prosedur dan dengan jangka waktu yang telah ditetapkan dalam dokumen-
dokumen yang terkait dengan Rencana Transaksi, dan hal-hal lainnya yang terkait
sebagaimana yang diinformasikan oleh manajemen Perseroan, khususnya dalam hal
pemenuhan kewajiban Perseroan sebagaimana yang diatur dalam dokumen-dokumen
yang terkait dengan Rencana Transaksi. Kami juga mengasumsikan bahwa dari tanggal
terjadinya Rencana Transaksi sampai dengan tanggal penerbitan Pendapat Kewajaran
tidak terjadi perubahan apapun yang berpengaruh secara material terhadap asumsi-
asumsi yang digunakan dalam penyusunan Pendapat Kewajaran.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi viii
Page 10
DISTRIBUSI PENDAPAT KEWAJARAN
Pendapat Kewajaran ditujukan untuk kepentingan Direksi Perseroan dalam kaitannya
dengan Rencana Transaksi dan tidak untuk digunakan oleh pihak lain, atau untuk
kepentingan lain. Pendapat Kewajaran tidak merupakan rekomendasi kepada pemegang
saham untuk menyetujui Rencana Transaksi atau melakukan tindakan lainnya dalam
kaitan dengan Rencana Transaksi, dan tidak dapat digunakan secara demikian oleh
pemegang saham.
Pendapat Kewajaran harus dipandang sebagai satu kesatuan dan penggunaan sebagian
dari analisis dan informasi tanpa mempertimbangkan isi Pendapat Kewajaran secara
keseluruhan dapat menyebabkan pandangan yang menyesatkan atas proses yang
mendasari Pendapat Kewajaran.
Pendapat Kewajaran juga disusun berdasarkan kondisi ekonomi dan peraturan yang ada
pada saat ini. Kami tidak bertanggung jawab untuk memutakhirkan atau melengkapi
Pendapat Kewajaran kami karena peristiwa-peristiwa yang terjadi setelah tanggal
Pendapat Kewajaran. Pendapat Kewajaran tidak sah apabila tidak dibubuhi tanda tangan
pihak yang berwenang dari KJPP Suwendho Rinaldy dan Rekan.
PERSYARATAN ATAS PERSETUJUAN UNTUK PUBLIKASI
Siapapun kecuali pemberi tugas dan pengguna laporan yang mendapat laporan Pendapat
Kewajaran dan/atau tembusan daripadanya tidak memiliki hak untuk melakukan
publikasi dan/atau menggunakan informasi baik secara keseluruhan ataupun sebagian
dari laporan Pendapat Kewajaran untuk keperluan apapun tanpa izin tertulis dari Penilai.
PENDEKATAN DAN PROSEDUR PENDAPAT KEWAJARAN
Dalam mengevaluasi kewajaran Transaksi Afiliasi, SRR telah melakukan:
1. Analisis Kualitatif dan Kuantitatif atas Rencana Transaksi
Analisis kualitatif dan kuantitatif atas Rencana Transaksi dilakukan dengan melakukan
tinjauan atas industri panas bumi dan energi yang akan memberikan gambaran umum
mengenai perkembangan kinerja industri industri panas bumi dan energi, melakukan
analisis atas kegiatan operasional dan prospek usaha Perseroan, alasan dilakukannya
Rencana Transaksi, keuntungan dan kerugian dari Rencana Transaksi serta melakukan
analisis atas kinerja keuangan historis Perseroan berdasarkan laporan keuangan
konsolidasian Perseroan untuk tahun yang berakhir pada tanggal-tanggal 31 Desember
2018–2022 yang diaudit oleh PSS dan untuk periode tiga bulan yang berakhir pada
tanggal 31 Maret 2023 yang direviu oleh PSS.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi ix
Page 11
Berdasarkan proyeksi laporan posisi keuangan Perseroan tanpa Rencana Transaksi dan
dengan Rencana Transaksi terlihat bahwa dengan dilakukannya Rencana Transaksi tidak
terjadi perubahan pada rasio imbal hasil ekuitas (return on equity/ROE), imbal hasil aset
(return on assets/ROA), rasio lancar, dan rasio cepat Perseroan. Berdasarkan proyeksi
laporan laba rugi Perseroan tanpa Rencana Transaksi dan dengan Rencana Transaksi,
terlihat bahwa dengan dilakukannya Rencana Transaksi tidak terjadi perubahan pada
margin laba bersih Perseroan.
Selanjutnya, SRR juga melakukan analisis atas laporan proforma dan analisis
inkremental atas Rencana Transaksi, dimana setelah Rencana Transaksi menjadi efektif,
berdasarkan proforma laporan keuangan Perseroan, tidak terdapat perubahan pada rasio
lancar, ROA, ROE, margin laba usaha, dan margin laba bersih, sedangkan rasio cepat
mengalami penurunan yang tidak signifikan (dari 1,27x menjadi 1,26x). Penurunan
tersebut disebabkan karena adanya peningkatan utang usaha kepada pihak berelasi
terkait dengan Rencana Transaksi.
2. Analisis atas Kewajaran Rencana Transaksi
Berdasarkan analisis kewajaran atas Rencana Transaksi yang telah dilakukan,
diantaranya analisis kewajaran harga dan analisis dampak Rencana Transaksi, diperoleh
hasil bahwa harga yang ditentukan dalam Rencana Transaksi adalah wajar karena lebih
rendah dari harga yang ditawarkan oleh perusahaan lain untuk jenis jasa yang sama,
sedangkan dari analisis dampak Rencana Transaksi diperoleh kesimpulan bahwa
Rencana Transaksi tidak akan mengakibatkan perubahan pada keuntungan bagi
pemegang saham Perseroan.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi x
Page 12
KESIMPULAN
Berdasarkan analisis kewajaran atas Rencana Transaksi yang telah dilakukan, SRR
berpendapat bahwa Rencana Transaksi adalah wajar.
Hormat kami,
KJPP SUWENDHO RINALDY DAN REKAN
Ocky Rinaldy, MAPPI (Cert)
Rekan
Izin Penilai : PB-1.09.00242
STTD : PPB-05/PJ-1/PM.02/2023
MAPPI : 95-S-00654
OR/er
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi xi
Page 13
SUWENDHO RINALDY DAN REKAN
KANTOR JASA PENILAI PUBLIK Kantor Cabang Jakarta
Nomor Izin Usaha KJPP: 2.09.0059 Komplek Kalibata Indah Blok K16-17
Nomor Izin Cabang KJPP: 1138/KM.1/2017 Jl. Rawajati Timur, Pancoran
Penilai Properti dan Bisnis Jakarta Selatan 12750
T (021) 7970913 / 7994521
E ocky@srr.co.id
Wilayah Kerja: Seluruh Indonesia
Kantor Cabang: Jakarta (P/B), Bandung (P)
PERNYATAAN PENILAI
Dalam batas kemampuan dan keyakinan kami sebagai penilai, kami yang bertanda
tangan di bawah ini menerangkan bahwa:
1. Dalam mempersiapkan Pendapat Kewajaran, SRR bertindak secara independen
tanpa adanya benturan kepentingan dan tidak terafiliasi dengan Perseroan ataupun
pihak-pihak yang terafiliasi dengan Perseroan. SRR juga tidak memiliki kepentingan
ataupun keuntungan pribadi terkait dengan penugasan ini. Selanjutnya, Pendapat
Kewajaran tidak disusun untuk memberikan keuntungan atau merugikan pihak
manapun. Imbalan yang kami terima sama sekali tidak dipengaruhi oleh hasil yang
diperoleh dari proses penyusunan Pendapat Kewajaran dan SRR hanya menerima
imbalan sesuai dengan Perjanjian Pengadaan Jasa Penyusunan Pendapat Kewajaran
Rencana Transaksi Afiliasi untuk Pekerjaan Monitoring H2S dan Pekerjaan Aerated
Drilling Antara PT Pertamina Geothermal Energy Tbk (PGE) dengan PT Pertamina
Drilling Services Indonesia (PDSI) No. 3900535872 tanggal 24 Agustus 2023;
2. Perhitungan dan analisis dalam rangka pemberian Pendapat Kewajaran telah
dilakukan dengan benar; dan
3. SRR bertanggungjawab atas laporan Pendapat Kewajaran.
Penanggung Jawab
Ocky Rinaldy, MAPPI (Cert) ..........................................
Izin Penilai Publik : PB-1.09.00242
No. M A P P I : 95-S-00654
Quality Control
Heribertus Eri Hestiyanto, MAPPI (Cert) ..........................................
No. M A P P I : 04-S-01792
No. Register : RMK-2017.00531
Tim Penilai
Hendro Warsito, MAPPI (Cert) ..........................................
No. M A P P I : 12-S-03795
No. Register : RMK-2017.01701
Hery Joko Sulistiyo, SE ..........................................
No. M A P P I : 13-T-04609
No. Register : RMK-2017.01699
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi xii
Page 14
DAFTAR ISI
DAFTAR ISI xiii
DAFTAR TABEL xvi
DAFTAR GAMBAR xviii
DAFTAR ISTILAH xx
BAB 1 PENDAHULUAN 1–1
1.1. Latar Belakang 1–1
1.2. Pemberi Tugas 1–2
1.3. Pengguna Laporan 1–2
1.4. Maksud dan Tujuan Pendapat Kewajaran 1–2
1.5. Standar Penugasan 1–3
1.6. Tanggal Efektif Pendapat Kewajaran 1–3
1.7. Data dan Informasi yang Digunakan 1–3
1.8. Asumsi-Asumsi dan Kondisi Pembatas 1–5
1.9. Independensi Penilai 1–6
1.10. Kejadian Penting Setelah Tanggal Efektif Pendapat Kewajaran 1–6
BAB 2 GAMBARAN UMUM 2–1
2.1. Gambaran Umum Rencana Transaksi 2–1
2.2. Pihak-Pihak yang Terkait dalam Rencana Transaksi 2–2
2.2.1. Perseroan 2–2
2.2.2. PDSI 2–3
2.3. Obyek Rencana Transaksi 2–4
2.4. Pihak-Pihak yang Terkait dalam Rencana Transaksi 2–5
2.5. Pokok-Pokok Perjanjian 2–6
2.5.1. Jasa Aerated Drilling Proyek Hululais 2–6
2.5.2. Jasa Monitoring H2S dan Kelengkapannya 2–6
BAB 3 ANALISIS KUALITATIF 3–1
3.1. Profil Perseroan 3–1
3.1.1. Akta Pendirian dan Akta Perubahan 3–1
3.1.2. Struktur Permodalan 3–1
3.1.3. Susunan Pengurus 3–2
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi xiii
Page 15
3.1.4. Kegiatan Usaha 3–3
3.1.5. Informasi Non Keuangan 3–3
3.2. Tinjauan Makro Ekonomi 3–4
3.2.1. Kondisi Perekonomian Dunia 3–4
3.2.2. Kondisi Perekonomian Indonesia 3–7
3.3. Gambaran Industri 3 – 14
3.3.1. Struktur Pasar Tenaga Listrik 3 – 14
3.3.2. Tinjauan Energi Panas Bumi Dunia 3 – 16
3.3.3. Tinjauan Energi Panas Bumi di Indonesia 3 – 21
3.3.4. Prospek Bisnis dan Strategi Usaha Perseroan 3 – 26
3.4. Alasan Rencana Transaksi 3 – 28
3.5. Manfaat Dilakukannya Rencana Transaksi 3 – 29
3.6. Risiko Dilakukannya Rencana Transaksi 3 – 29
BAB 4 ANALISIS KUANTITATIF 4–1
4.1. Analisis atas Kinerja Historis 4–1
4.1.1. Laporan Posisi Keuangan 4–1
4.1.2. Aset 4–2
4.1.3. Liabilitas 4–3
4.1.4. Ekuitas 4–4
4.1.5. Laporan Laba (Rugi) 4–4
4.1.6. Pendapatan 4–5
4.1.7. Beban Usaha 4–5
4.1.8. Laba Bersih 4–6
4.1.9. Laporan Arus Kas 4–6
4.1.10. Rasio-Rasio Keuangan Perseroan 4–7
4.1.11. Likuiditas 4–8
4.1.12. Solvabilitas 4–8
4.1.13. Profitabilitas 4–8
4.2. Analisis atas Laporan Proforma Sebelum
dan Setelah Rencana Transaksi 4–9
4.3. Analisis Inkremental 4 – 11
4.3.1. Proyeksi Laba (Rugi) 4 – 12
4.3.2. Proyeksi Laporan Posisi Keuangan 4 – 13
4.3.3. Informasi Non Keuangan yang Relevan 4 – 17
4.3.4. Hal Material Lainnya 4 – 17
4.4. Analisis Biaya dan Pendapatan yang Relevan
Sehubungan Dengan Rencana Transaksi 4 – 17
4 4.5. Prosedur Pengambilan Keputusan dalam Menentukan
Rencana Transaksi dengan Memperhatikan Alternatif Lain 4 – 18
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi xiv
Page 16
BAB 5 ANALISIS KEWAJARAN 5–1
5.1. Uraian Analisis Kewajaran 5–1
5.2. Kesimpulan 5 – 15
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi xv
Page 17
DAFTAR TABEL
Tabel 2.1 PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Daftar Pemegang Saham dan Struktur Pemilikan Modal 2–2
Tabel 2.2 PT Pertamina Drilling Services Indonesia
Daftar Pemegang Saham dan Struktur Pemilikan Modal 2–4
Tabel 2.3 PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Rincian Jasa Aerated untuk Pengeboran dan Air Caps
dengan Basis Call of Order 2–5
Tabel 2.4 PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Rincian Jasa Monitoring H2S 2–5
Tabel 3.1 PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Daftar Pemegang Saham dan Struktur Pemilikan Modal 3–2
Tabel 3.2 Pertumbuhan PDP Dunia 3–5
Tabel 3.3 Pertumbuhan Ekonomi Sisi Pengeluaran 3–8
Tabel 3.4 Pertumbuhan Ekonomi Sisi Lapangan Usaha 3–8
Tabel 4.1 PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Laporan Posisi Keuangan
Tahun 2018-2023 (Maret) 4–1
Tabel 4.2 PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Laporan Laba (Rugi) Tahun 2018-2023 (Januari-Maret) 4–5
Tabel 4.3 PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Laporan Arus Kas Tahun 2018-2023 (Maret) 4–6
Tabel 4.4 Rasio Keuangan Perseroan Tahun 2018-2023 (Januari-Maret) 4 – 7
Tabel 4.5 PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Laporan Posisi Keuangan Per Tanggal 31 Maret 2023
Sebelum Rencana Transaksi dan Setelah Rencana Transaksi 4–9
Tabel 4.6 PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Laporan Laba (Rugi) Proforma Sebelum Rencana Transaksi dan
Setelah Rencana Transaksi Per Tanggal 31 Maret 2023 4 – 11
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi xvi
Page 18
Tabel 4.7 PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Proyeksi Laporan Laba (Rugi) Tanpa Rencana Transaksi
Tahun 2023-2028 4 – 12
Tabel 4.8 PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Proyeksi Laporan Laba (Rugi) Dengan Rencana Transaksi
Tahun 2023-2028 4 – 12
Tabel 4.9 PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Proyeksi Laporan Posisi Keuangan Tanpa Rencana Transaksi
Tahun 2023-2028 4 – 14
Tabel 4.10 PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Proyeksi Laporan Posisi Keuangan dengan Rencana Transaksi
Tahun 2023-2028 4 – 15
Tabel 4.11 PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Proyeksi Ikhtisar Rasio Keuangan Tanpa Rencana Transaksi
Tahun 2023-2028 4 – 17
Tabel 5.1 PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Rincian Jasa Aerated untuk Pengeboran dan Air Caps
dengan Basis Call of Order 5–2
Tabel 5.2 PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Rincian Jasa Monitoring H2S 5–3
Tabel 5.3 Perbandingan Tarif Jasa Aerated Drilling dan Air Caps 5–4
Tabel 5.4 Perbandingan Tarif Jasa Monitoring H2S 5–4
Tabel 5.5 Rincian Tarif Jasa Aerated Drilling dan Air Caps 5–5
Tabel 5.6 Rincian Tarif Jasa Monitoring H2S per Komponen 5–9
Tabel 5.7 PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Proyeksi Rasio Profitabilitas Tanpa Rencana Transaksi
dan Dengan Rencana Transaksi 5 – 14
Tabel 5.8 PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Ikhtisar Rasio Keuangan
Sebelum Rencana Transaksi dan Setelah Rencana Transaksi 5 – 14
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi xvii
Page 19
DAFTAR GAMBAR
Gambar 3.1 Indeks Keyakinan Konsumen Dunia pada Tahun 2019-2023 3–6
Gambar 3.2 Purchasing Manager’s Index (PMI) Global 3–6
Gambar 3.3 Indeks Keyakinan Konsumen 3–7
Gambar 3.4 Neraca Perdagangan Indonesia 3–9
Gambar 3.5 Cadangan Devisa 3 – 10
Gambar 3.6 Perkembangan Inflasi 3 – 11
Gambar 3.7 Peta Inflasi Daerah (%, yoy) 3 – 12
Gambar 3.8 Suku Bunga Kebijakan dan PUAB O/N 3 – 13
Gambar 3.9 Suku Bunga Deposito dan Kredit Perbankan 3 – 13
Gambar 3.10 Prospek Net Geothermal Capacity Global (GW) 3 – 14
Gambar 3.11 Peringkat Pembangkit Panas Bumi Terbesar di Dunia
per Januari 2022 3 – 17
Gambar 3.12 Kapasitas Energi Panas Bumi di Seluruh Dunia, 2019-2021 3 – 18
Gambar 3.13 Top 10 Negara Panas Bumi pada Akhir Tahun 2021 3 – 19
Gambar 3.14 Ukuran Pasar Energi Panas Bumi di Pasifik Asia 3 – 19
Gambar 3.15 Segmen Pasar Energi Panas Bumi Global 3 – 20
Gambar 3.16 Kapasitas Energi Panas Bumi Terpasang 3 – 21
Gambar 3.17 Sumber Daya dan Cadangan Panas Bumi 3 – 22
Gambar 3.18 Bauran Energi Primer 3 – 23
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi xviii
Page 20
Gambar 3.19 Perincian Penambahan Kapasitas (MW)
Menurut RUPTL, 2021-2030 3 – 24
Gambar 3.20 Potensi Energi Terbarukan di Indonesia 3 – 25
Gambar 3.21 Total Pasokan Energi Primer Indonesia, 2018-2050 3 – 26
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi xix
Page 21
DAFTAR ISTILAH
BEI : Bursa Efek Indonesia
BI : Bank Indonesia
BPS : Badan Pusat Statistik
H2S : gas hidrogen sulfida
Keterbukaan Informasi : keterbukaan informasi yang disusun oleh manajemen
Perseroan dalam rangka Rencana Transaksi
KAP : Kantor Akuntan Publik
KEPI & SPI : Kode Etik Penilai Indonesia dan Standar Penilaian
Indonesia Edisi VII - 2018
KJPP : Kantor Jasa Penilai Publik
OJK : Otoritas Jasa Keuangan
PDSI : PT Pertamina Drilling Services Indonesia
Pendapat Kewajaran : pendapat kewajaran atas Rencana Transaksi
Perjanjian Aerated Drilling : Perjanjian Aerated Drilling Antara PT Pertamina
Geothermal Energy dan PT Pertamina Drilling
Services Indonesia tentang Pengadaan Jasa Aerated
Drilling Proyek Hululais tanggal 28 Februari 2018
Addendum I Perjanjian Aerated : Addendum I Antara PT Pertamina Geothermal Energy
Drilling dan PT Pertamina Drilling Services Indonesia tentang
Pengadaan Jasa Aerated Drilling Proyek Hululais No.
4600003144 Tahun 2019
Addendum II Perjanjian : Addendum II Antara PT Pertamina Geothermal
Aerated Drilling Energy dan PT Pertamina Drilling Services Indonesia
tentang Pengadaan Jasa Aerated Drilling Proyek
Hululais No. 4600003144 tanggal 2 Oktober 2019
Addendum III Perjanjian : Addendum III Antara PT Pertamina Geothermal
Aerated Drilling Energy dan PT Pertamina Drilling Services Indonesia
tentang Pengadaan Jasa Aerated Drilling Proyek
Hululais No. 4600003144 tanggal 15 Oktober 2020
Addendum IV Perjanjian : Addendum IV Antara PT Pertamina Geothermal
Aerated Drilling Energy dan PT Pertamina Drilling Services Indonesia
tentang Pengadaan Jasa Aerated Drilling Proyek
Hululais No. 4600003144 tanggal 8 Maret 2022
Addendum V Perjanjian : draft Addendum V Antara PT Pertamina Geothermal
Aerated Drilling Energy dan PT Pertamina Drilling Services Indonesia
tentang Pengadaaa Jasa Aerated Drilling Proyek
Hululais No. 4600003144
Perjanjian Jasa Monitoring H2S : Perjanjian Antara PT Pertamina Geothermal Energy
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi xx
Page 22
dan PT Pertamina Drilling Services Indonesia tentang
Pengadaan Jasa Monitoring H2S dan Kelengkapannya
di Area/Proyek PT PGE dengan Basis Call of Order
No. 4650011157 tanggal 7 Februari 2019
Amandemen I Perjanjian Jasa : Amandemen I Antara PT Pertamina Geothermal
Monitoring H2S Energy dan PT Pertamina Drilling Services Indonesia
tentang Pengadaan Jasa Monitoring H2S dan
Kelengkapannya di Area/Proyek PT PGE dengan
Basis Call of Order No. 4650011157 tanggal 8 Maret
2021
Amandemen II Perjanjian Jasa : draft Amandemen II Antara PT Pertamina Geothermal
Monitoring H2S Energy dan PT Pertamina Drilling Services Indonesia
tentang Pengadaan Jasa Monitoring H2S dan
Kelengkapannya di Area/Proyek PT PGE dengan
Basis Call of Order No. 4650011157
Perseroan : PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
POJK : Peraturan OJK
POJK 35/2020 : Peraturan OJK No. 35/POJK.04/2020 tentang
“Penilaian dan Penyajian Laporan Penilaian Bisnis di
Pasar Modal”
POJK 42/2020 : Peraturan OJK No. 42/POJK.04/2020 tentang
“Transaksi Afiliasi dan Transaksi Benturan
Kepentingan”
PSS : KAP Purwanto, Sungkoro & Surja
Rencana Transaksi : rencana amandemen kontrak yaitu penambahan jangka
waktu kontrak selama 24 (dua puluh empat) bulan
untuk jasa aerated drilling Proyek Hululais dan jasa
monitoring H2S dan kelengkapannya di area/proyek
Perseroan dengan basis call of order
ROA : return on assets
ROE : return on equity
SRR atau kami : KJPP Suwendho Rinaldy dan Rekan
STTD : Surat Tanda Terdaftar
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi xxi
Page 23
1. PENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang
Perseroan merupakan sebuah perseroan terbatas berstatus perusahaan terbuka yang
bergerak dalam bidang eksplorasi, eksploitasi, dan produksi panas bumi. Perseroan
berkantor pusat di Graha Pertamina - Tower Pertamax Lt. 7, Jl. Medan Merdeka Timur
No. 11-13, Jakarta Pusat 10110, dengan nomor telepon (021) 398 33 222, nomor
faksimile (021) 398 33 230, alamat email cdm.pge@pertamina.com, dan alamat website
www.pge.pertamina.com.
PDSI merupakan sebuah perseroan terbatas berstatus perusahaan tertutup yang bergerak
dalam bidang eksplorasi dan eksploitasi pengeboran minyak dan gas bumi, serta panas
bumi. Saham PDSI dimiliki oleh PHE sebanyak 99,89% dan sisanya 0,11% dimiliki
oleh Pedeve.
Berdasarkan keterangan yang diperoleh dari manajemen Perseroan, pada saat ini,
Perseroan akan melaksanakan Rencana Transaksi, atau rencana amandemen kontrak
yaitu penambahan jangka waktu kontrak selama 24 (dua puluh empat) bulan untuk jasa
aerated drilling Proyek Hululais dan jasa monitoring H2S dan kelengkapannya di
area/proyek Perseroan dengan basis call of order.
Jasa pekerjaan aerated drilling di area/proyek geothermal Kamojang/Karaha Bodas,
Ulubelu, Seulawah, Lahendong/Kotamobagu dilakukan oleh PDSI. Jasa monitoring
H2S diperlukan oleh Perseroan di area/proyek geothermal Kamojang, Karaha Bodas,
Ulubelu, Lumut Balai, Hululais, Bukit Daun, Sungai Penuh, Seulawah, dan Lahendong,
dan dilakukan juga oleh PDSI.
Berdasarkan keterangan dari manajemen Perseroan, Rencana Transaksi akan merupakan
transaksi afiliasi sebagaimana didefinisikan dalam POJK 42/2020, mengingat bahwa
Perseroan dan PDSI merupakan perusahaan-perusahaan yang sahamnya dimiliki secara
langsung maupun tidak langsung oleh Pertamina.
Berdasarkan informasi yang kami terima dari manajemen Perseroan, Rencana Transaksi
bukan merupakan transaksi yang mengandung benturan kepentingan sebagaimana
didefinisikan dalam POJK 42/2020.
