Tingkat Kapitalisasi dan Discount Rate Lapangan Migas di Indonesia

1. Populasi izin. Per 31 Agustus 2026 Indonesia memiliki 165 wilayah kerja (WK) migas: 107 eksploitasi (64,8%), 55 eksplorasi aktif (33,3%) dan 3 eksplorasi dalam proses terminasi (1,8%). Izin mayoritas berada pada tahap eksploitasi. 2. Tingkat kapitalisasi per fase (kisaran indikatif, USD nominal): produksi stabil 8–10%, produksi normal 10–12%, mature/decline 12–15%, pengembangan 13–17%, eksplorasi 17–25%. 3. Tingkat kapitalisasi general. Untuk kelas izin mayoritas (eksploitasi) ±12,5% (10–15%). Dibobot dengan populasi izin aktif (107 : 55) hasilnya ±15,4% (12,4–18,4%); dibobot dengan investasi (eksplorasi hanya ±4,5% dari belanja) ±12,9%. 4. Perbandingan dunia. WACC berbasis pasar sektor E&P di AS (Damodaran, Jan 2026) hanya 6,25%; patokan praktik hulu global 10% (Wood Mackenzie, PV-10 SEC); survei SPEE menunjukkan risk-adjusted discount rate 10–27% menurut kategori cadangan. Country risk Indonesia (CRP 2,46%) menambah ±1,8 poin ke cost of equity dibanding negara AAA. 5. Pesan utama. Cap rate bukan discount rate. Tidak ada tarif baku; tingkat yang tepat harus datang dari risiko dan profil arus kas aset, dan DCF tetap metode utama.

1. Pendahuluan

Lapangan minyak dan gas bumi berbeda dari properti atau bisnis dengan pendapatan stabil. Nilainya dipengaruhi cadangan, profil produksi, laju penurunan (decline rate), harga komoditas, biaya operasi, kebutuhan modal, rezim fiskal, sisa umur kontrak, serta risiko negara dan risiko proyek. Karena itu penentuan tingkat kapitalisasi (cap rate) dan tingkat diskonto (discount rate) harus dilakukan hati-hati dan tidak boleh disalin dari sektor lain.

Artikel ini menyempurnakan edisi sebelumnya dengan tiga tambahan: (a) populasi izin (wilayah kerja) migas per tahap berdasarkan data SKK Migas dan Kementerian ESDM; (b) tingkat kapitalisasi per fase perizinan dan usaha, serta tingkat general yang dibobot menurut populasi izin mayoritas; dan (c) perbandingan dengan dunia memakai data Damodaran (NYU Stern), survei SPEE, Wood Mackenzie, IEA, Oil & Gas Journal, dan lembaga pajak properti negara bagian AS.

Perlu ditegaskan sejak awal: seluruh kisaran per fase dalam artikel ini adalah rentang indikatif (screening range) hasil sintesis penulis dari sumber-sumber di atas, bukan tarif atau standar resmi dari ESDM, SKK Migas, maupun asosiasi profesi. Angka faktual (jumlah WK, produksi, investasi, ERP, CRP, WACC sektor) dikutip dari sumber dan diberi tanggal.

Valuasi Nusantara — Artikel Referensi Valuasi Kelompok: Sumber Daya Alam · Migas

2. Cap rate dan discount rate: dua hal yang berbeda

Discount rate adalah return yang disyaratkan investor atas risiko arus kas selama seluruh umur aset; ia dipakai dalam discounted cash flow (DCF). Cap rate adalah hubungan antara arus kas (atau pendapatan) tahun pertama yang dinormalisasi dengan nilai aset. Pada aset yang arus kasnya menurun dan berumur terbatas seperti lapangan migas, cap rate tersirat hampir selalu lebih tinggi daripada discount rate, karena sebagian arus kas hilang akibat decline dan habisnya cadangan (lihat Bagian 8).