Selanjutnya, manajemen Perseroan juga menjelaskan bahwa Rencana Transaksi bukan
merupakan transaksi material sebagaimana didefinisikan dalam POJK 17/2020,
mengingat bahwa potensi total nilai Rencana Transaksi adalah sebesar US$ 4.817.433
(empat juta delapan ratus tujuh belas ribu empat ratus tiga puluh tiga Dollar Amerika
Serikat) atau sebesar 0,0025% dari nilai buku ekuitas Perseroan berdasarkan laporan
keuangan Perseroan untuk periode tiga bulan yang berakhir pada tanggal 31 Maret 2023
yang direviu oleh PSS, yaitu sebesar US$ 1.882.468 ribu.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 1–1
Page 24
Untuk transaksi yang tergolong dalam transaksi afiliasi, POJK 42/2020 mensyaratkan
adanya laporan pendapat kewajaran (fairness opinion) atas Rencana Transaksi yang
disusun oleh penilai.
Dalam rangka pelaksanaan Rencana Transaksi serta untuk memenuhi ketentuan-
ketentuan yang diatur dalam POJK 42/2020, Perseroan telah menunjuk SRR sebagai
penilai independen untuk memberikan Pendapat Kewajaran.
1.2. Pemberi Tugas
Pemberi tugas sebagaimana dimaksud dalam laporan ini adalah:
Nama : PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Bentuk usaha : Perseroan terbatas berstatus perusahaan terbuka
Alamat : Graha Pertamina - Tower Pertamax Lt. 7, Jl. Medan Merdeka
Timur No. 11-13, Jakarta Pusat 10110
Bidang usaha : Menjalankan usaha dalam bidang eksplorasi, eksploitasi, dan
produksi panas bumi
Nomor telepon : (021) 398 33 222
Nomor faksimile : (021) 398 33 230
Alamat email : cdm.pge@pertamina.com
Website : www.pge.pertamina.com
1.3. Pengguna Laporan
Pengguna laporan sebagaimana dimaksud dalam laporan ini adalah:
Nama : PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Bentuk usaha : Perseroan terbatas berstatus perusahaan terbuka
Alamat : Graha Pertamina - Tower Pertamax Lt. 7, Jl. Medan Merdeka
Timur No. 11-13, Jakarta Pusat 10110
Bidang usaha : Menjalankan usaha dalam bidang eksplorasi, eksploitasi, dan
produksi panas bumi
Nomor telepon : (021) 398 33 222
Nomor faksimile : (021) 398 33 230
Alamat email : cdm.pge@pertamina.com
Website : www.pge.pertamina.com
1.4. Maksud dan Tujuan Pendapat Kewajaran
Tujuan penyusunan Pendapat Kewajaran adalah untuk memberikan gambaran mengenai
kewajaran Rencana Transaksi. Maksud dari penyusunan Pendapat Kewajaran adalah
untuk memenuhi POJK 42/2020.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 1–2
Page 25
1.5. Standar Penugasan
Pendapat kewajaran telah disusun sesuai dengan dan tunduk pada ketentuan-ketentuan
dari POJK 35/2020 dan KEPI & SPI.
1.6. Tanggal Efektif Pendapat Kewajaran
Analisis dalam Pendapat Kewajaran dilaksanakan berdasarkan tanggal 31 Maret 2023
sebagai tanggal efektif Pendapat Kewajaran. Tanggal ini dipilih atas dasar pertimbangan
kepentingan dan tujuan Pendapat Kewajaran serta dari data keuangan Perseroan yang
kami terima. Data keuangan tersebut berupa laporan keuangan Perseroan untuk periode
tiga bulan yang berakhir pada tanggal 31 Maret 2023 yang telah direviu oleh PSS, yang
menjadi dasar penyusunan Pendapat Kewajaran.
Sesuai dengan ketentuan dalam POJK 35/2020, Pendapat Kewajaran berlaku selama 6
(enam) bulan sejak tanggal efektif Pendapat Kewajaran, yaitu tanggal 31 Maret 2023,
kecuali terdapat hal-hal yang dapat mempengaruhi kesimpulan nilai lebih dari 5% (lima
persen).
1.7. Data dan Informasi yang Digunakan
Dalam menyusun Pendapat Kewajaran, kami telah menelaah, mempertimbangkan,
mengacu, atau melaksanakan prosedur atas data dan informasi, antara lain, sebagai
berikut:
1. Perjanjian Aerated Drilling;
2. Addendum I Perjanjian Aerated Drilling;
3. Addendum II Perjanjian Aerated Drilling;
4. Addendum III Perjanjian Aerated Drilling;
5. Addendum IV Perjanjian Aerated Drilling;
6. Addendum V Perjanjian Aerated Drilling;
7. Perjanjian Jasa Monitoring H2S;
8. Amandemen I Perjanjian Jasa Monitoring H2S;
9. Amandemen II Perjanjian Jasa Monitoring H2S;
10. Draft Keterbukaan Informasi;
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 1–3
Page 26
11. Laporan keuangan Perseroan untuk periode tiga bulan yang berakhir pada tanggal
31 Maret 2023 yang direviu oleh PSS;
12. Laporan keuangan Perseroan untuk tahun yang berakhir pada tanggal-tanggal
31 Desember 2022, 31 Desember 2021, 31 Desember 2020, 31 Desember 2019, dan
31 Desember 2018 yang diaudit oleh PSS;
13. Proyeksi keuangan Perseroan dengan Rencana Transaksi dan tanpa Rencana
Transaksi tahun 2023–2027 yang disusun oleh manajemen Perseroan;
14. Proforma laporan keuangan Perseroan pada tanggal 31 Maret 2023 sebelum dan
sesudah Rencana Transaksi yang disusun oleh manajemen Perseroan;
15. Dokumen-dokumen lain yang berhubungan dengan Rencana Transaksi;
16. Hasil diskusi dan wawancara dengan pihak manajemen Perseroan, yaitu
Bpk. Nelwin Aldriansyah sebagai Direktur Keuangan Perseroan, mengenai alasan,
latar belakang, dan hal-hal lain yang terkait dengan Rencana Transaksi;
17. Berbagai sumber informasi baik berdasarkan media cetak maupun elektronik dan
hasil analisis lain yang kami anggap relevan; dan
18. Informasi lain dari pihak manajemen Perseroan dan pihak-pihak lain yang relevan
untuk penugasan.
Dalam melaksanakan analisis, kami mengasumsikan dan bergantung pada keakuratan
dan kelengkapan dari semua informasi keuangan dan informasi-informasi lain yang
diberikan kepada kami oleh Perseroan atau yang tersedia secara umum, dan kami tidak
melakukan dan karenanya tidak bertanggung jawab atas pemeriksaan independen
terhadap informasi-informasi tersebut. Kami juga bergantung kepada jaminan dari
manajemen Perseroan bahwa mereka tidak mengetahui fakta-fakta yang menyebabkan
informasi-informasi yang diberikan kepada kami menjadi tidak lengkap atau
menyesatkan.
Kami tidak melakukan inspeksi atas aset tetap atau fasilitas Perseroan. Selain itu, kami
juga tidak memberikan pendapat atas dampak perpajakan dari Rencana Transaksi. Jasa-
jasa yang kami berikan kepada Perseroan dalam kaitan dengan Rencana Transaksi
hanya merupakan penyusunan Pendapat Kewajaran dan bukan jasa-jasa akuntansi,
audit, atau perpajakan.
Pekerjaan kami yang berkaitan dengan Rencana Transaksi tidak merupakan dan tidak
dapat ditafsirkan dalam bentuk apapun, sebagai suatu penelaahan atau audit atau
pelaksanaan prosedur-prosedur tertentu atas informasi keuangan. Pekerjaan tersebut
juga tidak dapat dimaksudkan untuk mengungkapkan kelemahan dalam pengendalian
internal, kesalahan, atau penyimpangan dalam laporan keuangan atau pelanggaran
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 1–4
Page 27
hukum. Selain itu, kami tidak mempunyai kewenangan dan tidak mencoba mendapatkan
bentuk transaksi-transaksi lainnya yang ada untuk Perseroan.
1.8. Asumsi-Asumsi dan Kondisi Pembatas
Asumsi-asumsi dan kondisi pembatas yang digunakan dalam penyusunan Pendapat
Kewajaran adalah sebagai berikut:
1. Pendapat Kewajaran merupakan laporan yang bersifat non-disclaimer opinion.
2. SRR telah melakukan penelaahan atas dokumen-dokumen yang digunakan dalam
proses penyusunan Pendapat Kewajaran.
3. Data dan informasi yang diperoleh berasal dari sumber yang dapat dipercaya
keakuratannya.
4. Analisis dalam penyusunan Pendapat Kewajaran dilakukan dengan menggunakan
proyeksi keuangan yang telah disesuaikan yang mencerminkan kewajaran proyeksi
keuangan yang dibuat oleh manajemen Perseroan dengan kemampuan
pencapaiannya (fiduciary duty).
5. SRR bertanggung jawab atas pelaksanaan penyusunan Pendapat Kewajaran dan
kewajaran proyeksi keuangan.
6. Pendapat Kewajaran merupakan laporan yang terbuka untuk publik kecuali terdapat
informasi yang bersifat rahasia, yang dapat mempengaruhi operasional Perseroan.
7. SRR bertanggung jawab atas Pendapat Kewajaran dan kesimpulan Pendapat
Kewajaran.
8. SRR telah memperoleh informasi atas syarat-syarat dan ketentuan-ketentuan dalam
perjanjian-perjanjian yang terkait dengan Rencana Transaksi dari Perseroan.
Pendapat Kewajaran disusun berdasarkan kondisi pasar dan kondisi perekonomian,
kondisi umum bisnis dan kondisi keuangan, serta peraturan-peraturan Pemerintah pada
tanggal efektif Pendapat Kewajaran.
Dalam penyusunan Pendapat Kewajaran, kami juga menggunakan beberapa asumsi
lainnya, seperti terpenuhinya semua kondisi dan kewajiban Perseroan dan semua pihak
yang terlibat dalam Rencana Transaksi, Rencana Transaksi dilaksanakan sesuai dengan
prosedur-prosedur dan dengan jangka waktu yang telah ditetapkan dalam dokumen-
dokumen yang terkait dengan Rencana Transaksi, dan hal-hal lainnya yang terkait
sebagaimana yang diinformasikan oleh manajemen Perseroan, khususnya dalam hal
pemenuhan kewajiban Perseroan sebagaimana yang diatur dalam dokumen-dokumen
yang terkait dengan Rencana Transaksi. Kami juga mengasumsikan bahwa dari tanggal
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 1–5
Page 28
terjadinya Rencana Transaksi sampai dengan tanggal penerbitan Pendapat Kewajaran
tidak terjadi perubahan apapun yang berpengaruh secara material terhadap asumsi-
asumsi yang digunakan dalam penyusunan Pendapat Kewajaran.
1.9. Independensi Penilai
Dalam mempersiapkan Pendapat Kewajaran, SRR bertindak secara independen tanpa
adanya benturan kepentingan dan tidak terafiliasi dengan Perseroan ataupun pihak-pihak
yang terafiliasi dengan Perseroan. SRR juga tidak memiliki kepentingan ataupun
keuntungan pribadi terkait dengan penugasan ini. Selanjutnya, Pendapat Kewajaran
tidak disusun untuk memberikan keuntungan atau merugikan pihak manapun. Imbalan
yang kami terima sama sekali tidak dipengaruhi oleh hasil yang diperoleh dari proses
penyusunan Pendapat Kewajaran dan SRR hanya menerima imbalan sesuai dengan
Perjanjian Pengadaan Jasa Penyusunan Pendapat Kewajaran Rencana Transaksi Afiliasi
untuk Pekerjaan Monitoring H2S dan Pekerjaan Aerated Drilling Antara PT Pertamina
Geothermal Energy Tbk (PGE) dengan PT Pertamina Drilling Services Indonesia
(PDSI) No. 3900535872 tanggal 24 Agustus 2023.
1.10. Kejadian Penting Setelah Tanggal Efektif Pendapat Kewajaran
Dari tanggal efektif Pendapat Kewajaran, yaitu tanggal 31 Maret 2023, sampai dengan
tanggal diterbitkannya laporan ini, tidak terdapat kejadian penting yang dapat
mempengaruhi hasil Pendapat Kewajaran secara signifikan.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 1–6
Page 29
2. GAMBARAN UMUM
2.1. Gambaran Umum Rencana Transaksi
Untuk mendukung kegiatan usaha utamanya, Perseroan memerlukan jasa pekerjaan
aerated drilling Proyek Hululais dan jasa monitoring H2S dan kelengkapannya. Terkait
dengan hal tersebut, Perseroan menandatangani perjanjian dengan PDSI pada tahun
2018 untuk jasa pekerjaan aerated drilling Proyek Hululais dan pada tahun 2019 untuk
jasa monitoring H2S dan kelengkapannya. Kedua perjanjian tersebut telah diadendum
dan diamandemen untuk memperpanjang jangka waktu dan menambah beberapa
ketentuan di dalam jasa pekerjaan.
Perseroan dan PDSI telah melakukan beberapa kali addendum terkait jasa pekerjaan
aerated drilling Proyek Hululais, yaitu melalui Addendum I Perjanjian Aerated Drilling,
Addendum II Perjanjian Aerated Drilling, Addendum III Perjanjian Aerated Drilling,
dan Addendum IV Perjanjian Aerated Drilling.
Selain itu, Perseroan dan PDSI juga telah melakukan amandemen jasa monitoring H2S
dan kelengkapannya, Amandemen I Perjanjian Jasa Monitoring H2S.
Berdasarkan keterangan yang diperoleh dari manajemen Perseroan, pada saat ini,
Perseroan akan melaksanakan Rencana Transaksi, atau rencana amandemen kontrak
yaitu penambahan jangka waktu kontrak selama 24 (dua puluh empat) bulan untuk jasa
aerated drilling Proyek Hululais dan jasa monitoring H2S dan kelengkapannya di
area/proyek Perseroan dengan basis call of order.
Berdasarkan keterangan dari manajemen Perseroan, Rencana Transaksi akan merupakan
transaksi afiliasi sebagaimana didefinisikan dalam POJK 42/2020, mengingat bahwa
Perseroan dan PDSI merupakan perusahaan-perusahaan yang sahamnya dimiliki secara
langsung maupun tidak langsung oleh Pertamina.
Berdasarkan informasi yang kami terima dari manajemen Perseroan, Rencana Transaksi
bukan merupakan transaksi yang mengandung benturan kepentingan sebagaimana
didefinisikan dalam POJK 42/2020.
Selanjutnya, manajemen Perseroan juga menjelaskan bahwa Rencana Transaksi bukan
merupakan transaksi material sebagaimana didefinisikan dalam POJK 17/2020,
mengingat bahwa potensi total nilai Rencana Transaksi adalah sebesar US$ 4.817.433
(empat juta delapan ratus tujuh belas ribu empat ratus tiga puluh tiga Dollar Amerika
Serikat) atau sebesar 0,0025% dari nilai buku ekuitas Perseroan berdasarkan laporan
keuangan Perseroan untuk periode tiga bulan yang berakhir pada tanggal 31 Maret 2023
yang diriviu oleh PSS, yaitu sebesar US$ 1.882.468 ribu.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 2–1
Page 30
2.2. Pihak-Pihak yang Terkait dalam Rencana Transaksi
2.2.1. Perseroan
Dalam Rencana Transaksi, Perseroan bertindak sebagai pihak yang akan menerima jasa
aerated drilling Proyek Hululais dan jasa monitoring H2S dan kelengkapannya dari
PDSI.
Perseroan didirikan dengan nama PT Pertamina Geothermal Energy berdasarkan Akta
No. 10 tanggal 12 Desember 2006 yang dibuat oleh Marianne Vincentia Hamdani, SH,
Notaris di Jakarta. Akta tersebut telah mendapat pengesahan dari Departemen Hukum
dan Hak Asasi Manusia Republik Indonesia melalui Keputusan Menteri Hukum dan
Hak Asasi Manusia Republik Indonesia berdasarkan Surat Keputusan No. W7-
00089.HT.01.01 Tahun 2007 tanggal 3 Januari 2007 serta telah diumumkan dalam
Berita Negara No. 29 Tambahan No. 3467 tanggal 10 April 2007.
Anggaran Dasar Perseroan telah mengalami beberapa kali perubahan, dan perubahan
terakhir dituangkan kedalam Akta No. 12 tanggal 8 Juni 2023, dibuat di hadapan
Ir. Nanette Cahyanie Handari Adi Warsito, SH, Notaris di Jakarta, dan telah mendapat
persetujuan Menteri Hukum dan HAM berdasarkan Keputusan No. AHU-
0033555.AH.01.02.Tahun 2023 tanggal 15 Juni 2023, serta telah mendapat penerimaan
pemberitahuan dari Menteri Hukum dan HAM melalui surat No. AHU-AH.01.09-
0126806 tanggal 13 Juni 2023.
Perseroan bergerak dalam bidang industri panas bumi dari sisi hulu dan atau sisi hilir
baik di dalam maupun di luar negeri serta kegiatan usaha lain yang terkait atau
menunjang kegiatan usaha di bidang panas bumi tersebut.
Perseroan berkantor pusat di Graha Pertamina - Tower Pertamax Lt. 7, Jl. Medan
Merdeka Timur No. 11-13, Jakarta Pusat 10110.
Berdasarkan draft Keterbukaan Informasi, daftar nama pemegang saham dan struktur
kepemilikan modal Perseroan adalah sebagai berikut:
Tabel 2.1
PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Daftar Pemegang Saham dan Struktur Pemilikan Modal
Nilai Nominal Persentase
Nama Jumlah Saham
(US$ Ribu) Kepemilikan
PT Pertamina Power Indonesia 28.568.460.000 1.014.248 69,01%
PT Pertamina Pedeve Indonesia 2.477.682.000 88.607 5,99%
Masdar Indonesia Solar Holdings RSC Limited 6.209.421.300 220.578 15,00%
Masyarakat 4.140.578.700 147.087 10,00%
Jumlah 41.396.142.000 1.470.520 100,00%
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 2–2
Page 31
Berdasarkan draft Keterbukaan Informasi, susunan Dewan Komisaris Perseroan adalah
sebagai berikut:
Komisaris Utama/
Komisaris Independen : Sarman Simanjorang
Komisaris : Harris
Komisaris : Dannif Utojo Danusaputro
Komisaris Independen : Sujit Singh Parhar
Adapun susunan Direksi Perseroan adalah sebagai berikut:
Direktur Utama : Julfi Hadi
Direktur Operasi : Ahmad Yani
Direktur Eksplorasi dan
Pengembangan : Rachmat Hidajat
Direktur Keuangan : Nelwin Aldriansyah
2.2.2. PDSI
Dalam Rencana Transaksi, PDSI bertindak sebagai pihak yang akan memberikan jasa
aerated drilling Proyek Hululais dan jasa monitoring H2S dan kelengkapannya pada
Perseroan.
PDSI didirikan berdasarkan Akta No. 13 tanggal 13 Juni 2008 yang dibuat oleh
Marianne Vincetia Hamdani, SH. Akta pendirian tersebut telah disahkan oleh Menteri
Hukum dan Hak Asasi Manusia Republik Indonesia No. AHU-39442.AH.01.01 pada
tanggal 8 Juli 2008 tentang Pengesahan Pendirian Badan Hukum Perseroan Terbatas
PDSI.
Sesuai dengan Pasal 3 Anggaran Dasar PDSI, maksud dan tujuan kegiatan PDSI adalah
melakukan kegiatan usaha di bidang jasa pengeboran eksplorasi, eksploitasi, workover
dan well services minyak dan gas, panas bumi serta solusi pengeboran terpadu.
Kantor PDSI berada di Grha Pertamina, Tower Pertamax Lt.12, Jl. Medan Merdeka
Timur No. 11-13, Jakarta 10110.
Berdasarkan website PDSI pada tanggal 31 Maret 2023, daftar nama pemegang saham
dan struktur kepemilikan modal PDSI adalah sebagai berikut:
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 2–3
Page 32
Tabel 2.2
PT Pertamina Drilling Services Indonesia
Daftar Pemegang Saham dan Struktur Pemilikan Modal
Nominal Persentase
Uraian Jumlah Saham
(Rp Ribu) Kepemilikan
PT Pertamina Hulu Energi (PHE) 406.496 812.992.000 99,89%
PT Pertamina Pedeve Indonesia 438 876.000 0,11%
Total 406.934 813.868.000 100,00%
Berdasarkan website PDSI, susunan Dewan Komisaris PDSI adalah sebagai berikut:
Komisaris Utama : Nur Endro Buwono
Komisaris : Aditya Murthiawan
Komisaris : Eko Budi Lelono
Adapun susunan Direksi PDSI adalah sebagai berikut:
Direktur Utama : Rio Dasmanto
Direktur : Fata Yunus
Direktur : Desiantien
Direktur : Syaiful Kurniawan
2.3. Obyek Rencana Transaksi
Obyek Rencana Transaksi adalah pemberian jasa aerated drilling Proyek Hululais dan
jasa monitoring H2S dan kelengkapannya dari PDSI kepada Perseroan.
Berikut rincian terkait jasa aerated drilling Proyek Hululais dan jasa monitoring H2S
dan kelengkapannya yang diberikan oleh PDSI sebagai berikut:
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 2–4
Page 33
Tabel 2.3
PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Rincian Jasa Aerated untuk Pengeboran dan Air Caps dengan Basis Call of Order
Jumlah
No. Uraian
Sumur
1 Area/Proyek Geothermal Kamojang/Karaha Bodas 6
2 Area/Proyek Geothermal Ulubelu 2
3 Proyek Seulawah 2
4 Area/Proyek Geothermal Lahendong/Kotamobagu 17
Total 27
Tabel 2.4
PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Rincian Jasa Monitoring H2S
Jumlah
No. Uraian
Sumur
1 Area/Proyek Geothermal Kamojang 4
2 Area/Proyek Geothermal Karaha Bodas 6
3 Area/Proyek Geothermal Ulubelu 9
4 Area/Proyek Geothermal Lumut Balai 3
5 Area/Proyek Geothermal Hululais 9
6 Area/Proyek Geothermal Bukit Daun 8
7 Area/Proyek Geothermal Sungai Penuh 6
8 Area/Proyek Geothermal Seulawah 3
9 Area/Proyek Geothermal Lahendong/Kotamobagu 4
Total 52
2.4. Pihak-Pihak yang Terkait dalam Rencana Transaksi
Pihak-pihak yang terkait dalam Rencana Transaksi adalah sebagai berikut:
1. Perseroan, yang bertindak sebagai pihak yang akan menerima jasa aerated drilling
Proyek Hululais dan jasa monitoring H2S dan kelengkapannya dari PDSI, dan
2. PDSI, yang bertindak sebagai pihak yang akan memberikan jasa aerated drilling
Proyek Hululais dan jasa monitoring H2S dan kelengkapannya kepada Perseroan.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 2–5
Page 34
2.5. Pokok-Pokok Perjanjian
Sehubungan dengan Rencana Transaksi, Perseroan dan PDSI akan menandatangani
adendum perjanjian jasa aerated drilling Proyek Hululais dan amandemen perjanjian
pengadaan jasa monitoring H2S dan kelengkapannya.
Nilai amandemen kontrak antara Perseroan dengan PDSI sebagai berikut:
a. Nilai kontrak jasa aerated drilling Proyek Hululais tahun 2023 sampai dengan 2025
adalah sebesar US$ 2.869.572,00 (dua juta delapan ratus enam puluh sembilan ribu
lima ratus tujuh puluh dua Dollar Amerika Serikat).
b. Kontrak jasa monitoring H2S dan kelengkapannya tahun 2023 s/d 2025 adalah
adalah sebesar US$ 1.947.861,00 (satu juta sembilan ratus empat puluh tujuh ribu
delapan ratus enam puluh satu Dollar Amerika Serikat).
Dengan demikian, keseluruhan nilai Rencana Transaksi adalah sebesar
US$ 4.817.433,00 (empat juta delapan ratus tujuh belas ribu empat ratus tiga puluh tiga
Dollar Amerika).
2.5.1. Jasa Aerated Drilling Proyek Hululais
1. Obyek Perjanjian
Obyek perjanjian adalah adendum V atas jasa aerated drilling Proyek Hululais yang
diberikan PDSI kepada Perseroan.
2. Nilai Perjanjian
Berdasarkan draft Addendum V Perjanjian Aerated Drilling, total nilai adendum V
perjanjian jasa aerated drilling Proyek Hululais adalah sebesar US$ 2.869.572,00 (dua
juta delapan ratus enam puluh sembilan ribu lima ratus tujuh puluh dua Dollar Amerika
Serikat).
3. Jangka Waktu
Jangka waktu perjanjian adalah 96 (sembilan puluh enam) bulan terhitung sejak tanggal
20 November 2017 dan akan tetap berlaku sampai dengan tanggal 19 November 2025.
2.5.2. Jasa Monitoring H2S dan Kelengkapannya
1. Obyek Perjanjian
Obyek perjanjian adalah Amandemen II atas Jasa monitoring H2S dan kelengkapannya
yang diberikan PDSI kepada Perseroan.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 2–6
Page 35
2. Nilai Perjanjian
Berdasarkan draft kontrak Amandemen II Perjanjian Jasa Monitoring H2S adalah
sebesar US$ 1.947.861,00 (satu juta sembilan ratus empat puluh tujuh ribu delapan ratus
enam puluh satu Dollar Amerika Serikat).
3. Jangka Waktu
Jangka waktu perjanjian adalah perjanjian mulai berlaku pada tanggal 26 November
2018 dan akan tetap berlaku sampai dengan 25 November 2025.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 2–7
Page 36
3. ANALISIS KUALITATIF
3.1. Profil Perseroan
Perseroan didirikan pada tanggal 12 Desember 2006 dengan nama PT Pertamina
Geothermal Energy. Perseroan adalah sebuah perseroan terbatas berstatus perusahaan
terbuka yang ruang lingkup kegiatan usahanya bergerak dalam bidang panas bumi dari
sisi hulu dan atau sisi hilir baik di dalam maupun di luar negeri serta kegiatan usaha lain
yang terkait atau menunjang kegiatan usaha di bidang panas bumi tersebut. Perseroan
mulai beroperasi secara komersial pada tanggal 3 Januari 2007.
Perseroan berkantor pusat di Graha Pertamina - Tower Pertamax Lt. 7, Jl. Medan
Merdeka Timur No. 11-13, Jakarta Pusat 10110.
3.1.1. Akta Pendirian dan Akta Perubahan
Perseroan didirikan dengan nama PT Pertamina Geothermal Energy berdasarkan Akta
No. 10 tanggal 12 Desember 2006 yang dibuat oleh Marianne Vincentia Hamdani, SH,
Notaris di Jakarta. Akta tersebut telah mendapat pengesahan dari Departemen Hukum
dan Hak Asasi Manusia Republik Indonesia melalui Keputusan Menteri Hukum dan
Hak Asasi Manusia Republik Indonesia berdasarkan Surat Keputusan No. W7-
00089.HT.01.01 Tahun 2007 tanggal 3 Januari 2007 serta telah diumumkan dalam
Berita Negara No. 29 Tambahan No. 3467 tanggal 10 April 2007.
Anggaran Dasar Perseroan telah mengalami beberapa kali perubahan, dan perubahan
terakhir dituangkan kedalam Akta No. 12 tanggal 8 Juni 2023, dibuat di hadapan
Ir. Nanette Cahyanie Handari Adi Warsito, SH, Notaris di Jakarta, dan telah mendapat
persetujuan Menteri Hukum dan HAM berdasarkan Keputusan No. AHU-
0033555.AH.01.02.Tahun 2023 tanggal 15 Juni 2023, serta telah mendapat penerimaan
pemberitahuan dari Menteri Hukum dan HAM melalui surat No. AHU-AH.01.09-
0126806 tanggal 13 Juni 2023.
3.1.2. Struktur Permodalan
Berdasarkan laporan keuangan Perseroan pada tanggal 31 Maret 2023, modal dasar
Perseroan berjumlah Rp 62.092.284.000.000,00 (enam puluh dua triliun sembilan puluh
dua miliar dua ratus delapan puluh empat juta Rupiah) yang terbagi atas
124.184.568.000 (seratus dua puluh empat miliar seratus delapan puluh empat juta lima
ratus enam puluh delapan ribu) lembar saham, dengan nilai nominal Rp 500,00 (lima
ratus Rupiah) untuk tiap-tiap lembar saham.
Selanjutnya, berdasarkan laporan keuangan Perseroan pada tanggal 31 Maret 2023,
modal ditempatkan dan disetor penuh Perseroan berjumlah US$ 1.470.520.000 (satu
miliar empat ratus tujuh puluh juta lima ratus dua puluh ribu Dollar Amerika) yang
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3–1
Page 37
terbagi atas 41.396.142.000 (empat puluh satu miliar tiga ratus sembilan puluh enam
juta seratus empat puluh dua) lembar saham untuk tiap-tiap lembar saham oleh para
pemegang saham.
Secara terinci, daftar nama pemegang saham dan struktur kepemilikan modal Perseroan
berdasarkan draft Keterbukaan Informasi dapat dilihat pada Tabel 3.1 berikut ini.
Tabel 3.1
PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Daftar Pemegang Saham dan Struktur Pemilikan Modal
Nilai Nominal Persentase
Nama Jumlah Saham
(US$ Ribu) Kepemilikan
PT Pertamina Power Indonesia 28.568.460.000 1.014.248 69,01%
PT Pertamina Pedeve Indonesia 2.477.682.000 88.607 5,99%
Masdar Indonesia Solar Holdings RSC Limited 6.209.421.300 220.578 15,00%
Masyarakat 4.140.578.700 147.087 10,00%
Jumlah 41.396.142.000 1.470.520 100,00%
Sumber: Laporan keuangan Perseroan tanggal 31 Maret 2023
Saham Perseroan terdiri dari 1 (satu) jenis saham biasa yang memberikan hak yang sama
dan sederajat kepada para pemegang sahamnya.
3.1.3. Susunan Pengurus
Berdasarkan draft Keterbukaan Informasi, susunan Dewan Komisaris Perseroan adalah
sebagai berikut:
Komisaris Utama/
Komisaris Independen : Sarman Simanjorang
Komisaris : Harris
Komisaris : Dannif Utojo Danusaputro
Komisaris Independen : Sujit Singh Parhar
Adapun susunan Direksi Perseroan adalah sebagai berikut:
Direktur Utama : Julfi Hadi
Direktur Operasi : Ahmad Yani
Direktur Eksplorasi dan
Pengembangan : Rachmat Hidajat
Direktur Keuangan : Nelwin Aldriansyah
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3–2
Page 38
3.1.4. Kegiatan Usaha
Perseroan bergerak dalam bidang industri panas bumi dari sisi hulu dan atau sisi hilir
baik di dalam maupun di luar negeri serta kegiatan usaha lain yang terkait atau
menunjang kegiatan usaha di bidang panas bumi tersebut.
3.1.5. Informasi Non Keuangan
1. Fasilitas Produksi
Perseroan merupakan sebuah perusahaan yang bergerak dalam bidang eksplorasi,
eksploitasi, dan produksi panas bumi. Perseroan melakukan kegiatan eksplorasi dan
pengembangan di seluruh Wilayah Kerja Panas Bumi (WKP) sesuai strategi bisnis
dalam Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan (RKAP) dan Rencana Jangka Panjang
Perusahaan (RJPP). Kegiatan eksplorasi terdiri dari studi geoscience (geologi, geokimia,
geofisika, dan geomatika serta dimulai dari survei, pengolahan, pemodelan, analisis,
evaluasi, interpretasi data geoscience, dan pengeboran eksplorasi) hingga suatu proyek
siap menghasilkan listrik. Perseroan memiliki fasilitas produksi berupa pengoperasian
13 WKP yang tersebar di 6 (enam) area dengan kapasitas terpasang 672 MW yang telah
dioperasikan sendiri yang terletak di Kamojang, Lahendong, Ulubelu, Lumut Balai,
Karoha, dan Sibayak.
2. Jenis-Jenis Ekuitas dan Hak yang Melekat
Saham Perseroan terdiri dari 1 (satu) jenis saham yang memberikan hak yang sama dan
sederajat kepada para pemegang sahamnya.
3. Produk yang Dihasilkan
Perseroan merupakan sebuah perusahaan yang bergerak dalam bidang panas bumi.
Produk yang dihasilkan adalah energi pembangkit listrik dengan sumber energi
terbarukan yang berasal dari pemanfaatan panas bumi.
4. Pasar Geografis
Perseroan memiliki pasar geografis khususnya di Kamojang, Lahendong, Ulubelu,
Lumut Balai, Karoha, dan Sibayak dan pada umumnya di berbagai wilayah di Indonesia.
5. Pemasok dan Pelanggan Kunci
Sebagai sebuah perusahaan yang bergerak dalam bidang panas bumi, Perseroan tidak
memiliki pemasok kunci yang terkait dengan bidang usaha yang dijalankan Perseroan.
Pelanggan kunci Perseroan adalah PLN.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3–3
Page 39
6. Persaingan
Mengingat bahwa Perseroan merupakan perusahaan yang bergerak dalam bidang panas
bumi yang produk akhirnya adalah pembangkit listrik, maka pesaing Perseroan adalah
perusahaan sejenis lainnya yang produk akhirnya adalah energi listrik.
7. Strategi dan Rencana Masa Depan Perusahaan (Business Plan)
a. Managing Base
Menjaga keandalan produksi, sehingga pasokan uap dan listrik dapat terpenuhi sesuai
kapasitas terpasang. mengembangkan teknologi informasi dan digitalisasi melalui Peta
Jalan Geomatika dan ICT diharapkan dapat mempermudah dan mempercepat berbagai
proses bisnis sehingga pengambilan keputusan dapat dilakukan dengan cepat dan tepat.
Melakukan inovasi berkelanjutan melalui Geovation Award, untuk memastikan
penguasaan teknologi yang menunjang operasional, efisiensi biaya serta meminimalkan
potential loss.
b. Stepping Out
Perseroan secara bertahap dan berkelanjutan telah merealisasikan program kerja yang
menjadi terobosan untuk keluar dari aktivitas eksisting. Perseroan telah melaksanakan
pembangunan konstruksi PLTP siklus biner (binary cycle) di Lahendong, Tomohon,
Sulawesi Utara. Realisasi PLTP siklus biner yang memiliki kapasitas 0,5 MW
merupakan milestone Perseroan yang dapat membuka peluang pengembangan PLTP
skala kecil lain.
c. Business Transition
Mengembangkan pemanfaatan green hydrogen yang akan dimulai di WKP Ulubelu.
Langkah ini akan mendukung upaya penambahan portofolio bisnis baru Perseroan untuk
menunjang keekonomian proyek baru maupun meningkatkan profitabilitas Perseroan
secara keseluruhan. Pengembangan bisnis ke green hydrogen layak dilakukan,
mengingat besarnya potensi bisnis di masa mendatang.
3.2. Tinjauan Makro Ekonomi
Tinjauan makro ekonomi berikut merupakan cuplikan dari Laporan Kebijakan Moneter
Triwulan I 2023 yang disusun oleh BI.
3.2.1. Kondisi Perekonomian Dunia
Perekonomian global terus diwarnai dengan meningkatnya inflasi di tengah
pertumbuhan yang diprakirakan lebih rendah dari proyeksi sebelumnya. Bank Indonesia
tetap memprakirakan pertumbuhan ekonomi global tahun 2023 dapat mencapai 2,6%.
Perkembangan ini didorong dampak positif pembukaan ekonomi Tiongkok
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3–4
Page 40
pascapandemi Covid-19 khususnya pada sektor jasa sehingga pengaruh rambatannya ke
ekonomi global tidak secepat prakiraan sebelumnya. Pertumbuhan ekonomi Amerika
Serikat (AS) juga diprakirakan lebih baik dipengaruhi kinerja ekonomi yang kuat pada
triwulan I 2023. Perbaikan ekonomi global di tengah keketatan pasar tenaga kerja di AS
dan Eropa mengakibatkan prospek penurunan inflasi global berjalan lambat dan
mendorong berlanjutnya pengetatan kebijakan moneter di negara maju meskipun
diperkirakan hampir akan mencapai puncaknya. Sementara itu, respons bank sentral AS
dan Eropa memitigasi risiko kasus perbankan di AS dan Eropa berdampak pada
berkurangnya ketidakpastian pasar keuangan global. Perkembangan tersebut pada
gilirannya mendorong aliran masuk modal asing dan penguatan nilai tukar negara
berkembang, termasuk Indonesia.
Tabel 3.2
Pertumbuhan PDB Dunia
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3–5
Page 41
Gambar 3.1
Indeks Keyakinan Konsumen Dunia pada Tahun 2019-2023
Gambar 3.2
Purchasing Managers’ Index (PMI) Global
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3–6
Page 42
Gambar 3.3
Indeks Keyakinan Konsumen
2.3.1. Kondisi Perekonomian Indonesia
1. Pertumbuhan Ekonomi
Pertumbuhan ekonomi Indonesia tetap kuat ditopang oleh naiknya permintaan domestik
dan positifnya kinerja ekspor. Konsumsi swasta diprakirakan semakin kuat seiring
dengan terus naiknya mobilitas, membaiknya keyakinan konsumen, dan meningkatnya
daya beli seiring dengan penurunan inflasi. Kegiatan investasi tetap berlanjut, terutama
investasi nonbangunan. Kinerja ekspor tetap positif. Hingga Maret 2023, ekspor
nonmigas Indonesia tumbuh tinggi, didukung antara lain oleh ekspor batu bara, mesin
listrik, dan kendaraan bermotor. Berdasarkan negara tujuan, ekspor nonmigas ke
Tiongkok, AS, dan Jepang menjadi kontributor utama. Berdasarkan lapangan usaha,
kinerja sektor industri pengolahan, perdagangan, serta informasi dan komunikasi
diprakirakan tumbuh kuat. Secara spasial, peningkatan konsumsi terjadi di hampir
seluruh wilayah dan diikuti kinerja ekspor yang tetap tinggi di wilayah SulawesiMaluku
Papua (Sulampua). Dengan berbagai perkembangan tersebut, pertumbuhan ekonomi
2023 diprakirakan bias atas dalam kisaran proyeksi 4,5-5,3%.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3–7
Page 43
Tabel 3.3
Pertumbuhan Ekonomi Sisi Pengeluaran
Tabel 3.4
Pertumbuhan Ekonomi Sisi Lapangan Usaha
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3–8
Page 44
2. Neraca Perdagangan Indonesia (NPI)
Neraca Pembayaran Indonesia (NPI) tetap baik dan mendukung ketahanan eksternal.
Transaksi berjalan triwulan I 2023 diprakirakan mencatat surplus ditopang oleh surplus
neraca perdagangan barang sebesar 12,3 miliar dolar AS. Transaksi modal dan finansial
triwulan I 2023 diprakirakan juga mencatat surplus seiring aliran masuk modal asing
dalam bentuk investasi portofolio pada triwulan I 2023 yang mencatat net inflows
sebesar 4,7 miliar dolar AS. Aliran masuk modal asing ke investasi portfolio terus
berlanjut pada April 2023 yang hingga 14 April 2023 mencatat net inflows 1,2 miliar
dolar AS. Perkembangan positif di aliran masuk modal asing sejalan dengan dampak
meredanya ketidakpastian pasar keuangan global, di tengah kondisi ekonomi domestik
yang terus membaik seperti pertumbuhan ekonomi yang tinggi, inflasi yang rendah, dan
imbal hasil aset keuangan yang menarik. Posisi cadangan devisa Indonesia akhir Maret
2023 juga terus meningkat menjadi 145,2 miliar dolar AS, setara dengan pembiayaan
6,4 bulan impor atau 6,2 bulan impor dan pembayaran utang luar negeri Pemerintah,
serta berada di atas standar kecukupan internasional sekitar 3 bulan impor. Berbagai
kinerja positif tersebut diprakirakan berlanjut sehingga NPI 2023 diprakirakan mencatat
surplus, dengan transaksi berjalan dalam kisaran surplus 0,4% sampai dengan defisit
0,4% dari PDB. Sementara itu, neraca transaksi modal dan finansial diprakirakan
mencatat surplus yang lebih tinggi didukung oleh aliran masuk modal asing dalam
bentuk PMA dan investasi portofolio.
Gambar 3.4
Neraca Perdagangan Indonesia
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3–9
Page 45
Gambar 3.5
Cadangan Devisa
3. Nilai Tukar Rupiah
Nilai tukar Rupiah pada 17 April 2023 menguat sebesar 1,38% secara point-to-point
dibandingkan dengan level akhir Maret 2023, didorong kuatnya aliran masuk modal
asing di investasi portfolio. Secara year-to-date, nilai tukar Rupiah pada 17 April 2023
menguat 5,26% dari level akhir Desember 2022, lebih tinggi dibandingkan dengan
apresiasi Rupee India sebesar 0,93%, Baht Thailand sebesar 0,71%, dan depresiasi Peso
Filipina sebesar 0,22%. Ke depan, Bank Indonesia memprakirakan Rupiah terus
menguat sejalan dengan surplusnya transaksi berjalan dan berlanjutnya aliran masuk
modal asing dipengaruhi prospek pertumbuhan ekonomi domestik yang tinggi, inflasi
yang rendah, serta imbal hasil aset keuangan domestik yang menarik. Bank Indonesia
akan terus memperkuat kebijakan stabilisasi nilai tukar Rupiah untuk mengendalikan
inflasi barang impor (imported inflation) dan memitigasi risiko rambatan ketidakpastian
pasar keuangan global terhadap nilai tukar Rupiah. Kebijakan tersebut diperkuat dengan
pengelolaan devisa hasil ekspor melalui implementasi Term Deposit valas Devisa Hasil
Ekspor sesuai dengan mekanisme pasar.
4. Inflasi
Inflasi Indeks Harga Konsumen (IHK) secara bulanan tercatat 0,18% (mtm) lebih rendah
dari pola historisnya di periode awal bulan Ramadan, sehingga secara tahunan turun dari
level bulan sebelumnya sebesar 5,47% (yoy) menjadi 4,97% (yoy). Penurunan inflasi
terjadi di semua kelompok, yaitu inti, volatile food, dan administered prices. Inflasi inti
Maret 2023 terus melambat dari 3,09% (yoy) menjadi 2,94% (yoy) dipengaruhi
ekspektasi inflasi dan tekanan imported inflation yang menurun serta pasokan agregat
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3 – 10
Page 46
yang memadai dalam merespons kenaikan permintaan barang dan jasa. Sementara itu,
inflasi volatile food turun dari 7,62% (yoy) pada Februari 2023 menjadi 5,83% (yoy).
Tekanan inflasi yang terus menurun tersebut dipengaruhi oleh dampak positif kebijakan
moneter Bank Indonesia yang pre-emptive dan forward looking serta sinergi yang erat
dalam pengendalian inflasi antara Bank Indonesia dan Pemerintah (Pusat dan Daerah)
dalam TPIP dan TPID melalui penguatan GNPIP di berbagai daerah. Dengan
perkembangan tersebut, Bank Indonesia meyakini inflasi inti akan tetap terkendali
dalam kisaran 3,0±1% di sisa tahun 2023 dan inflasi IHK dapat kembali ke dalam
sasaran 3,0±1% lebih awal dari prakiraan sebelumnya. Bank Indonesia akan terus
memperkuat koordinasi dengan Pemerintah (Pusat dan Daerah) dalam pengendalian
inflasi.
Gambar 3.6
Perkembangan Inflasi
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3 – 11
Page 47
Gambar 3.7
Peta Inflasi Daerah (%, yoy)
5. Suku Bunga
Sejalan dengan stance kebijakan likuiditas Bank Indonesia yang akomodatif, indikator
rasio Alat Likuid terhadap Dana Pihak Ketiga (AL/DPK) tercatat tinggi yakni 28,91%
pada Maret 2023. Likuiditas perekonomian juga memadai tecermin pada uang beredar
dalam arti sempit (M1) dan luas (M2) bulan Maret 2023 yang masing-masing tumbuh
sebesar 4,8% (yoy) dan 6,2% (yoy). Likuiditas yang memadai pada gilirannya
mendukung ketersediaan dana bagi perbankan untuk penyaluran kredit/pembiayaan bagi
dunia usaha dan mengarahkan suku bunga perbankan yang kondusif mendukung
pertumbuhan ekonomi. Di pasar uang, suku bunga IndONIA tetap rendah sebesar 5,65%
pada 17 April 2023. Imbal hasil SBN tenor jangka pendek tercatat 6,24%, menurun 20
bps dibandingkan dengan level Februari 2023, sedangkan imbal hasil SBN tenor jangka
panjang terkendali. Suku bunga deposito 1 bulan pada Maret 2023 juga tercatat rendah
4,10%, turun 2 bps dibandingkan dengan Februari 2023. Suku bunga kredit Maret 2023
juga kondusif mendukung permintaan kredit, yakni sebesar 9,38%, meningkat 4 bps
dibandingkan dengan level bulan sebelumnya. Bank Indonesia akan terus memastikan
kecukupan likuiditas untuk terjaganya stabilitas system keuangan serta mendorong
berlanjutnya peningkatan kredit/pembiayaan bagi pemulihan ekonomi nasional.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3 – 12
Page 48
Gambar 3.8
Suku Bunga Kebijakan BI dan PUAB O/N
Gambar 3.9
Suku Bunga Deposito dan Kredit Perbankan
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3 – 13
Page 49
3.3. Gambaran Industri
PLTP merupakan proven technology, yang telah digunakan secara komersial selama
lebih dari setengah abad. Meskipun pembangkit ini telah digunakan di 29 negara,
potensinya yang besar secara global masih relatif belum tergarap. Selain itu, pembangkit
ini menghasilkan emisi karbon sebesar kurang dari 1% dari jumlah emisi karbon yang
dihasilkan oleh pembangkit listrik tenaga batu bara dengan kapasitas yang setara,
dengan availability factor dan capacity factor yang tinggi. Bagi negara-negara dengan
potensi sumber daya panas bumi yang besar seperti Indonesia, panas bumi merupakan
faktor penting dalam memenuhi permintaan energi dan mengurangi emisi karbon di
masa depan.
Kapasitas pembangkit listrik panas bumi di Indonesia diperkirakan akan tumbuh dengan
kuat dari sekitar 2,8 gigawatt (GW) di tahun 2022 menjadi sekitar 6,2 GW di tahun
2030, dengan CAGR sekitar 10,4%, dibandingkan dengan pertumbuhan rata-rata global
pada CAGR sekitar 3,9% dalam periode yang sama. Pada tahun 2030, Indonesia akan
memiliki kapasitas panas bumi terbesar di dunia dengan menyumbang sebesar 28% dari
proyeksi kapasitas panas bumi bersih secara global. Pertumbuhan ini didukung oleh
potensi sumber daya panas bumi Indonesia yang signifikan, pertumbuhan permintaan
pasar yang pesat serta dukungan kebijakan sebagai bagian utama dari roadmap
pemerintah untuk meningkatkan kontribusi energi terbarukan dalam bauran energi
nasional.
Gambar 3.10
Prospek Net Geothermal Capacity Global (GW)
3.3.1. Struktur Pasar Tenaga Listrik
Sebagai pasar yang diatur, Pemerintah dan PLN memiliki pengaruh langsung dalam
membentuk pasar tenaga listrik dan bauran pembangkitan listrik Indonesia di masa
depan. Indonesia mengoperasikan model pasar “single-buyer” di mana PLN membeli
tenaga listrik dari berbagai sumber dan merupakan pemain tunggal dalam transmisi,
distribusi, dan penjualan tenaga listrik.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3 – 14
Page 50
Beberapa badan pemerintahan yang berperan dalam menetapkan kebijakan dan harga
untuk sector ketenagalistrikan atau memberikan pengaruh pada regulasi adalah sebagai
berikut:
Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) merupakan regulator utama
untuk sector energi. Kementerian ini bertanggung jawab atas seluruh pengembangan
dan implementasi kebijakan sektor energi. Kementerian ini juga menetapkan arah
strategis untuk sektor ketenagalistrikan melalui Rencana Umum Ketenagalistrikan
Nasional (RUKN) yang menetapkan rencana 20 tahun untuk mengembangkan sistem
penyediaan listrik yang sejalan dengan Kebijakan Energi Nasional secara
keseluruhan (KEN 2014).
Badan legislatif juga memainkan peran penting dalam penentuan regulasi dan
kebijakan energi. Dewan Perwakilan Rakyat (DPR) bertanggung jawab untuk
menyetujui atau menolak usulan tarif dan subsidi serta bertanggung jawab untuk
memberlakukan undang-undang tentang ketenagalistrikan. Presiden Indonesia dapat
mengeluarkan peraturan pelaksanaan (Peraturan Presiden atau Peraturan Pemerintah)
serta Rencana Umum Energi Nasional (RUEN) yang menetapkan target nasional
untuk bauran energi.
Model pasar “single-buyer” umum diterapkan di Asia Tenggara. Malaysia, Thailand,
Brunei, Laos, Myanmar dan Kamboja juga beroperasi dengan model serupa. Model
tersebut umum diberlakukan di negara berkembang dengan sektor tenaga listrik yang
seluruhnya dimiliki oleh negara sebagai sarana yang terbukti untuk menarik modal
swasta melalui PJBL, yang dapat diterapkan tanpa perubahan yang fundamental pada
struktur pasar sektor tenaga listrik.
Dalam perspektif pengembang proyek panas bumi, hal ini dapat mengurangi risiko
offtaker untuk IPP karena PJBL dapat didukung oleh jaminan pemerintah, bukan oleh
offtaker individu dengan tingkat kelayakan kredit yang bervariasi. PJBL juga
mempermudah untuk menghimpun pembiayaan utang karena risiko offtake dan risiko
harga sebagian besar dapat dimitigasi. Meskipun PJBL masih menggunakan struktur
“Take-or-Pay” atau “Deliver or Pay” yang melindungi IPP dari risiko pasar, peraturan
baru (Peraturan Menteri ESDM No. 10/2017) mengalokasikan risiko-risiko (seperti
force majeure/keadaan kahar) kepada PLN dan IPP serta menawarkan insentif dan
denda dengan nilai yang dipengaruhi oleh kinerja.
IPP berkecimpung dalam sektor pembangkit listrik dengan menandatangani PJBL
dengan PLN. Biaya pembangkitan rata-rata PLN yang disebut sebagai BPP, saat ini
digunakan sebagai acuan untuk tarif dalam PJBL. Kementerian ESDM menerbitkan
angka nasional dan lokal untuk BPP secara tahunan.