Karena itu, dalam praktik penilaian profesional (Standar Penilaian Indonesia, IVS, dan PRMS untuk klasifikasi sumber daya), pendekatan pendapatan berbasis DCF menjadi metode utama untuk lapangan yang arus kasnya dapat diproyeksikan; cap rate diposisikan sebagai indikator pendukung atau cross-check. Istilah "tingkat kapitalisasi" dalam artikel ini dipakai longgar sebagai return yang disyaratkan pada suatu fase, sehingga angkanya sejajar dengan discount rate.

3. Populasi izin migas per tahap di Indonesia

Dalam paparan "Peningkatan Produksi Migas Nasional: Strategi, Langkah, dan Implementasi" (15 September 2026), Kepala SKK Migas melaporkan 165 wilayah kerja per 31 Agustus 2026. Sebagai catatan pembanding, publikasi ESDM sebelumnya pernah menyebut 166 WK (104 produksi, 62 eksplorasi), sehingga komposisi relatif stabil dengan pergeseran kecil ke tahap eksploitasi.

Gambar 1. Populasi wilayah kerja migas per tahap, 31 Agustus 2026

Sumber: SKK Migas (paparan 15 Sep 2026) sebagaimana dilaporkan RuangEnergi.com, 17 Sep 2026. Persentase dihitung penulis dari total 165 WK.

Tabel 1. Populasi WK migas Indonesia per tahap

Sumber: SKK Migas via RuangEnergi.com (2026). Karakter risiko: analisis penulis.

Skala aset yang berada di balik izin-izin tersebut cukup besar. Paparan SKK Migas mencatat sekitar 649 platform, lebih dari 460.000 km² area kerja aktif, dua kilang LNG, tujuh kilang LPG, 22 FPSO/FSO/FPU, ±47.500 km pipa, 3.199 lapangan dan 44.714 sumur, dengan nilai aset hulu ±US$71,37 miliar (harga perolehan; ±Rp743,49 triliun). Dari 128 cekungan, baru 20 yang berproduksi dan 65 belum dieksplorasi. Tercatat 99 penemuan dengan rata-rata success ratio 50%, serta 16.990 sumur idle (±4.495 dinilai

valuasinusantara.com · Bukan tarif atau standar resmi; kisaran bersifat indikatif untuk analisis awal. Halaman 2

Valuasi Nusantara — Artikel Referensi Valuasi Kelompok: Sumber Daya Alam · Migas

berpotensi diaktifkan).

Pipa perizinan baru. Pemerintah berencana melelang 75 WK baru hingga 2028. Pada 20 Mei 2026 ditandatangani kontrak bagi hasil 8 WK eksplorasi hasil lelang tahap II–III 2025 (Gagah, Bintuni, Karunia, Drawa, Jalu, Southwest Andaman, Barong, Nawasena; jangka waktu 30 tahun) dengan total komitmen pasti US$57,95 juta dan bonus tanda tangan US$3,15 juta. Lelang penawaran tahap II 2026 (8 WK) baru dibuka. Bagi hasil kontraktor pada kontrak baru dapat mencapai 50%, sebelumnya sekitar 15–30%.

Gambar 2. Investasi hulu migas 2025 dan capaian target program 2026

Sumber: IPA (investasi s.d. Okt 2025); SKK Migas via RuangEnergi.com (data YTD Agustus 2026, program Triple 100). Persentase capaian dihitung penulis.

Kapitalisasi dari sisi skala modal. Perbedaan fase juga tampak pada besar modal. Komitmen pasti eksplorasi 8 WK hasil lelang 2025 rata-rata hanya ±US$7,2 juta per WK (US$57,95 juta ÷ 8); lima WK lelang tahap II 2024 sekitar US$4,3 juta per WK (US$21,7 juta ÷ 5). Sebaliknya, nilai perolehan aset hulu US$71,37 miliar bila dibagi 107 WK eksploitasi setara ±US$0,67 miliar per WK (indikasi kasar, karena mencakup fasilitas bersama dan akumulasi historis). Hingga Oktober 2025 realisasi investasi eksplorasi baru US$0,5 miliar dari target US$1,5 miliar, atau sekitar 4,5% dari total realisasi hulu US$11,2 miliar. Artinya izin eksplorasi banyak secara jumlah tetapi kecil secara modal, sedangkan modal terserap terutama di fase eksploitasi.