Apabila BPP lokal lebih tinggi dibanding BPP nasional, tarif dapat dinegosiasikan
hingga harga pagu yang ditetapkan oleh BPP sebagai berikut:
1. Untuk pembangkit listrik termal, tenaga hidro, tenaga panas bumi, dan tenaga
municipal waste, tarif dalam PJBL dibatasi sebesar 100 persen dari tarif BPP lokal.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3 – 15
Page 51
2. Untuk energi terbarukan lainnya, tarif dalam PJBL dibatasi hingga sebesar 85% dari
BPP lokal
Apabila BPP lokal lebih rendah dari BPP nasional, tarif akan dinegosiasikan antara IPP
dan PLN. Setelah tarif disepakati antara IPP dan PLN, tarif tersebut harus disetujui oleh
Menteri ESDM sebelum dilakukan penandatanganan PJBL. Tarif akan dikunci setelah
PJBL ditandatangani dan tidak akan disesuaikan dari tahun ke tahun. Indonesia juga
memiliki mekanisme legacy yang unik untuk proyek-proyek panas bumi yang dikenal
sebagai Kontrak Operasi Bersama (Joint Operating Contracts) (KOB). Sebelum tahun
2003, Pertamina memegang hak eksklusif atas bisnis panas bumi di Indonesia. Melalui
KOB, Pertamina dapat melibatkan perusahaan-perusahaan swasta untuk
mengembangkan dan mengoperasikan proyek-proyek panas bumi dan dapat
mengumpulkan kompensasi selaku pemegang sumber daya. Meskipun Pertamina saat ini
tidak lagi memiliki hak eksklusif tersebut, KOB yang ditandatangani sebelum tahun
2003 dapat diwariskan dan akan tetap berlaku sampai akhir masa kontrak.
3.3.2. Tinjauan Energi Panas Bumi Dunia
Energi panas bumi berasal dari energi panas yang terkandung di bawah kerak bumi.
Energi panas bumi yang ditangkap melalui air dan uap yang dibawa ke permukaan bumi
dapat digunakan untuk menghasilkan listrik atau untuk pemanasan dan pendinginan.
Untuk menghasilkan listrik, sumur sering dibor ke reservoir bawah tanah untuk
mengakses uap atau air panas yang kemudian dapat menggerakkan generator listrik.
Energi panas bumi diciptakan dengan memanfaatkan panas yang dihasilkan bumi, yaitu
dengan menggunakan uap dari reservoir air panas bawah tanah untuk menggerakkan
turbin yang menghasilkan listrik. Dalam kebanyakan kasus, pengembang energi
mengakses reservoir bawah tanah ini dengan mengebor sumur ke dalam tanah.
Pembangkit panas bumi terbesar di dunia bernama Geysers Geothermal Complex yang
terletak di Amerika Serikat dengan kapasitas 900 MW, terdiri dari 22 pembangkit listrik
dan tersebar di beberapa kilometer, terletak di utara San Francisco, di atas ruang magma
dalam yang membentang lebih dari 30 mil persegi. Amerika Serikat juga memiliki salah
satu kapasitas tenaga panas bumi terpasang tertinggi di dunia. Efisiensi termal
pembangkit panas bumi rendah karena suhu cairan panas bumi yang relatif rendah;
namun, faktor kapasitasnya cenderung tinggi karena mengandalkan sumber energi yang
stabil, tidak seperti angin atau matahari.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3 – 16
Page 52
Gambar 3.11
Peringkat Pembangkit Panas Bumi Terbesar di Dunia per Januari 2022
Setelah Amerika Serikat, Indonesia dan Filipina memimpin dalam hal kapasitas tenaga
panas bumi terpasang kumulatif. Ketiga negara ini masih memiliki banyak proyek panas
bumi yang sedang dikembangkan dan juga merupakan rumah bagi beberapa pembangkit
panas bumi terbesar di dunia. Saat ini, Indonesia dan Filipina sedang dalam proses
mengembangkan beberapa proyek panas bumi terbesar di dunia. Asia memiliki beberapa
sumber panas bumi terbesar di dunia. Potensi sumber daya ini biasanya paling tinggi di
dekat garis patahan geologis. Namun, pada 2022, Turki memasang penambahan
kapasitas panas bumi terbanyak yakni 99 MW, setelah menyelesaikan beberapa proyek
baru.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3 – 17
Page 53
Gambar 3.12
Kapasitas Energi Panas Bumi di Seluruh Dunia, 2019-2021
Dengan dunia yang tampaknya kembali ke jalurnya pasca-covid, pertumbuhan kapasitas
pembangkit listrik tenaga panas bumi tetap rendah. Hanya 8 negara yang menambah
kapasitas pembangkit listrik panas bumi dengan total 16 pembangkit tambahan. Kenya
(83 MW), Indonesia (80 MW) dan AS (72 MW) menunjukkan pertumbuhan utama. Ada
penambahan di Nikaragua sebesar 10,4 MW sebelum akhir tahun. Penambahan lainnya
dilaporkan di Cina, Filipina, dan Jepang. Total kapasitas pembangkit listrik tenaga panas
bumi terpasang pada akhir tahun 2022 mencapai 16.127 MW, meningkat 286 MW
dibandingkan tahun 2021.
Berikut Top 10 negara panas bumi pada akhir tahun 2021: (1) Amerika Serikat – 3.722
MW, (2) Indonesia – 2.276 MW, (3) Filipina – 1.918 MW, (4) Turki – 1.710 MW, (5)
Selandia Baru – 1.037 MW, (6) Meksiko – 962,7 MW, (7) Italia – 944 MW, (8) Kenya –
861 MW, (9) Islandia – 754 MW, dan (10) Jepang – 603 MW.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3 – 18
Page 54
Gambar 3.13
Top 10 Negara Panas Bumi pada Akhir Tahun 2021
Pasar energi panas bumi global diproyeksikan tumbuh dari USD 62,65 miliar pada tahun
2022 menjadi USD 95,82 miliar pada tahun 2029 dengan CAGR 6,3% pada periode
proyeksi 2022-2029. Pasar di Asia Pasifik mencapai USD 21,80 miliar pada tahun 2021
dan diperkirakan akan memegang pangsa nilai pasar terbesar selama periode proyeksi.
Potensi pertumbuhan yang tinggi di negara-negara Asia dan kebutuhan volume listrik
panas bumi yang tinggi diantisipasi akan mendorong pasar regional.
Gambar 3.14
Ukuran Pasar Energi Panas Bumi di Pasifik Asia
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3 – 19
Page 55
Amerika Utara adalah wilayah dengan pertumbuhan tercepat dalam hal konsumsi panas
bumi pada tahun 2021. AS diperkirakan akan tumbuh pada CAGR 7,0% selama periode
proyeksi. Didominasi oleh pemakaian di sektor komersial dan residensial menjadi alasan
utama di balik pertumbuhan sektor panas bumi di seluruh AS.
Gambar 3.15
Segmen Pasar Energi Panas Bumi Global
Eropa adalah pasar terbesar kedua dalam hal konsumsi panas bumi, Berdasarkan
skenario saat ini, hanya 10 negara Eropa yang memiliki pembangkit listrik panas bumi
yang beroperasi. Selama setengah dekade terakhir, pasar panas bumi terkonsentrasi di
wilayah Eropa yang lebih besar dan memiliki pertumbuhan tahunan lebih dari 10%.
Alasan utama pertumbuhan substansial selama beberapa dekade terakhir di seluruh
wilayah adalah penambahan kapasitas panas bumi di Turki.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3 – 20
Page 56
Gambar 3.16
Kapasitas Energi Panas Bumi Terpasang
Pasar Amerika Latin terutama didorong oleh peningkatan konsumsi listrik di sektor
industri, komersial, dan residensial. Untuk mengurangi ketergantungan pada energi
listrik berbasis bahan bakar fosil, industri terbarukan dan panas bumi terus melakukan
diversifikasi di seluruh wilayah. Meksiko adalah salah satu basis sumber daya terbesar
untuk produksi energi terbarukan. Sektor panas bumi adalah penyumbang paling
signifikan untuk pembangkit listrik bersih di Meksiko.
Pasar Timur Tengah & Afrika terutama terkonsentrasi di wilayah Rift Afrika Timur.
Wilayah ini memiliki potensi panas bumi yang besar untuk penggunaan langsung dan
produksi listrik. Afrika Timur benar-benar fokus pada pengembangan sumber daya
terbarukan, termasuk panas bumi. Kenya adalah negara terdepan dalam produksi dan
konsumsi panas bumi di seluruh Timur Tengah & Afrika. Lebih dari 92% listrik yang
dihasilkan di seluruh Kenya berasal dari sumber terbarukan pada tahun 2020. Sektor
panas bumi adalah sumber utama listrik yang dihasilkan negara tersebut, terhitung lebih
dari 48,4% dari total listrik yang dihasilkan pada tahun 2020.
3.3.3. Tinjauan Energi Panas Bumi di Indonesia
Geografi Indonesia membuat negara kepulauan ini memiliki posisi unik untuk
memanfaatkan energi panas bumi. Terletak di Ring of Fire, aktivitas seismik di sekitar
Indonesia sangat aktif sehingga memberikan potensi energi panas bumi yang sangat
besar. Karena fitur-fitur ini, Indonesia diperkirakan memiliki kapasitas panas bumi
sebesar 23,7 GW di 300 lokasi.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3 – 21
Page 57
Saat ini, Indonesia menampung sekitar 40% sumber daya panas bumi global. Pada tahun
2019, Indonesia mengerahkan 2,1 GWe atau 9% dari perkiraan sumber daya panas bumi
yang menghasilkan 14 TWHe. Dengan kapasitas tersebut, negara ini menempati urutan
ke-2 dalam implementasi panas bumi global setelah Amerika Serikat.
Gambar 3.17
Sumber Daya dan Cadangan Panas Bumi
Pada akhir tahun 2020 Indonesia memiliki total kapasitas pembangkit listrik terpasang
sebesar 70 GW yang terhubung ke jaringan. Penambahan kapasitas bersih pada tahun
2020 sebesar 3 GW dibandingkan dengan 4,7 GW pada tahun 2019. Total kapasitas
terpasang sistem off-grid mencapai 2,75 GW, meningkatkan total kapasitas terpasang di
Indonesia menjadi 72,8 GW di akhir tahun 2020. Lebih dari 60% terpasang di sistem
kelistrikan Jawa-Bali (>40 GW), sedangkan sisanya disalurkan di beberapa sistem
kelistrikan lain di Indonesia (Sumatra, Sulawesi, Kalimantan, Nusa Tenggara dan
Papua). Sistem terluas berikutnya ada di pulau Sumatera, dengan 8,6 GW, diikuti oleh
Kalimantan dan Sulawesi.
Energi terbarukan menyumbang 12% dari total kapasitas terpasang pada tahun 2020. Ini
dibagi menjadi setengah tenaga air (termasuk pembangkit listrik besar) dan setengah
energi terbarukan lainnya. Kapasitas daya terbarukan tumbuh secara moderat pada tahun
2020, dengan tambahan 165 MW. Banyak dari penambahan ini dalam bentuk tenaga air.
Penambahan kapasitas tenaga surya menyusul dengan total 30 MW, terutama PV surya
atap dan proyek pembangkit listrik independen (IPP) tahun 2017 yang beroperasi.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3 – 22
Page 58
Pandemi COVID-19 mengakibatkan penundaan konstruksi untuk beberapa proyek
energi terbarukan, terutama untuk panas bumi (hampir tidak ada penambahan selama
tahun 2020) dan tenaga air. Sebanyak 561 MW proyek pembangkit listrik tenaga air
direncanakan untuk beroperasi pada 2019 dan 2020 tetapi tertunda.
Gambar 3.18
Bauran Energi Primer
Pada akhir tahun 2020 Indonesia memiliki kapasitas terpasang tenaga air sebesar 6,1
GW dan tenaga panas bumi sebesar 2,1 GW. Indonesia menargetkan 17,9 GW tambahan
proyek energi PLTA besar pada tahun 2025 dan tambahan 3 GW proyek PLTA kecil.
Menurut Rencana Pembangunan Jangka Menengah Nasional (RPJMN) 2020–2024,
pembangunan ditargetkan di wilayah Papua, Sulawesi, dan Kalimantan Utara sebagai
wilayah utama di mana tenaga air dapat mendukung elektrifikasi. Panas bumi dianggap
sebagai sumber daya penting untuk menyediakan kapasitas beban dasar dalam jangka
panjang dalam mewujudkan target energi terbarukan Indonesia sebesar 23% pada tahun
2025. Sebagian besar sumber daya panas bumi berada di wilayah yang juga memiliki
permintaan, yaitu Sumatera dan Jawa. UU Panas Bumi diundangkan pada tahun 2003
dan panas bumi ditargetkan sebesar 7,2 GW pada tahun 2025. Pemerintah menyusun
roadmap pengembangan panas bumi dengan tujuan meningkatkan kapasitas panas bumi
dari 2,13 GW pada tahun 2019 menjadi 7,87 GW pada tahun 2030 dan 9,3 GW pada
tahun 2035. Target panas bumi dimajukan 5 tahun lebih awal sampai dengan tahun 2030
dari rencana awal pada Rencana Umum Energi Nasional (RUEN). Menurut Rencana
Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) 2021-2030, dirilis Oktober 2021, total 20,9
GW penambahan kapasitas energi terbarukan direncanakan antara tahun 2021 dan 2030,
yang akan mewakili sekitar 51,6% dari total penambahan kapasitas yang direncanakan
pada periode yang sama. Ini merupakan peningkatan yang cukup besar dibandingkan
dengan RUPTL 2019-2028 yang merencanakan penambahan kapasitas hanya sebesar
16,7 GW atau 29,6% dari total penambahan. Sekitar setengah dari total penambahan
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3 – 23
Page 59
energi terbarukan berasal dari tenaga air (10,4 GW), diikuti oleh PV surya (4,68 GW)
dan panas bumi (3,36 GW). Energi terbarukan menyumbang 13% dari total pembangkit
listrik on-grid Indonesia pada tahun 2020, turun dari 16% pada tahun 2019. Termasuk
pembangkit energi terbarukan dari sistem off-grid, pangsa energi terbarukan sekitar
18%. Tenaga air dan panas bumi masing-masing menghasilkan 24,4 TWh dan 15,6
TWh, yang mewakili sebagian besar output daya terbarukan Indonesia.
Menurut RUPTL 2021-2030, total pembangkit listrik harus tumbuh rata-rata sekitar
4,9% per tahun antara tahun 2021 dan 2030, meningkat dari 291 TWh menjadi 445
TWh. Batubara masih merupakan bagian terbesar dari total output listrik Indonesia,
meskipun menurun dari sekitar 67% pada tahun 2021 menjadi 59,4% pada tahun 2030.
Energi terbarukan masing-masing akan menyumbang 23% dan 24,8% dari total output
listrik Indonesia pada tahun 2025 dan 2030, dengan sekitar 70% dari total keluaran
listrik terbarukan berasal dari tenaga air dan panas bumi dan sisanya 30% dari matahari,
angin dan biomassa.
Gambar 3.19
Perincian Penambahan Kapasitas (MW) Menurut RUPTL, 2021-2030
Potensi sumber daya panas bumi diperkirakan mencapai 28,5 GW. Lebih dari 2 GW
pembangkit panas bumi sudah beroperasi saat ini, berjumlah sekitar 10% dari potensi
sumber daya.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3 – 24
Page 60
Gambar 3.20
Potensi Energi Terbarukan di Indonesia
Menurut RUEN, Indonesia berencana untuk mencapai 7,24 GW tenaga panas bumi pada
tahun 2025 – yang membutuhkan investasi USD15 miliar – dan 9,3 GW pada tahun
2035. Namun, ESDM mengatakan bahwa Indonesia akan mencapai tujuannya untuk
memiliki sekitar 7 GW produksi tenaga panas bumi pada tahun 2030 yang akan menjadi
5 tahun di belakang jadwal hingga tahun 2050 direncanakan kapasitas panas bumi
terpasang sebesar 17,5 GWe, yaitu 4% dari total kapasitas Renewable Energy
Technologies (RET) yang direncanakan. Untuk penambahan kapasitas sebesar 15,4
GWe, akan dibangun lebih dari 300 pembangkit baru dengan kapasitas rata-rata 50
MWe. Ini melebihi cadangan termal saat ini, yang menyiratkan bahwa sebagian sumber
daya harus menjadi cadangan. Sejauh mana hal ini dimungkinkan tergantung pada
perkembangan ekonomi dan ketersediaan teknis, karena tidak semua sumber daya termal
cocok untuk pembangkit listrik.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3 – 25
Page 61
Gambar 3.21
Total Pasokan Energi Primer Indonesia, 2018-2050
Pemanfaatan energi panas bumi untuk pembangkit listrik masih sangat minim
dibandingkan dengan sumber energi lainnya, yaitu kurang dari 10%. Pemerintah
Indonesia berupaya agar energi terbarukan mencapai 23% dari pembangkit listrik pada
tahun 2025, hampir dua kali lipat dari 12% saat ini. Bahkan, panas bumi diharapkan
menjadi sumber utama sistem pembangkit listrik masa depan untuk mendukung tujuan
Indonesia menjadi negara net-zero emission pada tahun 2060.
3.3.4. Prospek Bisnis dan Strategi Usaha Perseroan
Berdasarkan laporan Global Economic Prospects dari Bank Dunia yang dirilis bulan
Januari 2022, pertumbuhan ekonomi Indonesia diperkirakan mencapai 5,2 persen pada
tahun ini. Membaiknya ekonomi nasional memerlukan dukungan ketersediaan energi
untuk memenuhi peningkatan kebutuhan energi termasuk listrik, sehingga pertumbuhan
ekonomi tetap terjaga. Penjelasan PT PLN (Persero) menyebutkan, pada tahun 2021
sektor industri mencatatkan pertumbuhan konsumsi listrik mencapai 10,5%, sementara
sektor tekstil berkontribusi 23,4% dari pertumbuhan sektor industri, industri baja
berkontribusi 21,7%, dan sector rumah tangga tumbuh 2,3%. Berdasarkan Rencana
Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) 2019-2028, kebutuhan energi listrik
nasional akan terus meningkat rata-rata sebesar 6,42% per tahun.
Peningkatan konsumsi listrik juga disampaikan Kementerian ESDM, yang mencatatkan
konsumsi listrik per kapita di sepanjang 2021 naik menjadi 1.123 kWh/kapita, dari
sebelumnya di 2020 sebesar 1.089 kWh/kapita. Adapun pada 2022, Kementerian ESDM
memproyeksikan konsumsi listrik per kapita naik signifikan dibandingkan tahun lalu
menjadi 1.268 kWh/kapita.
Kondisi ini memberikan prospek bagi usaha Perseroan yang turut menyediakan pasokan
listrik dari PLTP yang dioperasikan. Perseroan terus mengoptimalkan produksi dan
pasokan listrik, serta mengembangkan pemanfaatan panas bumi sebagai salah satu
alternatif penyediaan listrik. Prospek usaha Perseroan juga didukung oleh peraturan
yang melandasi peluang untuk merambah penjualan listrik langsung kepada end-user
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3 – 26
Page 62
dibawah skema Power Wheeling, yaitu Undang-Undang (UU) Ketenagalistrikan
No. 30/2009, Peraturan Pemerintah (PP) No. 14/2012, Peraturan Menteri Energi dan
Sumber Daya Mineral (ESDM) No.1 /2015.
Perseroan memperoleh sebagian besar pendapatan Perseroan dari (i) penjualan listrik
secara langsung dan tidak langsung ke PLN, yang merupakan perusahaan utilitas listrik
milik negara Indonesia, dan (ii) penjualan uap ke IPP dan PLN. Dalam WKP di mana
Perseroan memegang hak-hak untuk beroperasi, Perseroan beroperasi dengan salah satu
dari dua cara berikut: (i) melakukan seluruh aspek proses produksi tenaga panas bumi
termasuk eksplorasi dan pengembangan reservoir panas bumi, konstruksi sistem fasilitas
produksi di atas permukaan (steamfield above ground system), dan baik mengoperasikan
PLTP oleh Perseroan sendiri maupun dalam beberapa kasus terbatas bekerja sama
dengan IPP untuk mengoperasikan pembangkit listrik, di mana dalam hal ini Perseroan
menjual uap yang Perseroan hasilkan kepada IPP, atau (ii) bekerja sama dengan para
Kontraktor KOB untuk beroperasi di dalam WKP Perseroan dan memberikan izin
kepada Kontraktor KOB untuk melakukan seluruh aspek proses produksi tenaga panas
bumi atas nama Perseroan dengan imbalan biaya yang dikenal sebagai production
allowances. Dalam kasus ke 2 di atas, Kontraktor KOB bertanggung jawab untuk
melakukan seluruh aspek dalam proyek, termasuk eksplorasi dan pengembangan,
pembangunan infrastruktur yang menghubungkan sumur uap dengan pembangkit listrik,
serta pembangunan dan pengoperasian PLTP. Sehubungan dengan WKP yang Perseroan
operasikan sendiri, Perseroan melakukan seluruh aspek eksplorasi termasuk analisis
survei geologi, geokimia, geofisika dan geohazard dan data lainnya serta aktivitas
pengeboran eksplorasi untuk mengonfirmasi keberadaan reservoir panas bumi, dan
pengembangan yang termasuk produksi sumur untuk mempersiapkan reservoir panas
bumi yang ditemukan untuk kegiatan komersial. Setelah adanya penemuan reservoir
panas bumi dan reservoir panas bumi tersebut telah dikembangkan, Perseroan memilih
untuk melakukan konstruksi dan pengoperasian PLTP sendiri, di mana dalam hal ini
Perseroan menjual listrik secara langsung kepada PLN berdasarkan perjanjian jual beli
listrik (“PJBL”) antara PLN dan Perseroan. Dalam situasi di mana Perseroan telah
membuat kontrak dengan IPP untuk melakukan konstruksi dan pengoperasian PLTP,
Perseroan menjual uap kepada IPP berdasarkan kontrak penjualan uap (“PJBU”) antara
IPP dan Perseroan, dan IPP menggunakan uap yang dijual berdasarkan PJBU tersebut
untuk PLTP milik IPP.
Dalam area kuasa pengusahaan di mana Perseroan telah mengadakan kontrak dengan
kontraktor KOB untuk melakukan operasi panas bumi, Kontraktor KOB bertanggung
jawab atas seluruh aspek dalam operasi, termasuk pemilihan vendor, pengadaan,
eksplorasi dan pengembangan, konstruksi sistem fasilitas produksi di atas permukaan
(steamfield above ground system) dan operasi pembangkit listrik, termasuk apakah
Kontraktor KOB akan mengoperasikan pembangkit listrik tersebut sendiri. Dalam situasi
di mana Kontraktor KOB mengoperasikan pembangkit listrik tersebut sendiri, Perseroan
atas nama Kontraktor KOB, menjual listrik dan uap yang dihasilkan kepada PLN
berdasarkan kontrak penjualan energi (“ESC”) antara Kontraktor KOB, PLN dan
Perseroan. Setelah Perseroan menerima pembayaran dari PLN, Perseroan meneruskan
hasil pembayaran tersebut berdasarkan ESC kepada Kontraktor KOB, setelah dikurangi
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3 – 27
Page 63
production allowances yang terutang kepada Perseroan sebagai hasil dari Kontraktor
KOB yang beroperasi di dalam WKP Perseroan.
Perseroan berfokus pada tenaga panas bumi hulu dan hilir dan telah mengembangkan
proyek-proyek tenaga panas bumi milik Perseroan dengan mengintegrasikan dan
mengoptimalkan panas bumi dan komponen-komponen produksi listrik serta teknologi
yang Perseroan dapatkan dari para pemasok yang memiliki hubungan kuat dengan
Perseroan. Secara garis besar, fokus Perseroan pada segmen panas bumi hulu dan hilir
telah memberikan Perseroan fleksibilitas dalam mendapatkan komponen, teknologi, dan
operator yang paling sesuai serta dalam menyesuaikan proyek-proyek PLTP Perseroan
berdasarkan lingkungan lokal di mana pembangkit listrik tersebut akan dioperasikan.
Perseroan meyakini bahwa Perseroan memiliki kemampuan untuk berhasil dalam
berkolaborasi dengan para kontraktor EPC, mengintegrasikan dan mengoptimalkan
komponen-komponen dan teknologi panas bumi serta mengembangkan proyek-proyek
PLTP yang sukses.
3.4. Alasan Rencana Transaksi
Rencana Transaksi akan dilaksanakan oleh Perseroan berdasarkan beberapa alasan
sebagai berikut:
1. Jasa Aerated Drilling Proyek Hululais
a. Pelaksanaan Amandemen Kontrak mengacu kepada Pedoman Pengadaan
Barang/Jasa yang berlaku di lingkungan Perseroan.
b. Perseroan saat ini sudah mempunyai kontrak Pengadaan Jasa Aerated Drilling
Hululais dengan PDSI dimana realisasi biaya pekerjaan hingga saat ini adalah
sebesar 51% dengan jangka waktu kontrak terhitung mulai tanggal 20 November
2017 sampai dengan tanggal 19 November 2023.
c. Guna mendukung Rencana Kerja (RK) pengeboran di Perseroan tahun 2023 sampai
dengan 2025, jasa aerated drilling masih dibutuhkan sehingga kontrak eksisting
dengan PDSI dapat dilakukan amandemen berupa penambahan jangka waktu
kontrak selama 24 (dua puluh empat) bulan tanpa penambahan nilai kontrak.
d. PDSI bersedia untuk melakukan Amandemen Kontrak tersebut berupa perpanjangan
jangka waktu selama 24 (dua puluh) bulan.
2. Jasa Monitoring H2S
a. Pelaksanaan Amandemen Kontrak mengacu kepada Pedoman Pengadaan
Barang/Jasa yang berlaku di lingkungan Perseroan.
b. Perseroan saat ini sudah mempunyai kontrak Pengadaan Jasa Monitoring H2S dan
Kelengkapannya di Area/Proyek Perseroan dengan basis call of order dengan PDSI,
dimana realisasi biaya pekerjaan hingga saat ini adalah sebesar 14% dan dengan
jangka waktu kontrak terhitung mulai tanggal 26 November 2018 sampai dengan
tanggal 25 November 2023.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3 – 28
Page 64
c. Guna mendukung Rencana Kerja (RK) Pengeboran dan Kerja Ulang dan Reparasi
Sumur (KURS) di Perseroan tahun 2023 sampai dengan 2025, Jasa Monitoring H2S
masih dibutuhkan sehingga kontrak eksisting dengan PDSI dapat dilakukan
Amandemen berupa penambahan jangka waktu kontrak tanpa penambahan nilai
kontrak.
d. PDSI bersedia untuk melakukan perpanjangan kontrak tersebut diatas selama 24
(dua puluh empat) bulan.