4. Tingkat kapitalisasi bisnis migas per fase

Siklus hidup lapangan bergerak dari eksplorasi, appraisal dan persetujuan Plan of Development (POD), konstruksi, produksi, hingga decline dan abandonment. IEA mencatat rata-rata global sekitar 20 tahun dari terbitnya lisensi eksplorasi sampai produksi pertama: ±5 tahun menemukan lapangan, ±8 tahun appraisal dan persetujuan, ±6 tahun konstruksi. Semakin awal fasenya, semakin tinggi ketidakpastian cadangan dan komersialitas, sehingga semakin tinggi return yang disyaratkan.

valuasinusantara.com · Bukan tarif atau standar resmi; kisaran bersifat indikatif untuk analisis awal. Halaman 3

Valuasi Nusantara — Artikel Referensi Valuasi Kelompok: Sumber Daya Alam · Migas

Gambar 3. Fase usaha hulu migas dan kisaran return yang disyaratkan (indikatif)

Sumber: kisaran fase dari artikel edisi sebelumnya dan sintesis penulis; durasi fase dari IEA, The Implications of Oil and Gas Field Decline Rates.

Tabel 2. Kisaran tingkat kapitalisasi / discount rate indikatif per fase (USD nominal) Kisaran Titik

Catatan: batas bawah–atas untuk lima fase dari artikel edisi sebelumnya; batas atas eksplorasi dibatasi 25% agar konsisten dengan kisaran SPEE. Bukan tarif resmi.

Gambar 4. Kisaran return yang disyaratkan per fase dan posisi rerata berbobot

Sumber: analisis penulis. Garis putus-putus: rerata berbobot jumlah WK (15,4%); garis titik: rerata berbobot investasi (12,9%). Lihat Bagian 5.

Dasar pembanding untuk kisaran ini. (1) Wood Mackenzie menyebut DCF hulu lazim memakai 10% dan "10% telah teruji waktu" sebagai patokan; SEC memakai PV-10 seragam untuk cadangan terbukti. (2)

valuasinusantara.com · Bukan tarif atau standar resmi; kisaran bersifat indikatif untuk analisis awal. Halaman 4

Valuasi Nusantara — Artikel Referensi Valuasi Kelompok: Sumber Daya Alam · Migas

Survei SPEE (dirangkum Mercer Capital, 2018) menunjukkan risk-adjusted discount rate umumnya 10–27% menurut kategori cadangan, dengan cadangan terbukti produksi (PDP) di ujung bawah dan cadangan belum dikembangkan atau lebih tidak pasti di ujung atas; survei SPEE 2014 mencatat rentang tarif terpakai 4,96–29,24% dengan rerata 17,1% (Axial). (3) Survei Oil & Gas Journal atas perusahaan E&P mencatat rerata WACC ±10,5% (2016) dengan rentang 6,6–24%. Ketiganya bertemu pada pola yang sama: ±10% untuk produksi, naik bertahap ke arah 20%-an untuk eksplorasi.

5. Tingkat kapitalisasi general berdasarkan populasi izin

mayoritas Untuk memperoleh satu angka ringkas ("general"), kisaran per fase dibobot dengan populasi izin. WK eksplorasi dalam terminasi (3 WK) dikeluarkan karena tidak dinilai dengan DCF berjalan. WK eksploitasi diperlakukan sebagai satu kelas dengan kisaran 10–15% (mencakup produksi normal sampai mature; SKK Migas tidak merinci porsi produksi stabil, mature, dan pengembangan di dalamnya).

Tabel 3. Perhitungan tingkat kapitalisasi general berbobot populasi izin aktif

Sumber: hitungan penulis. Rumus: Σ (WK kelas ÷ 162) × titik tengah kelas. Titik tengah eksplorasi = (17 + 25) ÷ 2.