3.5. Manfaat Dilakukannya Rencana Transaksi
Manfaat dilakukannya Rencana Transaksi adalah sebagai berikut:
a. Rencana kerja pengeboran tetap berjalan sesuai dengan timeline yang sudah
ditetapkan.
b. Pekerjaan pengeboran eksplorasi maupun make up well tetap dapat berjalan sesuai
program kerja yang sudah disusun.
3.6. Risiko Dilakukannya Rencana Transaksi
Tidak terdapat risiko terkait Rencana Transaksi mengingat bahwa sifat dari Rencana
Transaksi adalah adendum/amandemen perjanjian yaitu penambahan jangka waktu
kontrak selama 24 (dua puluh empat) bulan untuk jasa aerated drilling Proyek Hululais
dan jasa monitoring H2S dan kelengkapannya di area/proyek Perseroan dengan basis
call of order.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 3 – 29
Page 65
4. ANALISIS KUANTITATIF
4.1. Analisis atas Kinerja Historis
Berikut ini diuraikan analisis atas kinerja keuangan historis Perseroan yang disarikan
dari laporan keuangan Perseroan yang berakhir pada periode tiga bulan yang berakhir
pada tanggal 31 Maret 2023 dan untuk tahun yang berakhir pada tanggal-tanggal
31 Desember 2022, 31 Desember 2021, 31 Desember 2020, 31 Desember 2019, dan
31 Desember 2018 yang diaudit oleh PSS.
4.1.1. Laporan Posisi Keuangan
Berikut adalah laporan posisi keuangan Perseroan yang berakhir pada periode tiga bulan
yang berakhir pada tanggal 31 Maret 2023 dan untuk tahun yang berakhir pada tanggal-
tanggal 31 Desember 2022, 31 Desember 2021, 31 Desember 2020, 31 Desember 2019,
dan 31 Desember 2018.
Tabel 4.1
PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Laporan Posisi Keuangan
Tahun 2018–2023 (Maret)
2023
Uraian 2022 2021 2020 2019 2018
(Mar)
Aset
Aset Lancar
Kas dan Setara Kas 630.993 262.302 125.335 154.863 125.852 128.659
Piutang Usaha
Pihak Berelasi 130.611 120.125 121.333 135.169 115.288 107.019
Pihak Ketiga 6.120 3.098 3.250 3.279 3.630 3.565
Piutang Lain-Lain
Pihak Berelasi 11.469 2.337 6.843 10.167 7.668 2.641
Pihak Ketiga 103 31 36 62 120 662
Persediaan 21.001 20.082 16.463 14.571 14.114 15.372
Kas yang Dibatasi Penggunaannya - - - - - 2.137
PPN yang Dapat Ditagihkan Kembali - Lancar 8.792 2.673 3.110 759 1.149 4.686
Biaya Dibayar Dimuka 129 322 345 665 292 464
Aset Lain-Lain 14.952 22.337 3.071 209 218 -
Jumlah Aset Lancar 824.170 433.307 279.786 319.744 268.331 265.205
Aset Tidak Lancar
Kas yang Dibatasi Penggunaannya - - 10.098 10.085 10.064 10.044
Piutang Lain-Lain Pihak yang Berelasi 8.808 8.533 9.668 10.558 10.733
Aset Hak Guna 3.490 3.787 5.711 806 - -
PPN yang Dapat Ditagihkan Kembali - Tidak Lancar 104.297 103.912 108.833 114.829 111.438 98.071
Aset Keuangan yang Dinilai pada Nilai Wajar Melalui
Pendapatan Komprehensif Lain 29.004 23.841 25.966 17.197 - -
Aset Keuangan Tersedia untuk Dijual - - - - 5 5
Aset Lain-Lain - Bersih 42 42 112 123 213 12.086
Total Aset Tidak Lancar 145.641 140.115 160.388 153.598 132.453 120.206
Aset Tetap
Harga Perolehan 2.638.690 2.629.600 2.580.310 2.593.340 2.584.458 2.498.449
Akumulasi Penyusutan (754.154) (727.884) (623.003) (515.316) (411.811) (328.172)
Jumlah Aset Tetap 1.884.536 1.901.716 1.957.307 2.078.024 2.172.647 2.170.277
Total Aset 2.854.347 2.475.138 2.397.481 2.551.366 2.573.431 2.555.688
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 4–1
Page 66
2023
Uraian 2022 2021 2020 2019 2018
(Mar)
Liabilitas dan Ekuitas
Liabilitas Jangka Pendek
Utang Usaha
Pihak Berelasi 2.198 1.782 2.026 1.104 7.224 26.029
Pihak Ketiga 70.737 63.774 70.558 67.451 75.558 81.003
Utang Lain-Lain 25.821 97.696 27.007 315.719 285.178 231.008
Pinjaman Bank Jangka Pendek 400.000 600.000 - - - -
Pinjaman Bank Jangka Panjang yang Akan Jatuh Tempo
dalam Satu Tahun 15.625 15.580 16.277 228.304 213.261 179.091
Liabilitas Sewa yang Akan Jatuh Tempo dalam Satu Tahun 2.014 1.864 2.156 458 - -
Utang Pajak 24.359 10.860 14.793 10.411 11.091 12.210
Biaya yang Masih Harus Dibayar 33.170 37.437 35.144 30.641 33.654 76.191
Imbalan Kerja Jangka Pendek 31.979 28.505 31.632 20.182 11.870 -
Pendapatan Tangguhan 287 284 274 274 396 329
Jumlah Liabilitas Jangka Pendek 606.190 857.782 199.867 674.544 638.232 605.861
Liabilitas Jangka Panjang
Liabilitas Pajak Tangguhan - Bersih 15.623 13.903 12.353 19.515 20.113 17.424
Pinjaman Bank Jangka Panjang - - 600.000 - - -
Liabilitas Sewa Setelah Dikurangi Bagian yang Akan Jatuh
Tempo dalam Satu Tahun 294 160 2.106 393 - -
Pinjaman Bank Jangka Panjang Setelah Dikurangi Bagian
yang Akan Jatuh Tempo dalam Satu Tahun 328.150 327.704 338.105 813.684 966.632 1.081.293
Imbalan Kerja Jangka Panjang 15.996 14.644 15.997 20.412 9.087 6.419
Liabilitas Jangka Panjang Lainnya 5.626 5.404 - - - -
Jumlah Liabilitas Jangka Panjang 365.689 361.815 968.561 854.004 995.832 1.105.136
Total Liabilitas 971.879 1.219.597 1.168.428 1.528.548 1.634.064 1.710.997
Ekuitas
Modal Saham 1.470.520 1.102.855 1.102.855 83.093 83.093 83.093
Tambahan Modal Disetor 181.112 (27.804) (27.804) (27.804) (27.804) (27.804)
Pendapatan Komprehensif 19.140 15.732 17.134 11.347 - (312)
Saldo Laba 211.923 164.958 137.047 956.327 884.189 789.794
Jumlah Ekuitas yang Dapat Diatribusikan Kepada Pemilik
Entitas Induk 1.882.695 1.255.741 1.229.232 1.022.963 939.478 844.771
Kepentingan Non Pengendali (227) (200) (179) (145) (111) (80)
Total Ekuitas 1.882.468 1.255.541 1.229.053 1.022.818 939.367 844.691
Total Liabilitas dan Ekuitas 2.854.347 2.475.138 2.397.481 2.551.366 2.573.431 2.555.688
4.1.2. Aset
Pada periode tiga bulan yang berakhir pada tanggal 31 Maret 2023 dan untuk tahun yang
berakhir pada tanggal-tanggal 31 Desember 2022, 31 Desember 2021, 31 Desember
2020, 31 Desember 2019, dan 31 Desember 2018, total aset Perseroan secara berturut-
turut adalah sebesar US$ 2.854.347 ribu, US$ 2.475.138 ribu, US$ 2.397.481 ribu,
US$ 2.551.366 ribu, US$ 2.573.431 ribu, dan US$ 2.555.688 ribu.
Pada periode tiga bulan yang berakhir pada tanggal 31 Maret 2023, total aset Perseroan
naik sebesar US$ 379.209 ribu atau setara dengan 15,32% dibandingkan tanggal
31 Desember 2022. Hal tersebut terutama didorong oleh meningkatnya kas dan setara
kas sebesar US$ 368.691 ribu, piutang usaha sebesar US$ 13.508 ribu, dan adanya
penurunan pada aset tetap sebesar US$ 17.180 ribu.
Pada periode tahun yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2022, total aset Perseroan
naik sebesar US$ 77.657 ribu atau setara dengan 3,24% dibandingkan tanggal
31 Desember 2021. Hal tersebut terutama didorong oleh meningkatnya kas dan setara
kas sebesar US$ 136.967 ribu, aset lain-lain sebesar US$ 19.266 ribu, dan adanya
penurunan pada aset tetap sebesar US$ 55.591 ribu.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 4–2
Page 67
Pada periode tahun yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2021, total aset Perseroan
turun sebesar US$ 153.885 ribu atau setara dengan 6,03% dibandingkan tanggal
31 Desember 2020. Hal tersebut terutama disebabkan oleh menurunnya kas dan setara
kas sebesar US$ 29.528 ribu, total piutang usaha sebesar US$ 13.865 ribu, dan adanya
peningkatan pada aset keuangan yang dinilai pada nilai wajar melalui pendapatan
komprehensif lain sebesar US$ 8.769 ribu.
Pada periode tahun yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2020, total aset Perseroan
turun sebesar US$ 22.065 ribu atau setara dengan 0,86% dibandingkan tanggal
31 Desember 2019. Hal tersebut terutama disebabkan oleh menurunnya aset tetap
sebesar US$ 94.623 ribu, PPN yang dapat ditagih kembali sebesar US$ 390 ribu, dan
adanya peningkatan pada kas dan setara kas sebesar US$ 29.011 ribu.
Pada periode tahun yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2019, total aset Perseroan
naik sebesar US$ 17.743 ribu atau setara dengan 0,69% dibandingkan tanggal
31 Desember 2018. Hal tersebut terutama ditopang oleh meningkatnya PPN yang dapat
ditagihkan kembali sebesar US$ 13.367 ribu, piutang lain-lain sebesar US$ 10.733 ribu,
dan adanya penurunan pada jumlah piutang usaha sebesar US$ 8.334 ribu.
4.1.3. Liabilitas
Pada periode tiga bulan yang berakhir pada tanggal 31 Maret 2023 dan untuk tahun yang
berakhir pada tanggal-tanggal 31 Desember 2022, 31 Desember 2021, 31 Desember
2020, 31 Desember 2019, dan 31 Desember 2018, total liabilitas Perseroan secara
berturut-turut adalah sebesar US$ 971.879 ribu, US$ 1.219.597 ribu, US$ 1.168.428
ribu, US$ 1.528.548 ribu, US$ 1.634.064 ribu, dan US$ 1.710.997 ribu.
Pada periode tiga bulan yang berakhir tanggal 31 Maret 2023, total liabilitas Perseroan
turun sebesar US$ 247.718 ribu atau setara dengan 20,31% dibandingkan tanggal
31 Desember 2022, Hal tersebut terutama dipengaruhi oleh menurunnya pinjaman bank
jangka pendek sebesar US$ 200.000 ribu dan utang lain-lain sebesar US$ 71.875 ribu.
Pada periode tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2022, total liabilitas Perseroan
naik sebesar US$ 51.169 ribu atau setara dengan 4,38% dibandingkan tanggal
31 Desember 2021, Hal tersebut terutama dipengaruhi oleh meningkatnya pinjaman
bank jangka pendek sebesar US$ 600.000 ribu dan utang lain-lain sebesar US$ 70.689
ribu.
Pada periode tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2021, total liabilitas Perseroan
turun sebesar US$ 360.120 ribu atau setara dengan 23,56% dibandingkan tanggal
31 Desember 2020, Hal tersebut terutama dipengaruhi oleh menurunnya pinjaman bank
jangka panjang setelah dikurangi bagian yang akan jatuh tempo dalam satu tahun
sebesar US$ 475.579 ribu dan utang lain-lain sebesar US$ 288.712 ribu.
Pada periode tahun yang berakhir pada tanggal 31 Desember 2020, total liabilitas
Perseroan mengalami penurunan sebesar US$ 105.516 ribu atau setara dengan 6,46%
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 4–3
Page 68
dibandingkan tanggal 31 Desember 2019. Hal tersebut terutama disebabkan oleh
menurunnya pinjaman bank jangka panjang setelah dikurangi bagian yang akan jatuh
tempo dalam satu tahun sebesar US$ 152.948 ribu dan total piutang usaha sebesar
US$ 14.227 ribu.
Pada periode tahun yang berakhir tanggal 31 Desember 2019, total liabilitas Perseroan
menurun sebesar US$ 76.933 ribu atau setara dengan 4,50% dibandingkan tanggal
31 Desember 2018, Hal tersebut terutama dipengaruhi oleh menurunnya pinjaman bank
jangka panjang setelah dikurangi bagian yang akan jatuh tempo dalam satu tahun dan
biaya yang masih harus dibayar yang masing-masing sebesar US$ 114.661 ribu dan
US$ 42.537 ribu.
4.1.4. Ekuitas
Pada periode tiga bulan yang berakhir pada tanggal 31 Maret 2023 dan untuk tahun yang
berakhir pada tanggal-tanggal 31 Desember 2022, 31 Desember 2021, 31 Desember
2020, 31 Desember 2019, dan 31 Desember 2018, total ekuitas Perseroan berturut-turut
adalah sebesar US$ 1.882.468 ribu, US$ 1.255.541 ribu, US$ 1.229.053 ribu, US$
1.022.818 ribu, US$ 939.367 ribu, dan US$ 844.691 ribu. Kenaikan terhadap total
ekuitas Perseroan terutama dipengaruhi oleh saldo laba.
4.1.5. Laporan Laba (Rugi)
Berikut adalah laporan laba (rugi) Perseroan untuk periode tiga bulan yang berakhir
pada tanggal 31 Maret 2023 dan untuk tahun yang berakhir pada tanggal-tanggal
31 Desember 2022, 31 Desember 2021, 31 Desember 2020, 31 Desember 2019, dan
31 Desember 2018.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 4–4
Page 69
Tabel 4.2
PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Laporan Laba (Rugi) Tahun 2018–2023 (Januari-Maret)
2023
Uraian 2022 2021 2020 2019 2018
(Jan-Mar)
Pendapatan 102.615 386.068 368.824 353.961 666.876 660.835
Beban Pokok Pendapatan
Beban Langsung (14.315) (66.180) (73.977) (60.328) (402.454) (395.228)
Penyusutan (26.815) (107.028) (108.350) (103.866) (83.639) (81.597)
Total Beban Pokok Pendapatan (41.130) (173.208) (182.327) (164.194) (486.093) (476.825)
Laba Kotor 61.485 212.860 186.497 189.767 180.783 184.010
Beban Usaha
Beban Umum dan Administrasi (517) (11.801) (4.722) (1.298) (6.345) (2.006)
Total Beban Usaha (517) (11.801) (4.722) (1.298) (6.345) (2.006)
Laba (Rugi) Usaha 60.968 201.059 181.775 188.469 174.438 182.004
Pendapatan (Beban) Lain-Lain
Penghasilan Keuangan 2.764 1.202 809 1.130 1.804 1.436
Beban Keuangan (6.448) (14.822) (14.564) (23.102) (24.975) (27.014)
Lain-Lain 12.850 7.322 (38.506) (55.790) (5.408) 7.224
Total Pendapatan (Beban) Lain-Lain 9.166 (6.298) (52.261) (77.762) (28.579) (18.354)
Laba (Rugi) Sebelum Pajak 70.134 194.761 129.514 110.707 145.859 163.650
Pajak Penghasilan (23.196) (67.442) (44.472) (37.875) (50.302) (56.334)
Laba (Rugi) Bersih 46.938 127.319 85.042 72.832 95.557 107.316
4.1.6. Pendapatan
Untuk periode tiga bulan yang berakhir pada tanggal 31 Maret 2023 dan untuk tahun
yang berakhir pada tanggal-tanggal 31 Desember 2022, 31 Desember 2021,
31 Desember 2020, 31 Desember 2019, dan 31 Desember 2018, penjualan Perseroan
secara berturut-turut adalah sebesar US$ 102.615 ribu, US$ 386.068 ribu, US$ 368.824
ribu, US$ 353.961 ribu, US$ 666.876 ribu, dan US$ 660.835 ribu.
Jumlah pendapatan Perseroan pada periode tahun 2018 sampai dengan tahun 2023
mengalami kenaikan rata-rata sebesar US$ 423.197 ribu. Kenaikan rata-rata terhadap
pendapatan tersebut terutama dipengaruhi oleh adanya peningkatan jumlah penjualan
uap dan listrik.
4.1.7. Beban Usaha
Untuk periode tiga bulan yang berakhir pada tanggal 31 Maret 2023 dan untuk tahun
yang berakhir pada tanggal-tanggal 31 Desember 2022, 31 Desember 2021,
31 Desember 2020, 31 Desember 2019, dan 31 Desember 2018, beban usaha Perseroan
adalah sebesar US$ 517 ribu, US$ 11.801 ribu, US$ 4.722 ribu, US$ 1.298 ribu,
US$ 6.345 ribu, dan US$ 2.006 ribu. Beban usaha Perseroan terutama digunakan untuk
kegiatan umum dan administrasi.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 4–5
Page 70
4.1.8. Laba Bersih
Untuk periode tiga bulan yang berakhir pada tanggal 31 Maret 2023 dan untuk tahun
yang berakhir pada tanggal-tanggal 31 Desember 2022, 31 Desember 2021,
31 Desember 2020, 31 Desember 2019, dan 31 Desember 2018, laba bersih Perseroan
secara berturut-turut adalah sebesar US$ 46.938 ribu, US$ 127.319 ribu, US$ 85.042
ribu, US$ 72.832 ribu, US$ 95.557 ribu, dan US$ 107.316 ribu.
Laba bersih Perseroan terutama dipengaruhi oleh jumlah pendapatan dari penjualan
produk yang disertai dengan beban pokok penjualan dan beban operasional lainnya.
4.1.9. Laporan Arus Kas
Berikut adalah laporan arus kas Perseroan untuk periode tiga bulan yang berakhir pada
tanggal 31 Maret 2023 dan untuk tahun yang berakhir pada tanggal-tanggal
31 Desember 2022, 31 Desember 2021, 31 Desember 2020, 31 Desember 2019, dan
31 Desember 2018.
Tabel 4.3
PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Laporan Arus Kas Perseroan Tahun 2018–2023 (Maret)
2023
Uraian 2022 2021 2020 2019 2018
(Jan-Mar)
Arus Kas dari Kegiatan Operasi
Penerimaan Kas dari Pelanggan 188.667 769.822 735.683 677.290 657.938 657.365
Penerimaan Kas dari Pendapatan Bunga 2.720 1.054 554 1.013 1.567 1.115
Penerimaan Kas dari Klaim Asuransi dan Lain-Lain 352 139 - - - -
Penerimaan Kas dari Aktivitas Operasi Lainnya 12.397 5.924 2.750 4.394 6.074 12.773
Pembayaran Kas Kepada Pemasok (106.492) (447.480) (383.625) (375.078) (372.446) (383.320)
Pembayaran Kas Kepada Karyawan (3.884) (27.586) (22.297) (23.921) (25.504) (29.846)
Pembayaran Premi Asuransi dan Klaim Lainnya - (793) (944) (808) - -
Pembayaran Kas atas Pajak Penghasilan (23.150) (80.782) (83.729) (55.369) (66.117) (83.326)
Total Arus Kas Diperoleh dari Kegiatan Operasi 70.610 220.298 248.392 227.521 201.512 174.761
Arus Kas dari Kegiatan Investasi
Penerimaan Dividen - 2.707 5.280 - - 865
Penerimaan Kas yang Dibatasi Penggunaannya - 10.100 - - 2.136 (20)
Penambahan Aset Tetap (12.482) (30.932) (26.203) (47.757) (108.962) (169.034)
Total Arus Kas Digunakan untuk Kegiatan
(12.482) (18.125) (20.923) (47.757) (106.826) (168.189)
Investasi
Arus Kas dari Kegiatan Pendanaan
Pinjaman dari Bank - - 798.386 - - -
Penerimaan Kas atas Penerbitan Saham 589.269 - - - - -
Pinjaman dari PT Pertamina (Persero) - - - - - (59.145)
Pembayaran Kas atas Dividen (70.000) (30.000) - - - (18.305)
Pembayaran Kas atas Beban Keuangan (14.409) (2.890) - - -
Pembayaran Pinjaman Bank (200.000) - (200.000) - - -
Pengembalian Pinjaman ke Pertamina (18.972) (570.357) (149.150) (98.719) 48.898
Pembayaran Bunga atas Pinjaman ke Pertamina (7.492) - (281.920) - - -
Total Arus Kas Diperoleh dari (Digunakan untuk)
311.777 (63.381) (256.781) (149.150) (98.719) (28.552)
Kegiatan Pendanaan
Jumlah Perubahan Arus Kas 369.905 138.792 (29.312) 30.614 (4.033) (21.980)
Saldo Kas Awal Periode 262.302 125.335 154.863 125.852 128.659 148.604
Pengaruh Perubahan Kurs Mata Uang Asing (1.214) (1.825) (216) (1.603) 1.226 2.035
Kas dan Setara Kas Akhir Periode 630.993 262.302 125.335 154.863 125.852 128.659
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 4–6
Page 71
Untuk periode tiga bulan yang berakhir pada tanggal 31 Maret 2023 dan untuk tahun
yang berakhir pada tanggal-tanggal 31 Desember 2022, 31 Desember 2021,
31 Desember 2020, 31 Desember 2019, dan 31 Desember 2018, arus kas Perseroan yang
diperoleh dari kegiatan operasi tercatat masing-masing sebesar US$ 70.610 ribu,
US$ 220.298 ribu, US$ 248.392 ribu, US$ 227.521 ribu, US$ 201.512 ribu, dan
US$ 174.761 ribu yang terutama dipengaruhi oleh penerimaan kas dari pelanggan,
penerimaan kas dari aktivitas operasi lainnya, dan penerimaan kas dari pendapatan
bunga.
Untuk periode tiga bulan yang berakhir pada tanggal 31 Maret 2023 dan untuk tahun
yang berakhir pada tanggal-tanggal 31 Desember 2022, 31 Desember 2021,
31 Desember 2020, 31 Desember 2019, dan 31 Desember 2018, arus kas Perseroan yang
digunakan untuk kegiatan investasi tercatat masing-masing sebesar US$ 12.482 ribu,
US$ 18.125 ribu, US$ 20.923 ribu, US$ 47.757 ribu, US$ 106.826 ribu, dan
US$ 168.189 ribu yang terutama digunakan untuk penambahan aset tetap.
Untuk periode tiga bulan yang berakhir pada tanggal 31 Maret 2023, arus kas yang
diperoleh dari kegiatan pendanaan yang tercatat sebesar US$ 311.777 yang terutama
diperoleh dari penerimaan kas atas penerbitan saham. Adapun untuk tahun yang berakhir
pada tanggal-tanggal 31 Desember 2022, 31 Desember 2021, 31 Desember 2020,
31 Desember 2019, dan 31 Desember 2018, arus kas yang digunakan untuk kegiatan
pendanaan tercatat masing-masing sebesar US$ 63.381 ribu, US$ 256.781 ribu,
US$ 149.150 ribu, US$ 98.719 ribu, dan US$ 28.552 ribu yang terutama digunakan
untuk pembayaran kas atas dividen, pengembalian pinjaman ke pertamina, dan
pembayaran bunga atas pinjaman ke pertamina.
4.1.10. Rasio-Rasio Keuangan Perseroan
Tabel 4.4
Rasio Keuangan Perseroan Tahun 2018–2023 (Januari-Maret)
2023
Keterangan 2022 2021 2020 2019 2018
(Jan-Mar)
Rasio Likuiditas
Rasio Lancar 1,36 0,51 1,40 0,47 0,42 0,44
Rasio Solvabilitas
Jumlah Liabilitas Terhadap Jumlah Aset 0,34 0,49 0,49 0,60 0,63 0,67
Jumlah Liabilitas Terhadap Jumlah Ekuitas 0,52 0,97 0,95 1,49 1,74 2,03
Rasio Profitabilitas
Imbal Hasil Aset 1,64% 5,14% 3,55% 2,85% 3,71% 4,20%
Imbal Hasil Ekuitas 2,49% 10,14% 6,92% 7,12% 10,17% 12,70%
Margin Laba (Rugi) Usaha 59,41% 52,08% 49,29% 53,25% 26,16% 27,54%
Margin Laba (Rugi) Bersih 45,74% 32,98% 23,06% 20,58% 14,33% 16,24%
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 4–7
Page 72
4.1.11. Likuiditas
Likuiditas dihitung berdasarkan rasio lancar (current ratio), yaitu perbandingan antara
aset lancar dengan liabilitas lancar yang mencerminkan kemampuan Perseroan dalam
memenuhi liabilitas-liabilitas jangka pendeknya. Rasio lancar Perseroan pada periode
tiga bulan yang berakhir pada tanggal 31 Maret 2023 dan untuk tahun yang berakhir
pada tanggal-tanggal 31 Desember 2022, 31 Desember 2021, 31 Desember 2020,
31 Desember 2019, dan 31 Desember 2018, secara berturut-turut adalah sebesar 1,36,
0,51, 1,40, 0,47, 0,42, dan 0,44.