Ada tiga cara membaca "general" dan sebaiknya ketiganya disajikan bersama:

• Kelas mayoritas (eksploitasi, 64,8% dari seluruh WK): 10–15%, titik tengah ±12,5%. Ini angka yang paling relevan untuk aset yang sebenarnya dinilai KJPP sehari-hari. • Berbobot jumlah izin aktif (107 : 55): ±15,4%. Angka ini terdorong naik oleh banyaknya izin eksplorasi yang secara modal kecil. • Berbobot investasi (eksplorasi ±4,5%, eksploitasi ±95,5% dari belanja hulu): ±12,9% (memakai titik tengah eksplorasi 21%). Cocok untuk membaca "biaya modal industri" secara agregat. Gambar 5. Tiga cara membobot tingkat kapitalisasi general

Sumber: hitungan penulis dari data SKK Migas dan IPA (Bagian 3). Garis putih: titik tengah.

Kesimpulan bagian ini. Untuk populasi izin mayoritas (eksploitasi) tingkat kapitalisasi yang wajar dijadikan titik awal adalah ±12,5% dengan kisaran 10–15%; bila seluruh izin aktif dibobot jumlahnya, angka umum naik menjadi ±15% karena porsi eksplorasi. Angka ini tetap alat screening: tiap lapangan harus dinilai dengan DCF dan risiko spesifiknya.

valuasinusantara.com · Bukan tarif atau standar resmi; kisaran bersifat indikatif untuk analisis awal. Halaman 5

Valuasi Nusantara — Artikel Referensi Valuasi Kelompok: Sumber Daya Alam · Migas

6. Country risk Indonesia dan penyusunan discount rate

Damodaran (Januari 2026) memberi Indonesia peringkat Moody's Baa2, adjusted default spread 1,62%, Country Risk Premium (CRP) 2,46% dan Total Equity Risk Premium (ERP) 6,69%, dibandingkan ERP pasar dewasa 4,23%. Angka itu adalah input tingkat pasar, bukan discount rate suatu lapangan.

Sebagai ilustrasi dengan data Damodaran sektor Oil/Gas (Production and Exploration) AS Januari 2026 — beta 0,72; E/(D+E) 72,68%; D/(D+E) 27,32%; biaya utang 5,07% — dan Rf 4,18% (imbal hasil UST 10 tahun yang dipakai Damodaran), maka dengan ERP Indonesia 6,69%: Ke = 4,18% + 0,72 × 6,69% = 9,00%. Biaya utang USD Indonesia diperkirakan 5,07% + 1,62% = 6,69%; dengan tarif pajak ilustratif 22% dan bobot utang 27,32%, WACC ≈ 7,96%. Angka ini lebih rendah daripada patokan praktik 10% karena beta industri AS yang rendah (0,72) belum menangkap risiko spesifik aset: decline, fiskal PSC, umur kontrak, dan harga. Selisih ±2 poin tersebut adalah ruang bagi premi risiko aset yang terukur — bukan tambahan otomatis.

Gambar 6. Jembatan dari risk-free rate ke cost of equity, WACC pasar, dan patokan produksi 10%

Sumber: hitungan penulis dari Damodaran (Jan 2026: beta, struktur modal, ERP, CRP). Tarif pajak 22% ilustratif. Premi risiko aset = selisih ke patokan 10%.

Menghindari double counting. Jika ERP yang dipakai sudah ERP Indonesia (mature ERP + CRP), CRP tidak boleh ditambahkan lagi. Risiko yang sudah tercermin dalam arus kas (misalnya skenario harga rendah, kenaikan biaya, atau jadwal pengembangan yang tertunda) juga tidak boleh dimasukkan lagi ke discount rate. Prinsipnya: risiko lebih tinggi harus tercermin secara konsisten di arus kas atau di tingkat return, tidak di keduanya.

7. Perbandingan dengan dunia

Perbandingan internasional memiliki dua sisi: risiko negara (yang menggeser cost of equity) dan praktik penilaian hulu (patokan diskonto per kategori cadangan). Gambar berikut memakai formula sederhana Ke = Rf + β × (ERP dewasa + CRP) dengan beta E&P yang sama (0,72), sehingga perbedaan antarnegara murni berasal dari country risk.

valuasinusantara.com · Bukan tarif atau standar resmi; kisaran bersifat indikatif untuk analisis awal. Halaman 6

Valuasi Nusantara — Artikel Referensi Valuasi Kelompok: Sumber Daya Alam · Migas

Gambar 7. Cost of equity ilustratif sektor E&P; menurut negara (beta dan Rf sama)

Sumber: Damodaran, Country Default Spreads and Risk Premiums (Jan 2026) untuk CRP; hitungan penulis. Nigeria dan Angola memiliki CRP sama (8,41%, Moody's B3).

Tabel 4. Country risk dan cost of equity ilustratif sektor E&P;

Sumber: Damodaran (Jan 2026); kolom Ke ilustratif dihitung penulis (Rf 4,18%, β 0,72).

Indonesia berada di tengah: lebih berisiko daripada Malaysia dan Thailand, sedikit lebih rendah daripada India, dan jauh di bawah Nigeria/Angola. Selisih cost of equity Indonesia terhadap negara AAA sekitar 1,8 poin (β × CRP = 0,72 × 2,46%). Namun perbedaan return yang disyaratkan proyek migas tidak boleh dibaca hanya dari CRP: lapangan lepas pantai Australia berisiko negara rendah tetapi CAPEX, biaya operasi, dan risiko teknisnya tinggi, sedangkan lapangan tertentu di Indonesia berisiko negara lebih tinggi tetapi berbiaya produksi rendah.

valuasinusantara.com · Bukan tarif atau standar resmi; kisaran bersifat indikatif untuk analisis awal. Halaman 7

Valuasi Nusantara — Artikel Referensi Valuasi Kelompok: Sumber Daya Alam · Migas

Gambar 8. Benchmark biaya modal dan discount rate sektor migas dari berbagai sumber

Sumber: Damodaran (Jan 2026); build-up penulis (Bagian 6); Wood Mackenzie (2021); Oil & Gas Journal (survei 2016); Utah State Tax Commission, Capitalization Rate Study 2025. Rentang SPEE tidak digambar karena berupa kisaran menurut kategori cadangan.

Tiga pelajaran dari perbandingan ini. Pertama, WACC berbasis CAPM untuk sektor E&P (5–8%) jauh di bawah tingkat yang dipakai praktisi (10%+), sehingga WACC pasar lebih tepat sebagai batas bawah, bukan tingkat akhir. Kedua, lembaga pajak properti Utah menetapkan untuk Oil & Gas Production WACC 11,20% (biaya ekuitas 13,52%, biaya utang 5,80%, struktur utang/ekuitas 30/70) dan tingkat kapitalisasi nominal yang dimuat pajak (tax-loaded) 14,35%; ini mendekati rentang produksi–mature dalam artikel ini (10–15%). Ketiga, kisaran risk-adjusted SPEE 10–27% membenarkan bahwa dispersi antar kategori cadangan lebih besar daripada dispersi antar negara.

Rezim fiskal ikut menentukan. Perubahan bagi hasil kontraktor dari 15–30% menjadi hingga 50% pada kontrak baru mengubah arus kas, bukan discount rate; keputusan investasi pada akhirnya ditentukan oleh gabungan keduanya. Oxford Institute for Energy Studies (2019) mencatat bahwa naiknya hurdle rate investor memperpanjang payback dan menggeser modal dari proyek jangka panjang (eksplorasi, deepwater) ke proyek berumur pendek, gejala yang relevan dengan rendahnya realisasi investasi eksplorasi Indonesia (±US$0,5 miliar dari target US$1,5 miliar pada 2025).

8. Contoh DCF ilustratif dan sensitivitas terhadap

discount rate Ambil lapangan hipotetis dengan produksi awal 20.000 BOPD, harga US$70/barel (pendapatan kotor tahun pertama ±US$511 juta), umur ekonomis 15 tahun dan CAPEX awal US$500 juta. Sesuai edisi sebelumnya, FCFF tahun pertama setelah biaya operasi, pajak, dan investasi lanjutan diasumsikan US$100 juta. Penulis menambahkan asumsi eksplisit: FCFF turun 5% per tahun (decline setelah memperhitungkan investasi lanjutan) dan CAPEX dikeluarkan pada t = 0. Ini contoh edukatif, bukan proyeksi lapangan tertentu.