4.1.12. Solvabilitas
Solvabilitas menunjukkan kemampuan Perseroan untuk memenuhi seluruh liabilitasnya,
yang diukur dengan menggunakan dua pendekatan, yaitu melalui perbandingan antara
jumlah liabilitas dengan jumlah aset dan melalui perbandingan antara jumlah liabilitas
dengan jumlah modal sendiri/ekuitas. Pada periode tiga bulan yang berakhir pada
tanggal 31 Maret 2023 dan untuk tahun yang berakhir pada tanggal-tanggal
31 Desember 2022, 31 Desember 2021, 31 Desember 2020, 31 Desember 2019, dan
31 Desember 2018, rasio jumlah liabilitas terhadap total aset adalah 0,34, 0,49, 0,49,
0,60, 0,63, dan 0,67, sedangkan rasio jumlah liabilitas terhadap jumlah ekuitas adalah
0,52, 0,97, 0,95, 1,49, 1,74, dan 2,03.
4.1.13. Profitabilitas
Tingkat imbal hasil aset menunjukkan kemampuan Perseroan dalam menghasilkan laba
bersih dari aset yang dimilikinya. Pada periode tiga bulan yang berakhir pada tanggal 31
Maret 2023 dan untuk tahun yang berakhir pada tanggal-tanggal 31 Desember 2022,
31 Desember 2021, 31 Desember 2020, 31 Desember 2019, dan 31 Desember 2018,
tingkat imbal hasil aset Perseroan adalah adalah 1,64%, 5,14%, 3,55%, 2,85%, 3,71%,
dan 4,20%.
Tingkat imbal hasil ekuitas menunjukkan kemampuan Perseroan dalam menghasilkan
laba bersih dari ekuitas yang dimilikinya. Pada periode tiga bulan yang berakhir pada
tanggal 31 Maret 2023 dan untuk tahun yang berakhir pada tanggal-tanggal 31
Desember 2022, 31 Desember 2021, 31 Desember 2020, 31 Desember 2019, dan
31 Desember 2018, tingkat imbal hasil ekuitas Perseroan adalah adalah 2,49%, 10,14%,
6,92%, 7,12%, 10,17%, dan 12,70%.
Margin laba (rugi) usaha menujukkan berapa persentase laba usaha yang diperoleh dari
setiap penjualan. Pada periode tiga bulan yang berakhir pada tanggal 31 Maret 2023 dan
untuk tahun yang berakhir pada tanggal-tanggal 31 Desember 2022, 31 Desember 2021,
31 Desember 2020, 31 Desember 2019, dan 31 Desember 2018, margin laba (rugi)
usaha Perseroan adalah 59,41%, 52,08%, 49,29%, 53,25%, 26,16%, dan 27,54%.
Margin laba (rugi) bersih menunjukkan berapa persentase laba (rugi) bersih yang
diperoleh dari setiap penjualan. Pada periode tiga bulan yang berakhir pada tanggal 31
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 4–8
Page 73
Maret 2023 dan untuk tahun yang berakhir pada tanggal-tanggal 31 Desember 2022,
31 Desember 2021, 31 Desember 2020, 31 Desember 2019, dan 31 Desember 2018,
margin laba (rugi) bersih Perseroan secara berturut-turut adalah 45,74%, 32,98%,
23,06%, 20,58%, 14,33%, dan 16,24%.
4.2. Analisis atas Laporan Proforma Sebelum dan Setelah Rencana Transaksi
Tabel di bawah ini menunjukkan kondisi keuangan Perseroan sebelum Rencana
Transaksi dan proforma kondisi keuangan Perseroan setelah Rencana Transaksi.
Berikut adalah laporan posisi keuangan proforma Perseroan per tanggal 31 Maret 2023:
Tabel 4.5
PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Laporan Posisi Keuangan Per Tanggal 31 Maret 2023
Sebelum Rencana Transaksi dan Setelah Rencana Transaksi
US$ Ribu
Sebelum Setelah
Uraian Rencana Penyesuaian Rencana
Transaksi Transaksi
Aset
Aset Lancar
Kas dan Setara Kas 630.993 - 630.993
Piutang Usaha
Pihak Ketiga 130.611 - 130.611
Pihak Berelasi 6.120 - 6.120
Piutang Lain-Lain
Pihak Ketiga 11.469 - 11.469
Pihak Berelasi 103 - 103
Pajak Pertambahan Nilai yang dapat
Ditagihkan Kembali 8.792 - 8.792
Persediaan 21.001 - 21.001
Uang Muka - - -
Biaya Dibayar di Muka 129 - 129
Aset Lain-Lain 14.952 - 14.952
Jumlah Aset Lancar 824.170 - 824.170
Aset Tidak Lancar
Piutang Lain-Lain Pihak Berelasi 8.808 - 8.808
PPN yang dapat Ditagihkan Kembali 104.297 - 104.297
Aset Keuangan yang Dinilai pada Nilai
Wajar Melalui Pendapatan Komperehensif
Lain 29.004 - 29.004
Aset Hak Guna-Bersih 3.490 - 3.490
Aset Tetap - Bersih 1.884.536 1.918 1.886.454
Aset Tidak Lancar Lainnya 42 - 42
Jumlah Aset Tidak Lancar 2.030.177 1.918 2.032.095
Total Aset 2.854.347 1.918 2.856.265
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 4–9
Page 74
Sebelum Setelah
Uraian Rencana Penyesuaian Rencana
Transaksi Transaksi
Liabilitas dan Ekuitas
Liabilitas Lancar
Utang Usaha
Pihak Ketiga 2.198 1.918 4.116
Pihak Berelasi 70.737 - 70.737
Utang Lain-Lain Pihak yang Berelasi 25.821 - 25.821
Utang Bank Jangka Pendek 400.000 - 400.000
Utang Pajak 24.359 - 24.359
Beban Akrual 33.170 - 33.170
Imbalan Kerja Jangka Pendek 31.979 - 31.979
Bagian Jangka Pendek dari Utang Jangka
Panjang:
Pinjaman Bank 15.625 - 15.625
Liabilitas Sewa 2.014 - 2.014
Pendapatan Tangguhan 287 - 287
Jumlah Liabilitas Lancar 606.190 1.918 608.108
Liabilitas Tidak Lancar
Liabilitas Pajak Tangguhan 15.623 - 15.623
Utang Jangka Panjang Setelah Dikurangi
Bagian Jangka Pendek
Pinjaman Bank 328.150 - 328.150
Liabilitas Sewa 294 - 294
Imbalan Pascakerja 15.996 - 15.996
Liabilitas Jangka Panjang Lainnya 5.626 - 5.626
Jumlah Liabilitas Tidak Lancar 365.689 - 365.689
Total Liabilitas 971.879 1.918 973.797
Ekuitas
Modal Saham 1.470.520 - 1.470.520
Tambahan Modal Disetor 181.112 - 181.112
Pendapatan Komprehensif Lainnya 19.140 - 19.140
Saldo Laba
Ditentukan Penggunaannya 104.950 - 104.950
Belum Ditentukan Penggunaannya 106.973 - 106.973
Sub Total - Neto 1.882.695 - 1.882.695
Kepentingan Non Pengendali (227) - (227)
Jumlah Ekuitas 1.882.468 - 1.882.468
Total Liabilitas dan Ekuitas 2.854.347 1.918 2.856.265
Pada laporan keuangan proforma Perseroan dapat dilihat bahwa total aset Perseroan
setelah Rencana Transaksi mengalami peningkatan. Sebelum Rencana Transaksi, total
aset Perseroan sebesar US$ 2.854.347 ribu dan setelah Rencana Transaksi meningkat
menjadi US$ 2.856.265 ribu. Peningkatan tersebut terjadi karena adanya penambahan
aset tetap (aset minyak dan gas bumi serta panas bumi). Di sisi liabilitas, peningkatan
terjadi pada utang usaha pada pihak berelasi.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 4 – 10
Page 75
Berikut adalah laporan laba (rugi) proforma Perseroan per tanggal 31 Maret 2023:
Tabel 4.6
PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Laporan Laba (Rugi) Proforma Sebelum Rencana Transaksi
dan Setelah Rencana Transaksi Per Tanggal 31 Maret 2023
US$ Ribu
Sebelum Setelah
Uraian Rencana Penyesuaian Rencana
Transaksi Transaksi
Penjualan 102.615 - 102.615
Harga Pokok Penjualan (41.130) - (41.130)
Laba Kotor 61.485 - 61.485
Beban Usaha
Beban Umum dan Administrasi (517) - (517)
Pendapatan Keuangan 2.764 - 2.764
Pendapatan (Beban) Lain-Lain Bersih 12.850 - 12.850
Jumlah Beban Usaha 15.097 - 15.097
Laba Usaha 76.582 - 76.582
Penghasilan (Beban) Lain-Lain
Beban Keuangan (6.448) - (6.448)
Jumlah Beban Lain-Lain (6.448) - (6.448)
Laba Sebelum Beban Pajak Penghasilan 70.134 - 70.134
Pajak Penghasilan (23.196) - (23.196)
Laba Bersih 46.938 - 46.938
Margin Laba Usaha 62,11% 62,11%
Margin Laba Bersih 45,74% 45,74%
Pada proforma laporan keuangan konsolidasian Perseroan dapat dilihat bahwa tidak
terdapat perubahan pada laba (rugi) Perseroan setelah Rencana Transaksi. Rencana
Transaksi merupakan kelanjutan/perpanjangan dari perjanjian terdahulu dan perubahan-
perubahannya dimana tidak mengakibatkan perubahan biaya yang terkait dengan jasa
yang diberikan oleh PDSI.
4.3. Analisis Inkremental
Proyeksi yang digunakan dalam analisis inkremental telah disusun oleh Perseroan
dengan penetapan asumsi yang didasarkan pada data dan pertimbangan yang memadai
serta berdasarkan kinerja Perseroan pada tahun-tahun sebelumnya dan berdasarkan
rencana manajemen di masa yang akan datang.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 4 – 11
Page 76
4.3.1. Proyeksi Laba (Rugi)
Berdasarkan proyeksi keuangan Perseroan yang disusun oleh manajemen Perseroan,
proyeksi laba (rugi) Perseroan untuk tahun 2023–2028 adalah sebagai berikut:
Tabel 4.7
PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Proyeksi Laporan Laba (Rugi) Tanpa Rencana Transaksi Tahun 2023–2028
US$ Ribu
Uraian 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Penjualan 395.713 402.945 440.806 509.421 574.090 603.026
Harga Pokok Penjualan (69.130) (78.143) (73.332) (94.510) (104.006) (108.814)
Laba Kotor 326.583 324.802 367.473 414.911 470.084 494.212
Baban Usaha (114.964) (112.075) (131.837) (154.131) (187.916) (195.518)
Laba Usaha 211.619 212.727 235.636 260.780 282.168 298.694
Pendapatan (Beban) Lain-Lain
Pendapatan Keuangan 14.451 - - - - -
Beban Keuangan (25.359) (23.709) (24.404) (35.472) (46.519) (58.969)
Pendapatan/(Beban) Lain-Lain - Bersih 13.785 - - - - -
Jumlah Pendapatan (Beban) Lain-Lain 2.877 (23.709) (24.404) (35.472) (46.519) (58.969)
Laba Sebelum Pajak 214.496 189.018 211.232 225.307 235.649 239.725
Pajak (72.929) (64.266) (71.819) (76.605) (80.121) (81.507)
Laba Bersih 141.568 124.752 139.413 148.703 155.528 158.219
Margin Laba Usaha 53,48% 52,79% 53,46% 51,19% 49,15% 49,53%
Margin Laba Bersih 35,78% 30,96% 31,63% 29,19% 27,09% 26,24%
Tabel 4.8
PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Proyeksi Laporan Laba (Rugi) Dengan Rencana Transaksi Tahun 2023–2028
US$ Ribu
Uraian 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Penjualan 395.713 402.945 440.806 509.421 574.090 603.026
Harga Pokok Penjualan (69.130) (78.143) (73.332) (94.510) (104.006) (108.814)
Laba Kotor 326.583 324.802 367.473 414.911 470.084 494.212
Baban Usaha (114.964) (112.075) (131.837) (154.131) (187.916) (195.518)
Laba Usaha 211.619 212.727 235.636 260.780 282.168 298.694
Pendapatan (Beban) Lain-Lain
Pendapatan Keuangan 14.451 - - - - -
Beban Keuangan (25.359) (23.709) (24.404) (35.472) (46.519) (58.969)
Pendapatan/(Beban) Lain-Lain - Bersih 13.785 - - - - -
Jumlah Pendapatan (Beban) Lain-Lain 2.877 (23.709) (24.404) (35.472) (46.519) (58.969)
Laba Sebelum Pajak 214.496 189.018 211.232 225.307 235.649 239.725
Pajak (72.929) (64.266) (71.819) (76.605) (80.121) (81.507)
Laba Bersih 141.568 124.752 139.413 148.703 155.528 158.219
Margin Laba Usaha 53,48% 52,79% 53,46% 51,19% 49,15% 49,53%
Margin Laba Bersih 35,78% 30,96% 31,63% 29,19% 27,09% 26,24%
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 4 – 12
Page 77
Pada tabel di atas, tampak bahwa tidak terdapat perubahan pada proyeksi laporan posisi
keuangan dan laporan laba (rugi) Perseroan tanpa Rencana Transaksi dan dengan
Rencana Transaksi selama periode 2023–2028, yang disebabkan karena Rencana
Transaksi merupakan kelanjutan/perpanjangan dari perjanjian terdahulu dan perubahan-
perubahannya dimana tidak mengakibatkan perubahan biaya yang terkait dengan jasa
yang diberikan oleh PDSI. Hal tersebut terlihat pada margin laba usaha dan margin laba
bersih Perseroan.
Proyeksi margin laba usaha Perseroan tanpa Rencana Transaksi dan dengan Rencana
Transaksi selama periode 2023–2028 berturut-turut adalah tetap yaitu sebesar 53,48%,
52,79%, 53,46%, 51,19%, 49,15%, dan 49,53%.
Proyeksi margin laba bersih Perseroan tanpa Rencana Transaksi dan dengan Rencana
Transaksi selama periode 2023–2028 berturut-turut adalah tetap yaitu sebesar 35,78%,
30,96%, 31,63%, 29,19%, 27,09%, dan 26,24%.
4.3.2. Proyeksi Laporan Posisi Keuangan
Berdasarkan proyeksi keuangan Perseroan yang disusun oleh manajemen Perseroan,
proyeksi laporan posisi keuangan Perseroan untuk tahun 2023–2028 adalah sebagai
berikut:
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 4 – 13
Page 78
Tabel 4.9
PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Proyeksi Laporan Posisi Keuangan Tanpa Rencana Transaksi
Tahun 2023–2028
US$ Ribu
Uraian 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Aset
Aset Lancar
Kas dan Setara Kas 639.915 655.522 459.441 552.068 387.234 553.788
Piutang Usaha 130.526 152.378 167.152 193.171 217.693 228.040
Piutang Lain-Lain 16.397 7.961 8.358 8.775 9.213 9.673
Persediaan 19.992 19.147 19.207 19.268 19.331 19.395
Pajak Pertambahan Nilai 13.186 26.131 39.497 54.251 40.225 51.111
Uang Muka dan Biaya Dibayar Dimuka 5.583 3.954 4.152 4.360 4.578 4.807
Jumlah Aset Lancar 825.598 865.093 697.807 831.893 678.274 866.815
Aset Tidak Lancar
Kas yang Dibatasi Penggunaanya 11.200 10.098 10.098 10.098 10.098 10.098
Aset Tetap 1.912.911 2.044.963 2.313.487 2.708.095 2.947.369 3.322.085
PPN yang dapat Ditagihkan Kembali 112.203 119.403 130.639 147.623 170.951 188.248
Aset Keuangan yang Dinilai pada Nilai Wajar Melalui
Pendapatan Komperehensif Lain 29.004 29.004 29.004 29.004 29.004 29.004
Aset Lain-Lain 1.305 1.305 1.305 1.305 1.305 1.305
Jumlah Aset Tidak Lancar 2.066.623 2.204.773 2.484.533 2.896.125 3.158.727 3.550.740
Total Aset 2.892.221 3.069.866 3.182.340 3.728.018 3.837.001 4.417.555
Liabilitas dan Ekuitas
Liabilitas Lancar
Pinjaman Jangka Pendek
Utang Usaha 70.021 86.597 81.489 105.022 115.574 120.586
Utang Lain-Lain 45.102 45.102 45.102 45.102 45.102 45.102
Bagian Jangka Pendek dari Utang Jangka Panjang:
Pinjaman Bank 15.412 17.497 17.535 17.910 18.297 18.710
Pajak Penghasilan Badan Terutang 8.424 18.244 21.246 23.672 23.382 24.636
Biaya Yang Masih Harus Dibayar 18.164 30.581 45.091 61.389 49.889 64.524
Imbalan Kerja Jangka Pendek 38.275 42.102 46.312 50.944 56.038 61.642
Pendapatan Tangguhan 417 274 274 274 274 274
Jumlah Liabilitas Lancar 195.815 240.399 257.050 304.312 308.556 335.474
Liabilitas Tidak Lancar
Liabilitas Pajak Tangguhan 15.328 12.461 14.734 17.190 21.003 21.850
Utang Dividen 398.164 398.164 398.164 398.164 398.164 398.164
Utang Bank Jangka Panjang - - - 400.000 400.000 850.000
Utang Jangka Panjang Setelah Dikurangi Bagian Jangka
Pendek
Pinjaman Bank 317.675 358.972 345.833 327.924 309.627 290.917
Imbalan Pascakerja 20.223 21.292 23.421 25.763 28.340 31.174
Jumlah Liabilitas Tidak Lancar 751.391 790.889 782.152 1.169.041 1.157.134 1.592.105
Total Liabilitas 947.206 1.031.288 1.039.202 1.473.353 1.465.689 1.927.579
Ekuitas
Modal Saham 1.470.520 1.470.519 1.470.519 1.470.519 1.470.519 1.470.519
Tambahan Modal Disetor 181.112 181.112 181.112 181.112 181.112 181.112
Pendapatan Komprehensif Lainnya 21.774 21.774 21.774 21.774 21.774 21.774
Saldo Laba
Ditentukan Penggunaannya 132.364 132.364 132.364 132.364 132.364 132.364
Belum Ditentukan Penggunaannya 139.471 233.035 337.595 449.122 565.768 684.433
Sub Total - Neto 1.945.241 2.038.804 2.143.364 2.254.891 2.371.538 2.490.202
Kepentingan Non Pengendali (226) (226) (226) (226) (226) (226)
Jumlah Ekuitas 1.945.015 2.038.578 2.143.138 2.254.665 2.371.311 2.489.975
Total Liabilitas dan Ekuitas 2.892.221 3.069.866 3.182.340 3.728.018 3.837.001 4.417.555
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 4 – 14
Page 79
Tabel 4.10
PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Proyeksi Laporan Posisi Keuangan dengan Rencana Transaksi
Tahun 2023–2028
US$ Ribu
Uraian 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Aset
Aset Lancar
Kas dan Setara Kas 639.915 655.522 459.441 552.068 387.234 553.788
Piutang Usaha 130.526 152.378 167.152 193.171 217.693 228.040
Piutang Lain-Lain 16.397 7.961 8.358 8.775 9.213 9.673
Persediaan 19.992 19.147 19.207 19.268 19.331 19.395
Pajak Pertambahan Nilai 13.186 26.131 39.497 54.251 40.225 51.111
Uang Muka dan Biaya Dibayar Dimuka 5.583 3.954 4.152 4.360 4.578 4.807
Jumlah Aset Lancar 825.598 865.093 697.807 831.893 678.274 866.815
Aset Tidak Lancar
Kas yang Dibatasi Penggunaanya 11.200 10.098 10.098 10.098 10.098 10.098
Aset Tetap 1.912.911 2.044.963 2.313.487 2.708.095 2.947.369 3.322.085
PPN yang dapat Ditagihkan Kembali 112.203 119.403 130.639 147.623 170.951 188.248
Aset Keuangan yang Dinilai pada Nilai Wajar Melalui
Pendapatan Komperehensif Lain 29.004 29.004 29.004 29.004 29.004 29.004
Aset Lain-Lain 1.305 1.305 1.305 1.305 1.305 1.305
Jumlah Aset Tidak Lancar 2.066.623 2.204.773 2.484.533 2.896.125 3.158.727 3.550.740
Total Aset 2.892.221 3.069.866 3.182.340 3.728.018 3.837.001 4.417.555
Liabilitas dan Ekuitas
Liabilitas Lancar
Pinjaman Jangka Pendek
Utang Usaha 70.021 86.597 81.489 105.022 115.574 120.586
Utang Lain-Lain 45.102 45.102 45.102 45.102 45.102 45.102
Bagian Jangka Pendek dari Utang Jangka Panjang:
Pinjaman Bank 15.412 17.497 17.535 17.910 18.297 18.710
Pajak Penghasilan Badan Terutang 8.424 18.244 21.246 23.672 23.382 24.636
Biaya Yang Masih Harus Dibayar 18.164 30.581 45.091 61.389 49.889 64.524
Imbalan Kerja Jangka Pendek 38.275 42.102 46.312 50.944 56.038 61.642
Pendapatan Tangguhan 417 274 274 274 274 274
Jumlah Liabilitas Lancar 195.815 240.399 257.050 304.312 308.556 335.474
Liabilitas Tidak Lancar
Liabilitas Pajak Tangguhan 15.328 12.461 14.734 17.190 21.003 21.850
Utang Dividen 398.164 398.164 398.164 398.164 398.164 398.164
Utang Bank Jangka Panjang - - - 400.000 400.000 850.000
Utang Jangka Panjang Setelah Dikurangi Bagian Jangka
Pendek
Pinjaman Bank 317.675 358.972 345.833 327.924 309.627 290.917
Imbalan Pascakerja 20.223 21.292 23.421 25.763 28.340 31.174
Jumlah Liabilitas Tidak Lancar 751.391 790.889 782.152 1.169.041 1.157.134 1.592.105
Total Liabilitas 947.206 1.031.288 1.039.202 1.473.353 1.465.689 1.927.579
Ekuitas
Modal Saham 1.470.520 1.470.519 1.470.519 1.470.519 1.470.519 1.470.519
Tambahan Modal Disetor 181.112 181.112 181.112 181.112 181.112 181.112
Pendapatan Komprehensif Lainnya 21.774 21.774 21.774 21.774 21.774 21.774
Saldo Laba
Ditentukan Penggunaannya 132.364 132.364 132.364 132.364 132.364 132.364
Belum Ditentukan Penggunaannya 139.471 233.035 337.595 449.122 565.768 684.433
Sub Total - Neto 1.945.241 2.038.804 2.143.364 2.254.891 2.371.538 2.490.202
Kepentingan Non Pengendali (226) (226) (226) (226) (226) (226)
Jumlah Ekuitas 1.945.015 2.038.578 2.143.138 2.254.665 2.371.311 2.489.975
Total Liabilitas dan Ekuitas 2.892.221 3.069.866 3.182.340 3.728.018 3.837.001 4.417.555
Berdasarkan proyeksi keuangan Perseroan tanpa Rencana Transaksi dan dengan
Rencana Transaksi terlihat bahwa tidak terjadi perubahan pada rasio lancar, rasio cepat,
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 4 – 15
Page 80
imbal hasil aset (return on assets/ROA), imbal hasil aset (return on equity/ROE),
margin laba usaha, dan margin laba bersih.
Rasio lancar Perseroan tanpa Rencana Transaksi dan dengan Rencana Transaksi selama
periode 2023–2028 berturut-turut adalah 4,22 kali, 3,60 kali, 2,71 kali, 2,73 kali, 2,20
kali, dan 2,58 kali. Secara keseluruhan, rata-rata rasio lancar tanpa Rencana Transaksi
dan dengan Rencana Transaksi selama periode 2023–2028 sebesar 3,09 kali.
Rasio cepat Perseroan tanpa Rencana Transaksi dan dengan Rencana Transaksi selama
periode 2023–2028 berturut-turut adalah 3,93 kali, 3,36 kali, 2,44 kali, 2,45 kali, 1,96
kali, dan 2,33 kali. Secara keseluruhan, rata-rata rasio cepat selama periode 2023–2028
tanpa Rencana Transaksi dan dengan Rencana Transaksi adalah sebesar 2,83 kali.
ROA Perseroan tanpa Rencana Transaksi dan dengan Rencana Transaksi selama periode
2022–2028 berturut-turut adalah 4,89%, 4,06%, 4,38%, 3,99%, 4,05%, dan 3,58%. ROE
Perseroan tanpa Rencana Transaksi dan dengan Rencana Transaksi selama periode
2023–2028 berturut-turut adalah 7,28%, 6,12%, 6,51%, 6,60%, 6,56%, dan 6,35%.
Margin laba usaha tanpa Rencana Transaksi dan dengan Rencana Transaksi selama
periode 2023–2028 berturut-turut adalah 53,48%, 52,79%, 53,46%, 51,19%, 49,15%,
dan 49,53%.