valuasinusantara.com · Bukan tarif atau standar resmi; kisaran bersifat indikatif untuk analisis awal. Halaman 8

Valuasi Nusantara — Artikel Referensi Valuasi Kelompok: Sumber Daya Alam · Migas

Tabel 5. Sensitivitas nilai lapangan ilustratif terhadap discount rate

Sumber: hitungan penulis. IRR proyek ≈ 13,6%. Cap rate tersirat = FCFF tahun-1 ÷ PV arus kas operasi (sebelum CAPEX awal).

Gambar 9. NPV dan cap rate tersirat pada berbagai discount rate

Sumber: hitungan penulis dengan asumsi Bagian 8. Garis putus-putus: cap rate = discount rate (batas bawah untuk aset arus kas datar).

Ada tiga catatan. Pertama, nilai berubah sangat material: dari +US$157 juta pada 8% menjadi −US$112 juta pada 20%; proyek yang sama layak pada 10% menjadi tidak layak pada 14%. Kedua, cap rate tersirat (15–26%) selalu di atas discount rate karena arus kas menurun 5% per tahun dan umur terbatas; menyalin "cap rate 10%" ke lapangan seperti ini akan melebih-lebihkan nilai. Ketiga, IRR ≈ 13,6% berarti pada patokan 10% proyek melewati hurdle, tetapi tidak pada rentang mature/pengembangan bagian atas — menunjukkan mengapa fase menentukan tingkat yang layak dipakai.

9. Risiko yang perlu diperiksa dalam laporan penilaian

valuasinusantara.com · Bukan tarif atau standar resmi; kisaran bersifat indikatif untuk analisis awal. Halaman 9

Valuasi Nusantara — Artikel Referensi Valuasi Kelompok: Sumber Daya Alam · Migas

Tabel 6. Peta risiko dan fase yang paling terpengaruh

Sumber: analisis penulis; klasifikasi cadangan mengacu SPE PRMS.

Catatan terkait kontrak: kewajiban KKKS menawarkan participating interest (PI) 10% kepada BUMD setelah POD pertama disetujui (Permen ESDM 37/2016, diubah Permen ESDM 1/2025) memengaruhi arus kas yang dapat diklaim investor dan harus tercermin dalam proyeksi, bukan dalam discount rate.

10. Implikasi praktis bagi penilai

• Tetapkan dulu fase dan kategori cadangan (PDP, PDNP, PUD, contingent, prospective) sebelum memilih tingkat; jangan memakai satu tingkat untuk seluruh aset. • Mulai dari patokan 10% untuk produksi terbukti, lalu jelaskan setiap kenaikan (decline, sisa kontrak, CAPEX lanjutan, deepwater) secara terukur. Bandingkan dengan WACC build-up sebagai batas bawah. • Pilih satu jalur risiko: risiko volume dan biaya di arus kas (skenario/probabilitas), risiko sistemik dan pasar di tingkat diskonto. Hindari menambahkan CRP dua kali. • Sajikan sensitivitas minimal ±2 poin discount rate dan skenario harga; tunjukkan NPV, IRR, dan cap rate tersirat sebagai pemeriksaan silang. • Gunakan cap rate hanya sebagai cross-check dan jelaskan mengapa cap rate tersirat lebih tinggi daripada discount rate. • Cantumkan tanggal dan sumber semua input pasar (Rf, ERP, CRP, beta); data Damodaran dan SKK Migas berubah setiap tahun atau bahkan tiap bulan.

11. Kesimpulan

Tidak ada satu cap rate atau discount rate baku untuk seluruh lapangan migas Indonesia. Dari 165 WK per Agustus 2026, mayoritas (107 WK; 64,8%) berada di tahap eksploitasi, dengan return yang disyaratkan sekitar 10–15% (titik tengah ±12,5%); 55 WK eksplorasi aktif membutuhkan 17–25%; dan bila seluruh izin aktif dibobot jumlahnya tingkat umum ±15%. Dibanding dunia, WACC pasar E&P AS jauh lebih rendah (±6%), patokan praktik hulu adalah 10%, dan country risk Indonesia menambah ±1,8 poin pada cost of equity dibanding negara AAA.