Margin laba bersih Perseroan tanpa Rencana Transaksi dan dengan Rencana Transaksi
selama periode 2023–2028 berturut-turut adalah 35,78%, 30,96%, 31,63%, 29,19%,
27,09%, dan 26,24%.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 4 – 16
Page 81
Tabel 4.11
PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Proyeksi Ikhtisar Rasio Keuangan Tanpa dan Dengan Rencana Transaksi
Tahun 2023–2028
Uraian 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Tanpa Rencana Transaksi
Margin Laba Usaha 53,48% 52,79% 53,46% 51,19% 49,15% 49,53%
Margin Laba Bersih 35,78% 30,96% 31,63% 29,19% 27,09% 26,24%
Rasio Lancar 4,22 3,60 2,71 2,73 2,20 2,58
Rasio Cepat 3,93 3,36 2,44 2,45 1,96 2,33
ROA 4,89% 4,06% 4,38% 3,99% 4,05% 3,58%
ROE 7,28% 6,12% 6,51% 6,60% 6,56% 6,35%
Dengan Rencana Transaksi
Margin Laba Usaha 53,48% 52,79% 53,46% 51,19% 49,15% 49,53%
Margin Laba Bersih 35,78% 30,96% 31,63% 29,19% 27,09% 30,93%
Rasio Lancar 4,22 3,60 2,71 2,73 2,20 2,58
Rasio Cepat 3,93 3,36 2,44 2,45 1,96 2,33
ROA 4,89% 4,06% 4,38% 3,99% 4,05% 3,58%
ROE 7,28% 6,12% 6,51% 6,60% 6,56% 6,35%
4.3.3. Informasi Non Keuangan yang Relevan
Berdasarkan keterangan yang diperoleh dari manajemen Perseroan dan dari hasil analisis
kami, tidak terdapat informasi non keuangan yang relevan terkait dengan analisis
inkremental.
4.3.4. Hal Material Lainnya
Berdasarkan keterangan yang diperoleh dari manajemen Perseroan dan dari hasil analisis
kami, tidak terdapat hal material lainnya yang dapat memberikan keyakinan dalam
memberikan opini kewajaran atas Rencana Transaksi.
4.4. Analisis Biaya dan Pendapatan yang Relevan Sehubungan Dengan
Rencana Transaksi
Berdasarkan keterangan yang diperoleh dari manajemen Perseroan, tidak terdapat biaya
atau pendapatan yang relevan yang signifikan terkait dengan Rencana Transaksi, selain
jumlah nilai perjanjian pemberian jasa aerated drilling Proyek Hululais dan jasa
monitoring H2S dan kelengkapannya dengan potensi total nilai Rencana Transaksi
sebesar US$ 4.817.433,00 kepada PDSI yang telah diungkapkan dalam Laporan
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 4 – 17
Page 82
4.5. Prosedur Pengambilan Keputusan dalam Menentukan Rencana Transaksi
dengan Memperhatikan Alternatif Lain
Berdasarkan informasi yang diperoleh dari manajemen Perseroan, proses pengambilan
keputusan atas Rencana Transaksi telah dilakukan melalui proses yang sesuai prosedur
internal Perseroan. Setelah menentukan rencana atas Rencana Transaksi, Direktur harus
memperoleh persetujuan dari Presiden Direktur dan Dewan Komisaris. Sebelum
Direktur mengusulkan usulan rencana atas Rencana Transaksi, Direktur telah melalui
tahapan proses analisa internal, sebagaimana konfirmasi dengan manajemen Perseroan.
Dengan demikian, manajemen telah mengikuti prosedur pengambilan keputusan oleh
perusahaan dalam menentukan rencana dan nilai transaksi dengan memperhatikan
alternatif lain.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 4 – 18
Page 83
5. ANALISIS KEWAJARAN
5.1. Uraian Analisis Kewajaran
Analisis kewajaran Rencana Transaksi secara lengkap adalah sebagai berikut:
a. Perseroan merupakan sebuah perseroan terbatas berstatus perusahaan terbuka yang
bergerak dalam bidang eksplorasi, eksploitasi, dan produksi panas bumi. Perseroan
berkantor pusat di Graha Pertamina - Tower Pertamax Lt. 7, Jl. Medan Merdeka
Timur No. 11-13, Jakarta Pusat 10110, dengan nomor telepon (021) 398 33 222,
nomor faksimile (021) 398 33 230, alamat email cdm.pge@pertamina.com, dan
alamat website www.pge.pertamina.com.
PDSI merupakan sebuah perseroan terbatas berstatus perusahaan tertutup yang
bergerak dalam bidang eksplorasi dan eksploitasi pengeboran minyak dan gas bumi,
serta panas bumi. Saham PDSI dimiliki oleh PHE sebanyak 99,89% dan sisanya
0,11% dimiliki oleh Pedeve.
Berdasarkan keterangan yang diperoleh dari manajemen Perseroan, pada saat ini,
Perseroan akan melaksanakan Rencana Transaksi, atau rencana amandemen kontrak
yaitu penambahan jangka waktu kontrak selama 24 (dua puluh empat) bulan untuk
jasa aerated drilling Proyek Hululais dan jasa monitoring H2S dan kelengkapannya
di area/proyek Perseroan dengan basis call of order.
Jasa pekerjaan aerated drilling di area/proyek geothermal Kamojang/Karaha Bodas,
Ulubelu, Seulawah, Lahendong/Kotamobagu dilakukan oleh PDSI. Jasa monitoring
H2S diperlukan oleh Perseroan di area/proyek geothermal Kamojang, Karaha Bodas,
Ulubelu, Lumut Balai, Hululais, Bukit Daun, Sungai Penuh, Seulawah, dan
Lahendong, dan dilakukan juga oleh PDSI.
b. Pihak-pihak yang terkait dalam Rencana Transaksi adalah:
- Perseroan, yang bertindak sebagai pihak yang akan menerima jasa aerated drilling
Proyek Hululais dan jasa monitoring H2S dan kelengkapannya dari PDSI, dan
- PDSI, yang bertindak sebagai pihak yang akan memberikan jasa aerated drilling
Proyek Hululais dan jasa monitoring H2S dan kelengkapannya kepada Perseroan.
c. Berdasarkan keterangan dari manajemen Perseroan, Rencana Transaksi akan
merupakan transaksi afiliasi sebagaimana didefinisikan dalam POJK 42/2020,
mengingat bahwa Perseroan dan PDSI merupakan perusahaan-perusahaan yang
sahamnya dimiliki secara langsung maupun tidak langsung oleh Pertamina.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 5–1
Page 84
d. Berdasarkan informasi yang kami terima dari manajemen Perseroan, Rencana
Transaksi bukan merupakan transaksi yang mengandung benturan kepentingan
sebagaimana didefinisikan dalam POJK 42/2020.
e. Manajemen Perseroan juga menjelaskan bahwa Rencana Transaksi bukan merupakan
transaksi material sebagaimana didefinisikan dalam POJK 17/2020, mengingat bahwa
harga yang ditetapkan dalam pelaksanaan Rencana Transaksi tidak melebihi 20% dari
nilai buku ekuitas Perseroan berdasarkan laporan keuangan konsolidasi Perseroan dan
entitas anaknya untuk periode tiga bulan yang berakhir pada tanggal 31 Maret 2023
yang direviu oleh PSS, yaitu sebesar US$ 1.882.468 ribu.
f. Manfaat dilakukannya Rencana Transaksi adalah sebagai berikut:
- Rencana kerja pengeboran tetap berjalan sesuai dengan timeline yang sudah
ditetapkan.
- Pekerjaan pengeboran eksplorasi maupun make up well tetap dapat berjalan sesuai
program kerja yang sudah disusun.
g. Tidak terdapat risiko terkait Rencana Transaksi mengingat bahwa sifat dari Rencana
Transaksi adalah adendum/amandemen perjanjian yaitu penambahan jangka waktu
kontrak selama 24 (dua puluh empat) bulan untuk jasa aerated drilling Proyek
Hululais dan jasa monitoring H2S dan kelengkapannya di area/proyek Perseroan
dengan basis call of order.
h. Obyek Rencana Transaksi adalah pemberian jasa aerated drilling Proyek Hululais dan
jasa monitoring H2S dan kelengkapannya dari PDSI kepada Perseroan.
Rincian jasa aerated drilling Proyek Hululais dan jasa monitoring H2S dan
kelengkapannya yang diberikan oleh PDSI adalah sebagai berikut:
Tabel 5.1
PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Rincian Jasa Aerated untuk Pengeboran dan Air Caps
dengan Basis Call of Order
Jumlah
No. Uraian
Sumur
1 Area/Proyek Geothermal Kamojang/Karaha Bodas 6
2 Area/Proyek Geothermal Ulubelu 2
3 Proyek Seulawah 2
4 Area/Proyek Geothermal Lahendong/Kotamobagu 17
Total 27
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 5–2
Page 85
Tabel 5.2
PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Rincian Jasa Monitoring H2S
Jumlah
No. Uraian
Sumur
1 Area/Proyek Geothermal Kamojang 4
2 Area/Proyek Geothermal Karaha Bodas 6
3 Area/Proyek Geothermal Ulubelu 9
4 Area/Proyek Geothermal Lumut Balai 3
5 Area/Proyek Geothermal Hululais 9
6 Area/Proyek Geothermal Bukit Daun 8
7 Area/Proyek Geothermal Sungai Penuh 6
8 Area/Proyek Geothermal Seulawah 3
9 Area/Proyek Geothermal Lahendong/Kotamobagu 4
Total 52
i. Dalam rangka pelaksanaan Rencana Transaksi, Perseroan telah mempertimbangkan
berbagai faktor-faktor yang terkait sebelum memutuskan untuk melakukan Rencana
Transaksi. Selanjutnya, Perseroan telah menunjuk SRR untuk memberikan pendapat
independen atas kewajaran Rencana Transaksi untuk memenuhi ketentuan-ketentuan
sebagaimana diatur dalam POJK 42/2020.
Prosedur pengambilan keputusan oleh Perseroan dalam Rencana Transaksi adalah
berdasarkan analisis kami, dimana dalam melakukan analisis, kami mengasumsikan
dan bergantung pada keakuratan dan kelengkapan dari semua informasi keuangan dan
informasi-informasi lain yang diberikan oleh Perseroan kepada kami atau yang
tersedia secara umum.
Berdasarkan hasil analisis tersebut, kami memberikan pendapat independen atas
kewajaran atas Rencana Transaksi bagi Perseroan dimana hal ini akan digunakan
sebagai acuan dan basis pertimbangan oleh manajemen Perseroan dalam proses
pengambilan keputusan atas Rencana Transaksi dan untuk memenuhi memenuhi
ketentuan-ketentuan sebagaimana diatur dalam POJK 42/2020.
j. Untuk dapat memberikan pendapat atas kewajaran Rencana Transaksi, kami
melakukan analisis perbandingan tarif jasa pekerjaan aerated drilling dan jasa
monitoring H2S dan kelengkapannya yang diberikan oleh PDSI kepada Perseroan
dengan tarif jasa pekerjaan aerated drilling dan jasa monitoring H2S dan
kelengkapannya dari perusahaan lain untuk jenis jasa yang sama.
Kami melakukan analisis perbandingan terhadap tarif jasa pekerjaan aerated drilling
dan jasa monitoring H2S dan kelengkapannya yang diberikan PDSI dengan beberapa
perusahaan lainnya di dalam negeri dalam mata uang Rupiah. Berikut adalah
perbandingan dengan tarif jasa pekerjaan aerated drilling dan jasa monitoring H2S
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 5–3
Page 86
dan kelengkapannya dalam mata uang US$ yang diberikan oleh perusahaan-
perusahaan di Indonesia.
Tabel 5.3
Perbandingan Tarif Jasa Aerated Drilling dan Air Caps
Harga (US$)
Jumlah Perbandingan
No. Uraian
Sumur PDSI Data
1 Area/Proyek Geothermal Kamojang/Karaha Bodas 6 3.400.024 4.822.750
2 Area/Proyek Geothermal Ulubelu 2 1.279.308 1.796.490
3 Proyek Seulawah 2 1.469.133 1.839.210
4 Area/Proyek Geothermal Lahendong/Kotamobagu 17 9.741.068 13.677.098
Total 27 15.889.533 22.135.548
Tabel 5.4
Perbandingan Tarif Jasa Monitoring H2S
Harga (US$)
Jumlah Data Pembanding
No. Uraian PDSI
Sumur Data 1 Data 2 Data 3
1 Area/Proyek Geothermal Kamojang 4 172.164 254.380 321.772 350.460
2 Area/Proyek Geothermal Karaha Bodas 6 252.246 376.870 478.228 517.290
3 Area/Proyek Geothermal Ulubelu 9 372.369 562.005 716.135 776.735
4 Area/Proyek Geothermal Lumut Balai 3 127.123 155.495 241.933 263.245
5 Area/Proyek Geothermal Hululais 9 377.169 569.205 721.772 776.735
6 Area/Proyek Geothermal Bukit Daun 8 337.128 507.960 643.544 693.320
7 Area/Proyek Geothermal Sungai Penuh 6 257.046 382.270 487.088 530.490
8 Area/Proyek Geothermal Seulawah 3 160.123 205.735 260.456 300.245
9 Area/Proyek Geothermal Lahendong/Kotamobagu 4 210.164 284.980 345.128 395.660
Total 52 2.265.532 3.298.900 4.216.056 4.604.180
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 5–4
Page 87
Tabel 5.5
Rincian Tarif Jasa Aerated Drilling dan Air Caps
1. Area/Proyek Kamojang/Karaha Boda
Rekapitulasi Pekerjaan Aerated Drilling PDSI Data
No Uraian Jumlah US$ Jumlah US$
1 Biaya Sewa Alat ( A ) 1.702.100,00 2.430.000,00
2 Biaya Tenaga Kerja ( B ) 1.308.000,00 1.855.800,00
3 Biaya Material ( C ) 287.400,00 363.330,00
4 Biaya Opsional ( D ) 60.774,00 118.485,00
5 Biaya Optional Sewa Alat dan Tenaga Kerja Pekerjaan Air Caps ( E ) 41.750,00 55.135,00
JUMLAH (US$) = A + B + C + D + E 3.400.024,00 4.822.750,00
Biaya Sewa Alat ( A ) PDSI Data
Jumlah Jumlah
No Biaya Peralatan Tarif (US$) Jumlah (US$) Tarif (US$) Jumlah (US$)
Hari Sumur/Unit
1 Mobilisasi Lumpsum 1 25.000,00 25.000,00 16.575,00 16.575,00
2 Tarif Harian Operasi (THO) Alat 60 6 3.480,00 1.252.800,00 5.100,00 1.836.000,00
3 Tarif Harian Standby (THS) . 20 6 2.580,00 309.600,00 3.825,00 459.000,00
4 Tarif Harian Standby Minimum Crew (THSMC=25%THO) 10 870,00 8.700,00 1.275,00 12.750,00
5 Tarif Angkutan 90 6 150,00 81.000,00 165,00 89.100,00
6 Demobilisasi Lumpsum 1 25.000,00 25.000,00 16.575,00 16.575,00
TOTAL A 1.702.100,00 2.430.000,00
Biaya Tenaga Kerja ( B ) PDSI Data
Jumlah Jumlah Jumlah Tarif/Hari dan Tarif/Hari dan
No Biaya Peralatan Jumlah (US$) Jumlah (US$)
Personel Hari/Trip Sumur Tarif/Trip US$ Tarif/Trip US$
1 Tarif Supervisor 2 90 6 650,00 702.000,00 935,00 1.009.800,00
2 Tarif Operator 2 90 6 550,00 594.000,00 770,00 831.600,00
3 Transportasi Supervisor (PP) 2 2 6 300,00 7.200,00 350,00 8.400,00
4 Transportasi Operator (PP) 2 2 6 200,00 4.800,00 250,00 6.000,00
TOTAL B 1.308.000,00 1.855.800,00
Biaya Material ( C ) PDSI Data
Kebutuhan Jumlah
No Biaya Consumable Tarif (US$) Jumlah (US$) Tarif (US$) Jumlah (US$)
/Sumur Sumur
1 Stripper Rubber 4 6 1.350,00 32.400,00 1.595,00 38.280,00
2 Foaming Agent (Drum, 200 liter) 30 6 850,00 153.000,00 1.083,50 195.030,00
3 Corrosion Inhibitor (Drum, 200 liter) 20 6 850,00 102.000,00 1.083,50 130.020,00
4 Defoamer Agent (Drum, 200 liter) 15 6 - -
TOTAL C 287.400,00 363.330,00
Biaya Opsional ( D ) PDSI Data
Jumlah Jumlah
No Biaya Peralatan Tarif (US$) Jumlah (US$) Tarif (US$) Jumlah (US$)
Hari Sumur/Unit
1 30" Rotating Head 10 6 100,00 6.000,00 440,00 26.400,00
2 21-1/4" Rotating Head 10 6 450,00 27.000,00 495,00 29.700,00
3 21-1/4" Banjo Box 10 6 300,00 18.000,00 330,00 19.800,00
4 Data Acquisition System 10 6 75,00 4.500,00 385,00 23.100,00
5 Corrosion Ring 3 6 193,00 3.474,00 82,50 1.485,00
6 Corrosion Analysis 3 6 100,00 1.800,00 1.000,00 18.000,00
TOTAL D 60.774,00 118.485,00
Biaya Optional Sewa Alat dan Tenaga Kerja Pekerjaan Air Caps ( E ) PDSI Data
Jumlah Jumlah
No Biaya Peralatan Tarif (US$) Jumlah (US$) Tarif (US$) Jumlah (US$)
Hari Sumur/Unit
1 Mobilisasi Lumpsum 1 10.500,00 10.500,00 15.000,00 15.000,00
2 Tarif Harian Operasi (THO) sudah termasuk tenaga kerja 4 1 3.600,00 14.400,00 4.400,00 17.600,00
3 Tarif Harian Standby Minimum Crew 2 1 1.000,00 2.000,00 1.100,00 2.200,00
4 Tarif Kurang dari 6 Jam 1 1 2.700,00 2.700,00 3.300,00 3.300,00
5 Mob/Demob Personnel Lumpsum 1 600,00 600,00 880,00 880,00
6 Tarif Angkutan 7 1 150,00 1.050,00 165,00 1.155,00
7 Demobilisasi Lumpsum 1 10.500,00 10.500,00 15.000,00 15.000,00
TOTAL E 41.750,00 55.135,00
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 5–5
Page 88
2. Area/Proyek Ulubelu
Rekapitulasi Pekerjaan Aerated Drilling PDSI Data
No Uraian Jumlah US$ Jumlah US$
1 Biaya Sewa Alat ( A ) 646.500,00 917.450,00
2 Biaya Tenaga Kerja ( B ) 436.000,00 621.800,00
3 Biaya Material ( C ) 95.800,00 121.110,00
4 Biaya Opsional ( D ) 20.258,00 39.495,00
5 Biaya Optional Sewa Alat dan Tenaga Kerja Pekerjaan Air Caps ( E ) 80.750,00 96.635,00
JUMLAH (US$) = A + B + C + D + E 1.279.308,00 1.796.490,00
Biaya Sewa Alat ( A ) PDSI Data
Jumlah Jumlah
No Biaya Peralatan Tarif (US$) Jumlah US$ Tarif (US$) Jumlah (US$)
Hari Sumur/Unit
1 Mobilisasi Lumpsum 1 45.000,00 45.000,00 55.000,00 55.000,00
2 Tarif Harian Operasi (THO) Alat 60 2 3.480,00 417.600,00 5.100,00 612.000,00
3 Tarif Harian Standby (THS) . 20 2 2.580,00 103.200,00 3.825,00 153.000,00
4 Tarif Harian Standby Minimum Crew (THSMC=25%THO) 10 870,00 8.700,00 1.275,00 12.750,00
5 Tarif Angkutan 90 2 150,00 27.000,00 165,00 29.700,00
6 Demobilisasi Lumpsum 1 45.000,00 45.000,00 55.000,00 55.000,00
TOTAL A 646.500,00 917.450,00
Biaya Tenaga Kerja ( B ) PDSI Data
Jumlah Jumlah Jumlah Tarif/Hari dan Tarif/Hari dan
No Biaya Peralatan Jumlah US$ Jumlah (US$)
Personel Hari/Trip Sumur Tarif/Trip US$ Tarif/Trip US$
1 Tarif Supervisor 2 90 2 650,00 234.000,00 935,00 336.600,00
2 Tarif Operator 2 90 2 550,00 198.000,00 770,00 277.200,00
3 Transportasi Supervisor (PP) 2 2 2 300,00 2.400,00 600,00 4.800,00
4 Transportasi Operator (PP) 2 2 2 200,00 1.600,00 400,00 3.200,00
TOTAL B 436.000,00 621.800,00
Biaya Material ( C ) PDSI Data
Kebutuhan Jumlah
No Biaya Consumable Tarif (US$) Jumlah US$ Tarif (US$) Jumlah (US$)
/Sumur Sumur
1 Stripper Rubber 4 2 1.350,00 10.800,00 1.595,00 12.760,00
2 Foaming Agent (Drum, 200 liter) 30 2 850,00 51.000,00 1.083,50 65.010,00
3 Corrosion Inhibitor (Drum, 200 liter) 20 2 850,00 34.000,00 1.083,50 43.340,00
4 Defoamer Agent (Drum, 200 liter) 15 2 - -
TOTAL C 95.800,00 121.110,00
Biaya Opsional ( D ) PDSI Data
Jumlah Jumlah
No Biaya Peralatan Tarif (US$) Jumlah US$ Tarif (US$) Jumlah (US$)
Hari Sumur/Unit
1 30" Rotating Head 10 2 100,00 2.000,00 440,00 8.800,00
2 21-1/4" Rotating Head 10 2 450,00 9.000,00 495,00 9.900,00
3 21-1/4" Banjo Box 10 2 300,00 6.000,00 330,00 6.600,00
4 Data Acquisition System 10 2 75,00 1.500,00 385,00 7.700,00
5 Corrosion Ring 3 2 193,00 1.158,00 82,50 495,00
6 Corrosion Analysis 3 2 100,00 600,00 1.000,00 6.000,00
TOTAL D 20.258,00 39.495,00
Biaya Optional Sewa Alat dan Tenaga Kerja Pekerjaan Air Caps ( E ) PDSI Data
Jumlah Jumlah
No Biaya Peralatan Tarif (US$) Jumlah US$ Tarif (US$) Jumlah (US$)
Hari Sumur/Unit
1 Mobilisasi Lumpsum 1 30.000,00 30.000,00 35.750,00 35.750,00
2 Tarif Harian Operasi (THO) sudah termasuk tenaga kerja 4 1 3.600,00 14.400,00 4.400,00 17.600,00
3 Tarif Harian Standby Minimum Crew 2 1 1.000,00 2.000,00 1.100,00 2.200,00
4 Tarif Kurang dari 6 Jam 1 1 2.700,00 2.700,00 3.300,00 3.300,00
5 Mob/Demob Personnel Lumpsum 1 600,00 600,00 880,00 880,00
6 Tarif Angkutan 7 1 150,00 1.050,00 165,00 1.155,00
7 Demobilisasi Lumpsum 1 30.000,00 30.000,00 35.750,00 35.750,00
TOTAL E 80.750,00 96.635,00
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 5–6
Page 89
3. Area/Proyek Seulawah
Rekapitulasi Pekerjaan Aerated Drilling PDSI Data
No Uraian Jumlah US$ Jumlah US$
1 Biaya Sewa Alat ( A ) 766.500,00 947.450,00
2 Biaya Tenaga Kerja ( B ) 440.400,00 621.800,00
3 Biaya Material ( C ) 95.800,00 121.110,00
4 Biaya Opsional ( D ) 20.258,00 39.495,00
5 Biaya Optional Sewa Alat dan Tenaga Kerja Pekerjaan Air Caps ( E ) 146.175,00 109.355,00
JUMLAH (US $) = A + B + C + D + E 1.469.133,00 1.839.210,00
Biaya Sewa Alat ( A ) PDSI Data
Jumlah Jumlah
No Biaya Peralatan Tarif (US$) Jumlah (US$) Tarif (US$) Jumlah (US$)
Hari Sumur/Unit
1 Mobilisasi Lumpsum 1 105.000,00 105.000,00 70.000,00 70.000,00
2 Tarif Harian Operasi (THO) Alat 60 2 3.480,00 417.600,00 5.100,00 612.000,00
3 Tarif Harian Standby (THS) . 20 2 2.580,00 103.200,00 3.825,00 153.000,00
4 Tarif Harian Standby Minimum Crew (THSMC=25%THO) 10 870,00 8.700,00 1.275,00 12.750,00
5 Tarif Angkutan 90 2 150,00 27.000,00 165,00 29.700,00
6 Demobilisasi Lumpsum 1 105.000,00 105.000,00 70.000,00 70.000,00