Dalam praktik, DCF berbasis cadangan, profil produksi, harga, biaya, dan ketentuan fiskal tetap menjadi metode utama. Tingkat kapitalisasi dalam artikel ini adalah alat screening dan pembanding, bukan pengganti analisis tiap aset.

Prinsip utama: risiko yang lebih tinggi harus tercermin secara konsisten dalam arus kas dan/atau required return, tetapi risiko yang sama tidak boleh dimasukkan dua kali.

valuasinusantara.com · Bukan tarif atau standar resmi; kisaran bersifat indikatif untuk analisis awal. Halaman 10

Valuasi Nusantara — Artikel Referensi Valuasi Kelompok: Sumber Daya Alam · Migas

Batasan. (1) Kisaran per fase adalah sintesis penulis, bukan data transaksi Indonesia; belum ada database publik yang memuat cap rate transaksi lapangan migas Indonesia per fase. (2) SKK Migas tidak merinci pembagian WK eksploitasi antara produksi stabil, mature, dan pengembangan, sehingga kelas eksploitasi diperlakukan tunggal. (3) Beta dan struktur modal Damodaran berasal dari perusahaan tercatat di AS; beta perusahaan Indonesia dapat berbeda. (4) Data Utah adalah tingkat kapitalisasi pajak properti dan hanya pembanding konseptual. (5) Survei OGJ (2016) dan SPEE (2014, 2018) berusia beberapa tahun dan berbasis Amerika Utara; dipakai untuk pola, bukan untuk angka yang harus ditiru. (6) Contoh DCF bersifat edukatif dan seluruh asumsinya tercantum di Bagian 8.