TOTAL A 766.500,00 947.450,00
Biaya Tenaga Kerja ( B ) PDSI Data
Jumlah Jumlah Jumlah Tarif/Hari dan Tarif/Hari dan
No Biaya Peralatan Jumlah (US$) Jumlah (US$)
Personel Hari/Trip Sumur Tarif/Trip US$ Tarif/Trip US$
1 Tarif Supervisor 2 90 2 650,00 234.000,00 935,00 336.600,00
2 Tarif Operator 2 90 2 550,00 198.000,00 770,00 277.200,00
3 Transportasi Supervisor (PP) 2 2 2 600,00 4.800,00 600,00 4.800,00
4 Transportasi Operator (PP) 2 2 2 450,00 3.600,00 400,00 3.200,00
TOTAL B 440.400,00 621.800,00
Biaya Material ( C ) PDSI Data
Kebutuhan Jumlah
No Biaya Consumable Tarif (US$) Jumlah (US$) Tarif (US$) Jumlah (US$)
/Sumur Sumur
1 Stripper Rubber 4 2 1.350,00 10.800,00 1.595,00 12.760,00
2 Foaming Agent (Drum, 200 liter) 30 2 850,00 51.000,00 1.083,50 65.010,00
3 Corrosion Inhibitor (Drum, 200 liter) 20 2 850,00 34.000,00 1.083,50 43.340,00
4 Defoamer Agent (Drum, 200 liter) 15 2 - -
TOTAL C 95.800,00 121.110,00
Biaya Opsional ( D ) PDSI Data
Jumlah Jumlah
No Biaya Peralatan Tarif (US$) Jumlah (US$) Tarif (US$) Jumlah (US$)
Hari Sumur/Unit
1 30" Rotating Head 10 2 100,00 2.000,00 440,00 8.800,00
2 21-1/4" Rotating Head 10 2 450,00 9.000,00 495,00 9.900,00
3 21-1/4" Banjo Box 10 2 300,00 6.000,00 330,00 6.600,00
4 Data Acquisition System 10 2 75,00 1.500,00 385,00 7.700,00
5 Corrosion Ring 3 2 193,00 1.158,00 82,50 495,00
6 Corrosion Analysis 3 2 100,00 600,00 1.000,00 6.000,00
TOTAL D 20.258,00 39.495,00
Biaya Optional Sewa Alat dan Tenaga Kerja Pekerjaan Air Caps ( E ) PDSI Data
Jumlah Jumlah
No Biaya Peralatan Tarif (US$) Jumlah (US$) Tarif (US$) Jumlah (US$)
Hari Sumur/Unit
1 Mobilisasi Lumpsum 1 62.000,00 62.000,00 42.000,00 42.000,00
2 Tarif Harian Operasi (THO) sudah termasuk tenaga kerja 4 1 3.600,00 14.400,00 4.400,00 17.600,00
3 Tarif Harian Standby Minimum Crew 2 1 1.000,00 2.000,00 1.100,00 2.200,00
4 Tarif Kurang dari 6 Jam 1 1 2.700,00 2.700,00 3.300,00 3.300,00
5 Mob/Demob Personnel Lumpsum 1 2.025,00 2.025,00 1.100,00 1.100,00
6 Tarif Angkutan 7 1 150,00 1.050,00 165,00 1.155,00
7 Demobilisasi Lumpsum 1 62.000,00 62.000,00 42.000,00 42.000,00
TOTAL E 146.175,00 109.355,00
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 5–7
Page 90
4. Area/Proyek Lahendong/Kotamobagu
Rekapitulasi Pekerjaan Aerated Drilling PDSI Data
No Uraian Jumlah US$ Jumlah US$
1 Biaya Sewa Alat ( A ) 4.865.000,00 6.899.700,00
2 Biaya Tenaga Kerja ( B ) 3.743.400,00 5.298.900,00
3 Biaya Material ( C ) 814.300,00 1.029.435,00
4 Biaya Opsional ( D ) 172.193,00 335.707,50
5 Biaya Optional Sewa Alat dan Tenaga Kerja Pekerjaan Air Caps ( E ) 146.175,00 113.355,00
JUMLAH (US $) = A + B + C + D + E 9.741.068,00 13.677.097,50
Biaya Sewa Alat ( A ) PDSI Data
Jumlah Jumlah
No Biaya Peralatan Tarif (US$) Jumlah (US$) Tarif (US$) Jumlah (US$)
Hari Sumur/Unit
1 Mobilisasi Lumpsum 1 100.000,00 100.000,00 66.000,00 66.000,00
2 Tarif Harian Operasi (THO) Alat 60 17 3.480,00 3.549.600,00 5.100,00 5.202.000,00
3 Tarif Harian Standby (THS) . 20 17 2.580,00 877.200,00 3.825,00 1.300.500,00
4 Tarif Harian Standby Minimum Crew (THSMC=25%THO) 10 870,00 8.700,00 1.275,00 12.750,00
5 Tarif Angkutan 90 17 150,00 229.500,00 165,00 252.450,00
6 Demobilisasi Lumpsum 1 100.000,00 100.000,00 66.000,00 66.000,00
TOTAL A 4.865.000,00 6.899.700,00
Biaya Tenaga Kerja ( B ) PDSI Data
Jumlah Jumlah Jumlah Tarif/Hari dan Tarif/Hari dan
No Biaya Peralatan Jumlah (US$) Jumlah (US$)
Personel Hari/Trip Sumur Tarif/Trip US$ Tarif/Trip US$
1 Tarif Supervisor 2 90 17 650,00 1.989.000,00 935,00 2.861.100,00
2 Tarif Operator 2 90 17 550,00 1.683.000,00 770,00 2.356.200,00
3 Transportasi Supervisor (PP) 2 2 17 600,00 40.800,00 700,00 47.600,00
4 Transportasi Operator (PP) 2 2 17 450,00 30.600,00 500,00 34.000,00
TOTAL B 3.743.400,00 5.298.900,00
Biaya Material ( C ) PDSI Data
Kebutuhan Jumlah
No Biaya Consumable Tarif (US$) Jumlah (US$) Tarif (US$) Jumlah (US$)
/Sumur Sumur
1 Stripper Rubber 4 17 1.350,00 91.800,00 1.595,00 108.460,00
2 Foaming Agent (Drum, 200 liter) 30 17 850,00 433.500,00 1.083,50 552.585,00
3 Corrosion Inhibitor (Drum, 200 liter) 20 17 850,00 289.000,00 1.083,50 368.390,00
4 Defoamer Agent (Drum, 200 liter) 15 17 - -
TOTAL C 814.300,00 1.029.435,00
Biaya Opsional ( D ) PDSI Data
Jumlah Jumlah
No Biaya Peralatan Tarif (US$) Jumlah (US$) Tarif (US$) Jumlah (US$)
Hari Sumur/Unit
1 30" Rotating Head 10 17 100,00 17.000,00 440,00 74.800,00
2 21-1/4" Rotating Head 10 17 450,00 76.500,00 495,00 84.150,00
3 21-1/4" Banjo Box 10 17 300,00 51.000,00 330,00 56.100,00
4 Data Acquisition System 10 17 75,00 12.750,00 385,00 65.450,00
5 Corrosion Ring 3 17 193,00 9.843,00 82,50 4.207,50
6 Corrosion Analysis 3 17 100,00 5.100,00 1.000,00 51.000,00
TOTAL D 172.193,00 335.707,50
Biaya Optional Sewa Alat dan Tenaga Kerja Pekerjaan Air Caps ( E ) PDSI Data
Jumlah Jumlah
No Biaya Peralatan Tarif (US$) Jumlah (US$) Tarif (US$) Jumlah (US$)
Hari Sumur/Unit
1 Mobilisasi Lumpsum 1 62.000,00 62.000,00 44.000,00 44.000,00
2 Tarif Harian Operasi (THO) sudah termasuk tenaga kerja 4 1 3.600,00 14.400,00 4.400,00 17.600,00
3 Tarif Harian Standby Minimum Crew 2 1 1.000,00 2.000,00 1.100,00 2.200,00
4 Tarif Kurang dari 6 Jam 1 1 2.700,00 2.700,00 3.300,00 3.300,00
5 Mob/Demob Personnel Lumpsum 1 2.025,00 2.025,00 1.100,00 1.100,00
6 Tarif Angkutan 7 1 150,00 1.050,00 165,00 1.155,00
7 Demobilisasi Lumpsum 1 62.000,00 62.000,00 44.000,00 44.000,00
TOTAL E 146.175,00 113.355,00
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 5–8
Page 91
Tabel 5.6
Rincian Tarif Jasa Monitoring H2S per Komponen
Area/Proyek Geothermal Kamojang
Harga(US$)
Jumlah Jumlah Data Pembanding
No. Uraian PDSI
Sumur Hari Data 1 Data 2 Data 3
1). Tarif Lumpsum
Tarif Mobilisasi H2S 2 - 6.000 4.700 4.430 8.400
Tarif Demobilisasi H2S 2 - 6.000 4.700 4.430 8.400
2). Tarif Harian
Tarif Harian Alat (THA) 4 60 50.400 102.240 113.064 180.000
Tarif Pasang Alat (50% x THA) 4 2 840 1.704 1.884 3.000
Tarif Bongkar Alat (50% x THA) 4 2 840 1.704 1.884 3.000
Tarif Harian Siaga with Crew (50% x THA) 4 6 2.520 5.112 5.653 9.000
Tarif Harian Siaga Tanpa Crew (25% x THA) 4 30 6.300 12.780 14.133 22.500
Tarif Angkutan 4 66 18.480 15.840 44.294 21.120
Tarif Tenaga Kerja / Crew
- H2S Engineer 4 66 47.520 52.800 79.200 52.800
- H2S Teknisi 4 66 33.264 52.800 52.800 42.240
Total 172.164 254.380 321.772 350.460
Area/Proyek Geothermal Karaha Bodas
Harga (US$)
Jumlah Jumlah Data Pembanding
No. Uraian
Sumur Hari PDSI Data 1 Data 2 Data 3
1). Tarif Lumpsum
Tarif Mobilisasi H2S (Lumsum) 2 - 6.000 4.700 4.430 8.400
Tarif Demobilisasi H2S (Lumsum) 2 - 6.000 4.700 4.430 8.400
2). Tarif Harian
Tarif Harian Alat (THA) 6 60 75.600 153.360 169.596 270.000
Tarif Pasang Alat (50% x THA) 6 2 1.260 2.556 2.827 4.500
Tarif Bongkar Alat (50% x THA) 6 2 1.260 2.556 2.827 4.500
Tarif Harian Siaga with Crew (50% x THA) 6 6 3.780 7.668 8.480 13.500
Tarif Harian Siaga Tanpa Crew (25% x THA) 6 30 9.450 19.170 21.200 33.750
Tarif Angkutan 6 66 27.720 23.760 66.441 31.680
Tarif Tenaga Kerja / Crew
- H2S Engineer (2 Orang) 6 66 71.280 79.200 118.800 79.200
- H2S Teknisi (2 Orang) 6 66 49.896 79.200 79.200 63.360
Total 252.246 376.870 478.228 517.290
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 5–9
Page 92
Area/Proyek Geothermal Ulubelu
Harga (US$)
Jumlah Jumlah Data Pembanding
No. Uraian
Sumur Hari PDSI Data 1 Data 2 Data 3
1). Tarif Lumpsum
Tarif Mobilisasi H2S (Lumsum) 2 - 6.000 5.400 6.040 13.000
Tarif Demobilisasi H2S (Lumsum) 2 - 6.000 5.400 6.040 13.000
2). Tarif Harian
Tarif Harian Alat (THA) 9 60 113.400 230.040 254.394 405.000
Tarif Pasang Alat (50% x THA) 9 2 1.890 3.834 4.240 6.750
Tarif Bongkar Alat (50% x THA) 9 2 1.890 3.834 4.240 6.750
Tarif Harian Siaga with Crew (50% x THA) 9 6 5.670 11.502 12.720 20.250
Tarif Harian Siaga Tanpa Crew (25% x THA) 9 30 14.175 28.755 31.799 50.625
Tarif Angkutan 9 66 41.580 35.640 99.661 47.520
Tarif Tenaga Kerja / Crew
- H2S Engineer (2 Orang) 9 66 106.920 118.800 178.200 118.800
- H2S Teknisi (2 Orang) 9 66 74.844 118.800 118.800 95.040
Total 372.369 562.005 716.135 776.735
Area/Proyek Geothermal Lumut Balai
Harga (US$)
Jumlah Jumlah Data Pembanding
No. Uraian
Sumur Hari PDSI Data 1 Data 2 Data 3
1). Tarif Lumpsum
Tarif Mobilisasi H2S (Lumsum) 2 - 7.000 7.400 7.248 13.000
2). Tarif Harian
Tarif Harian Alat (THA) 3 60 37.800 76.680 84.798 135.000
Tarif Pasang Alat (50% x THA) 3 2 630 1.278 1.413 2.250
Tarif Bongkar Alat (50% x THA) 3 2 630 1.278 1.413 2.250
Tarif Harian Siaga with Crew (50% x THA) 3 6 1.890 3.834 4.240 6.750
Tarif Harian Siaga Tanpa Crew (25% x THA) 3 30 4.725 9.585 10.600 16.875
Tarif Angkutan 3 66 13.860 11.880 33.220 15.840
Tarif Tenaga Kerja / Crew
- H2S Engineer (2 Orang) 3 66 35.640 39.600 59.400 39.600
- H2S Teknisi (2 Orang) 3 66 24.948 3.960 39.600 31.680
Total 127.123 155.495 241.933 263.245
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 5 – 10
Page 93
Area/Proyek Geotherm al Hululais
Harga (US$)
Jum lah Jum lah Data Pem banding
No. Uraian
Sum ur Hari PDSI Data 1 Data 2 Data 3
1). Tarif Lum psum
Tarif Mobilisasi H2S (Lumsum) 2 - 8.400 9.000 8.859 13.000
Tarif Demobilisasi H2S (Lumsum) 2 - 8.400 9.000 8.859 13.000
2). Tarif Harian
Tarif Harian Alat (THA) 9 60 113.400 230.040 254.394 405.000
Tarif Pasang Alat (50% x THA) 9 2 1.890 3.834 4.240 6.750
Tarif Bongkar Alat (50% x THA) 9 2 1.890 3.834 4.240 6.750
Tarif Harian Siaga with Crew (50% x THA) 9 6 5.670 11.502 12.720 20.250
Tarif Harian Siaga Tanpa Crew (25% x THA) 9 30 14.175 28.755 31.799 50.625
Tarif Angkutan 9 66 41.580 35.640 99.661 47.520
Tarif Tenaga Kerja / Crew
- H2S Engineer (2 Orang) 9 66 106.920 118.800 178.200 118.800
- H2S Teknisi (2 Orang) 9 66 74.844 118.800 118.800 95.040
Total 377.169 569.205 721.772 776.735
Area/Proyek Geothermal Bukit Daun
Harga (US$)
Jumlah Jumlah Data Pembanding
No. Uraian
Sumur Hari PDSI Data 1 Data 2 Data 3
1). Tarif Lumpsum
Tarif Mobilisasi H2S (Lumsum) 2 - 8.400 9.000 8.859 13.000
Tarif Demobilisasi H2S (Lumsum) 2 - 8.400 9.000 8.859 13.000
2). Tarif Harian
Tarif Harian Alat (THA) 8 60 100.800 204.480 226.128 360.000
Tarif Pasang Alat (50% x THA) 8 2 1.680 3.408 3.769 6.000
Tarif Bongkar Alat (50% x THA) 8 2 1.680 3.408 3.769 6.000
Tarif Harian Siaga with Crew (50% x THA) 8 6 5.040 10.224 11.306 18.000
Tarif Harian Siaga Tanpa Crew (25% x THA) 8 30 12.600 25.560 28.266 45.000
Tarif Angkutan 8 66 36.960 31.680 88.588 42.240
Tarif Tenaga Kerja / Crew
- H2S Engineer (2 Orang) 8 66 95.040 105.600 158.400 105.600
- H2S Teknisi (2 Orang) 8 66 66.528 105.600 105.600 84.480
Total 337.128 507.960 643.544 693.320
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 5 – 11
Page 94
Area/Proyek Geothermal Sungai Penuh
Harga (US$)
Jumlah Jumlah Data Pembanding
No. Uraian
Sumur Hari PDSI Data 1 Data 2 Data 3
1). Tarif Lumpsum
Tarif Mobilisasi H2S (Lumsum) 2 - 8.400 7.400 8.859 15.000
Tarif Demobilisasi H2S (Lumsum) 2 - 8.400 7.400 8.859 15.000
2). Tarif Harian
Tarif Harian Alat (THA) 6 60 75.600 153.360 169.596 270.000
Tarif Pasang Alat (50% x THA) 6 2 1.260 2.556 2.827 4.500
Tarif Bongkar Alat (50% x THA) 6 2 1.260 2.556 2.827 4.500
Tarif Harian Siaga with Crew (50% x THA) 6 6 3.780 7.668 8.480 13.500
Tarif Harian Siaga Tanpa Crew (25% x THA) 6 30 9.450 19.170 21.200 33.750
Tarif Angkutan 6 66 27.720 23.760 66.441 31.680
Tarif Tenaga Kerja / Crew
- H2S Engineer (2 Orang) 6 66 71.280 79.200 118.800 79.200
- H2S Teknisi (2 Orang) 6 66 49.896 79.200 79.200 63.360
Total 257.046 382.270 487.088 530.490
Area/Proyek Geothermal Seulawah
Harga (US$)
Jumlah Jumlah Data Pembanding
No. Uraian
Sumur Hari PDSI Data 1 Data 2 Data 3
1). Tarif Lumpsum
Tarif Mobilisasi H2S (Lumsum) 2 - 20.000 11.000 12.886 25.000
Tarif Demobilisasi H2S (Lumsum) 2 - 20.000 11.000 12.886 25.000
2). Tarif Harian
Tarif Harian Alat (THA) 3 60 37.800 76.680 84.798 135.000
Tarif Pasang Alat (50% x THA) 3 2 630 1.278 1.413 2.250
Tarif Bongkar Alat (50% x THA) 3 2 630 1.278 1.413 2.250
Tarif Harian Siaga with Crew (50% x THA) 3 6 1.890 3.834 4.240 6.750
Tarif Harian Siaga Tanpa Crew (25% x THA) 3 30 4.725 9.585 10.600 16.875
Tarif Angkutan 3 66 13.860 11.880 33.220 15.840
Tarif Tenaga Kerja / Crew
- H2S Engineer (2 Orang) 3 66 35.640 39.600 59.400 39.600
- H2S Teknisi (2 Orang) 3 66 24.948 39.600 39.600 31.680
Total 160.123 205.735 260.456 300.245
Area/Proyek Geothermal Lahendong/Kotamobagu
Harga (US$)
Jumlah Jumlah Data Pembanding
No. Uraian
Sumur Hari PDSI Data 1 Data 2 Data 3
1). Tarif Lumpsum
Tarif Mobilisasi H2S (Lumsum) 2 - 25.000 20.000 16.107 31.000
Tarif Demobilisasi H2S (Lumsum) 2 - 25.000 20.000 16.107 31.000
2). Tarif Harian
Tarif Harian Alat (THA) 4 60 50.400 102.240 113.064 180.000
Tarif Pasang Alat (50% x THA) 4 2 840 1.704 1.884 3.000
Tarif Bongkar Alat (50% x THA) 4 2 840 1.704 1.884 3.000
Tarif Harian Siaga with Crew (50% x THA) 4 6 2.520 5.112 5.653 9.000
Tarif Harian Siaga Tanpa Crew (25% x THA) 4 30 6.300 12.780 14.133 22.500
Tarif Angkutan 4 66 18.480 15.840 44.294 21.120
Tarif Tenaga Kerja / Crew
- H2S Engineer (2 Orang) 4 66 47.520 52.800 79.200 52.800
- H2S Teknisi (2 Orang) 4 66 33.264 52.800 52.800 42.240
Total 210.164 284.980 345.128 395.660
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 5 – 12
Page 95
Berdasarkan data tarif di pasar jasa aerated drilling Proyek Hululais dan jasa
monitoring H2S dan kelengkapannya sebagaimana dapat dilihat pada tabel di atas,
tampak bahwa tarif jasa aerated drilling Proyek Hululais dan jasa monitoring H2S
dan kelengkapannya yang ditawarkan PDSI lebih rendah dari harga yang ditawarkan
oleh perusahaan lain untuk jenis jasa yang sama.
k. Berdasarkan analisis inkremental dapat dilihat bahwa dengan dilakukannya Rencana
Transaksi tidak akan mempengaruhi kinerja keuangan Perseroan.
Berdasarkan proyeksi keuangan Perseroan tanpa Rencana Transaksi dan dengan
Rencana Transaksi terlihat bahwa dengan dilakukannya Rencana Transaksi tidak
terdapat perubahan pada rata-rata margin laba usaha, rata-rata margin laba bersih,
rasio lancar, rasio cepat, ROA, dan ROE, selama periode proyeksi tahun 2023 sampai
dengan tahun 2028.
Rata-rata margin laba usaha Perseroan tanpa Rencana Transaksi dan dengan Rencana
Transaksi selama periode proyeksi tahun 2023 sampai dengan tahun 2028 adalah
51,85%.
Rata-rata margin laba bersih Perseroan tanpa Rencana Transaksi dan dengan Rencana
Transaksi selama periode proyeksi tahun 2023 sampai dengan tahun 2028 adalah
30,15%.
Rata-rata rasio lancar tanpa Rencana Transaksi dan dengan Rencana Transaksi selama
periode proyeksi tahun 2023 sampai dengan tahun 2028 sebesar 3,01 kali.
Rata-rata rasio cepat selama periode proyeksi tahun 2023 sampai dengan tahun 2028
tanpa Rencana Transaksi dan dengan Rencana Transaksi adalah sebesar 2,75 kali.
Rata-rata ROA selama periode proyeksi tahun 2023 sampai dengan tahun 2028 tanpa
Rencana Transaksi dan dengan Rencana Transaksi adalah sebesar 4,16%.
Rata-rata ROE selama periode proyeksi tahun 2023 sampai dengan tahun 2028 tanpa
Rencana Transaksi dan dengan Rencana Transaksi adalah sebesar 6,57%.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 5 – 13
Page 96
Tabel 5.7
PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Proyeksi Rasio Profitabilitas
Tanpa Rencana Transaksi dan Dengan Rencana Transaksi
Rata-
Uraian 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Rata
Tanpa Rencana Transaksi
Margin Laba Usaha 53,48% 52,79% 53,46% 51,19% 49,15% 49,53% 51,60%
Margin Laba Bersih 35,78% 30,96% 31,63% 29,19% 27,09% 26,24% 30,15%
Rasio Lancar 4,22 3,60 2,71 2,73 2,20 2,58 3,01
Rasio Cepat 3,93 3,36 2,44 2,45 1,96 2,33 2,75
ROA 4,89% 4,06% 4,38% 3,99% 4,05% 3,58% 4,16%
ROE 7,28% 6,12% 6,51% 6,60% 6,56% 6,35% 6,57%
Dengan Rencana Transaksi
Margin Laba Usaha 53,48% 52,79% 53,46% 51,19% 49,15% 49,53% 51,60%
Margin Laba Bersih 35,78% 30,96% 31,63% 29,19% 27,09% 26,24% 30,15%
Rasio Lancar 4,22 3,60 2,71 2,73 2,20 2,58 3,01
Rasio Cepat 3,93 3,36 2,44 2,45 1,96 2,33 2,75
ROA 4,89% 4,06% 4,38% 3,99% 4,05% 3,58% 4,16%
ROE 7,28% 6,12% 6,51% 6,60% 6,56% 6,35% 6,57%
l. Berikut adalah rasio keuangan Perseroan berdasarkan laporan keuangan proforma
Perseroan per tanggal 31 Maret 2023 yang disusun oleh manajemen Perseroan.
m. Berikut adalah ikhtisar rasio keuangan sebelum Rencana Transaksi dan setelah
Rencana Transaksi berdasarkan laporan keuangan proforma setelah Rencana
Transaksi per tanggal 31 Maret 2023 yang disusun oleh manajemen Perseroan.
Tabel 5.8
PT Pertamina Geothermal Energy Tbk
Ikhtisar Rasio Keuangan
Sebelum Rencana Transaksi dan Proforma Setelah Rencana Transaksi
Sebelum Setelah
Uraian Rencana Rencana
Transaksi Transaksi
Rasio Lancar 1,36 1,36
Rasio Cepat 1,27 1,26
ROA 1,64% 1,64%
ROE 2,49% 2,49%
Margin Laba Usaha 62,11% 62,11%
Margin Laba Bersih 45,74% 45,74%
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 5 – 14
Page 97
Berdasarkan proforma laporan keuangan Perseroan sebelum Rencana Transaksi dan
setelah Rencana Transaksi terlihat bahwa dengan dilakukannya Rencana Transaksi
tidak terdapat perubahan pada rasio lancar, ROA, ROE, margin laba usaha, dan
margin laba bersih, sedangkan rasio cepat mengalami penurunan yang tidak
signifikan (dari 1,27x menjadi 1,26x). Penurunan tersebut disebabkan karena adanya
peningkatan utang usaha kepada pihak berelasi terkait dengan Rencana Transaksi.
Dengan demikian, dapat disimpulkan bahwa Rencana Transaksi tidak akan mengganggu
operasional Perseroan.
5.2. Kesimpulan
Berdasarkan analisis kewajaran atas Rencana Transaksi yang telah dilakukan, SRR
berpendapat bahwa Rencana Transaksi adalah wajar.
Pendapat Kewajaran atas Rencana Transaksi 5 – 15
Names mentioned 0 people and organisations named in the text · linked when the evidence is strong
The name pass has not read this document yet.
Extraction attempts how the parser did, and what it refused
Nothing structured was extracted from this document — the attempts below say why.
Rule parser
Needs review
confidence 0.091
8481 ms
12 Sep 2026 22:03
Raw output
{'appraiser_exempt': None,
'appraiser_name': '',
'assets': [],
'currency': None,
'fact_type': '',
'issuer_name': '',
'kind': 'AFFILIATED',
'kjpp_name': '',
'letter_number': '',
'object_text': '',
'object_truncated': False,
'parties': [],
'pct_of_equity': None,
'reference_period': '',
'requires_rups': None,
'rups_date': None,
'ticker': '',
'transaction_date': None,
'valuation_date': None,
'value': None}