Referensi

1. SKK Migas — paparan Kepala SKK Migas, "Peningkatan Produksi Migas Nasional: Strategi, Langkah, dan Implementasi", 15 Sep 2026; dilaporkan RuangEnergi.com, 17 Sep 2026. https://www.ruangenergi.com/skk-migas-kejar-faster-first-oil-sumur-idle-hingga-eksplorasi-timur-dibidik/ 2. Direktorat Jenderal Migas, Kementerian ESDM — Total Komitmen Eksplorasi USD 57,9 Juta, Kontrak 8 WK Hasil Lelang Tahap II dan III 2025 Ditandatangani (Mei 2026). https://migas.esdm.go.id/post/Total-Komitmen-Eksplorasi-USD-57-9-Juta- Kontrak-8-Wilayah-Kerja-Hasil-Lelang-Tahap-II-dan-III-Tahun-2025-Ditandatangani 3. Kementerian ESDM — Lima Pemenang Wilayah Kerja Migas Ditetapkan (lelang tahap II 2024). https://www.esdm.go.id/id/m edia-center/arsip-berita/lima-pemenang-wilayah-kerja-migas-ditetapkan-bukti-industri-migas-masih-menarik- 4. Kementerian ESDM — Masifkan Eksplorasi, 68 Cekungan Migas Simpan Potensi Besar. https://www.esdm.go.id/id/media-center/arsip-berita/masifkan-eksplorasi-68-cekungan-migas-simpan-potensi-besar 5. Kementerian ESDM — Tindak Lanjut Upaya Mencapai Target Produksi Migas Tahun 2025 (bagi hasil kontraktor hingga 50%; Kepmen ESDM 199/2021). https://www.esdm.go.id/id/media-center/arsip-berita/tindak-lanjut-upaya-mencapai-target-produksi-migas-tahun-2025- 6. Indonesian Petroleum Association — Closing 2025 and Moving Towards 2026: Indonesia's Oil and Gas Sector Outlook (Jan 2026). https://www.ipa.or.id/id/news/news/closing-2025-and-moving-towards-2026-indonesias-oil-and-gas-sector-outlook- ensures-energy-security 7. Bloomberg Technoz — SKK Migas Bidik 100 Sumur Eksplorasi-Eksploitasi Sepanjang 2026 (22 Mei 2026). https://www.bloombergtechnoz.com/detail-news/109815/skk-migas-bidik-100-sumur-eksplorasi-eksploitasi-sepanjang-2026 8. Suara Pemerintah — Lelang Blok Migas Tahap II 2026 Dibuka, 8 Wilayah Kerja Ditawarkan (Sep 2026). https://suarapemerintah.id/2026/09/lelang-blok-migas-tahap-ii-2026-dibuka-8-wilayah-kerja-ditawarkan/ 9. SKK Migas — Keputusan Kepala SKK Migas No. KEP-0098/2021, Pedoman Tata Kerja Plan of Development (POD) Rev. 03. 10. Damodaran, A. (NYU Stern) — Cost of Equity and Capital (US), data Januari 2026. https://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/wacc.html 11. Damodaran, A. (NYU Stern) — Country Default Spreads and Risk Premiums, data Januari 2026. https://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html 12. Utah State Tax Commission, Centrally Assessed Division — Capitalization Rate Study for Natural Resource Properties, 1 Jan 2025. https://propertytax.utah.gov/rate-studies/nrcapratestudy2025.pdf 13. Wood Mackenzie — Oil and gas: a risky business (2021). https://www.woodmac.com/news/opinion/oil-and-gas-a-risky-business/ 14. International Energy Agency — The Implications of Oil and Gas Field Decline Rates (2025), Executive Summary. https://www.iea.org/reports/the-implications-of-oil-and-gas-field-decline-rates/executive-summary 15. Mercer Capital — Accounting for Risk in Oil and Gas Reserve Valuations (2018), merangkum Survey of Parameters SPEE Juni 2018. https://mercercapital.com/accounting-for-risk-in-oil-and-gas-reserve-valuations/ 16. Axial — The Challenges of Valuing Oil & Gas Properties (2015), merangkum survei SPEE Juni 2014. https://www.axial.net/forum/valuing-oil-gas-reserves/ 17. Stout — The Limits of PV-10 in Oil & Gas Reserve Valuation (Okt 2025). https://www.stout.com/en/insights/article/limits-pv10-oil-gas-reserve-valuation 18. Oil & Gas Journal — Exploration & Production (survei discount rate perusahaan E&P 2015–2016). https://www.ogj.com/home/article/17294220/exploration-production 19. Oxford Institute for Energy Studies — Energy Transition Uncertainty and the Implications of Change in the Risk Preferences of Fossil Fuel Investors, Insight 45 (2019). 20. Society of Petroleum Engineers / WPC / AAPG / SPEE — Petroleum Resources Management System (PRMS), 2007 (dan pembaruannya). 21. Buku: Damodaran, A. Investment Valuation, 3rd ed., Wiley, 2012; Newendorp, P. & Schuyler, J. Decision Analysis for Petroleum Exploration, 2nd ed., Planning Press, 2000; Rose, P.R. Risk Analysis and Management of Petroleum Exploration Ventures, AAPG, 2001; Dixit, A. & Pindyck, R. Investment under Uncertainty, Princeton University Press, 1994.

valuasinusantara.com · Bukan tarif atau standar resmi; kisaran bersifat indikatif untuk analisis awal. Halaman 11

Valuasi Nusantara — Artikel Referensi Valuasi Kelompok: Sumber Daya Alam · Migas

22. Jurnal: Kellogg, R. (2014). The Effect of Uncertainty on Investment: Evidence from Texas Oil Drilling. American Economic Review, 104(6), 1698–1734. 23. Regulasi dan standar: UU No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi; PP No. 35 Tahun 2004; Permen ESDM No. 37 Tahun 2016 jo. No. 1 Tahun 2025 (PI 10%); Standar Penilaian Indonesia (SPI); International Valuation Standards (IVSC).

Artikel ini bersifat edukatif dan bukan opini nilai maupun nasihat investasi. Penilaian atas aset tertentu memerlukan data, inspeksi, dan asumsi spesifik oleh penilai berlisensi.

valuasinusantara.com · Bukan tarif atau standar resmi; kisaran bersifat indikatif untuk analisis awal. Halaman 12