PERBANDINGAN MODEL KONTRAK MODIFIKASI...

PERBANDINGAN MODEL KONTRAK MODIFIKASI PSC DAN GROSS PSC DALAM PENGUSAHAAN GAS METHANA BATUBARA

DI INDONESIA

TUGAS AKHIR

Oleh:

JALAL UMARUDDIN

NIM 12206076

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK

pada Program Studi Teknik Perminyakan

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

2010


DI INDONESIA

Tugas Akhir

Oleh:

JALAL UMARUDDIN

NIM 12206076

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK

pada Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan

Institut Teknologi Bandung

Disetujui oleh:

Pembimbing Tugas Akhir,

Dr. Ir. Arsegianto M.Sc. NIP 130935677

KATA PENGANTAR

Puji syukur Alhamdulillah penulis ucapkan kehadirat Allah SWT atas berkah, rahmah, karunia dan ridho-Nya, penulis dapat menyelesaikan penulisan tugas akhir dengan baik.

Pengerjaan dan penulisan tugas akhir ini tidak lepas dari bantuan, bimbingan, pengarahan, dan motivasi berbagai pihak baik secara langsung maupun tidak langsung. Penulis ingin mengucapkan terima kasih kepada : 1. Bapak dan Ibu di rumah yang takkenal lelah selalu membesarkan hatiku. Serasa

ucapan terima kasih ini pun takkan cukup untuk menggantinya. Terima kasih atas kasih sayang dan motivasi yang diberikan.

2. Bapak Ir. Ucok WR Siagian M.Sc, Ph.D selaku Ketua Prodi Teknik Perminyakan ITB yang telah member arahan selama kuliah di Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung.

3. Bapak Ir. Leksono Mucharam M.Sc., Ph.D selaku dosen wali yang selalu membimbing dan mengarahkan selama menempuh kuliah. Serta tak henti-hentinya memberikan nasihat agar kuliah saya lancar selama di Institut Teknologi Bandung.

4. Mas Dr. Ir. Arsegianto M.Sc. selaku pembimbing yang telah membimbing, memberi masukkan dan dorongan selama penulis menyelesaikan Tugas Akhir.

5. Mas Ir. Sudono M.T. selaku Manager CBM PT. Pertamina EP yang tidak tanggung-tanggung membagikan ilmunya untuk menyelesaikan Tugas Akhir ini.

6. Seluruh Dosen Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung yang dengan ikhlas membagikan ilmu tentang Petroleum Engineeringnya.

7. Pak Oman, Pak Paryono, Pak Haryanta serta seluruh pegawai tata usaha Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung yang telah membantu dengan ikhlas, sehingga penulis menyelesaikan pendidikan di ITB.

8. Ali Baidlowi, Novelia Mahastuti, Mukhlis Solehuddin, Elnika Avis, Danny Hamid Ustadi, Ocha, Hanif, Nabil, Cantika, Noval serta seluruh adik dan keponakan yang lucu-lucu yang belum tersebutkan.

9. Andrianto, Ardian, Sary, Danang, Ryan, Tusy, Reza, Asmoro, Jay, Rio dan seluruh anak TM angkatan 2006 yang sangat luar biasa, banyak memberi inspirasi dalam hidup, selama kuliah di Teknik Perminyakan.

10. Dan semua stakeholders yang tidak bisa penulis sebutkan satu per satu. Penulis sadar bahwa penulisan tugas akhir ini masih jauh dari sempurna. Oleh

karena itu, saran dan kritik untuk tugas akhir ini sangat diharapkan. Akhir kata, semoga karya ini dapat berguna khususnya untuk diri sendiri, terlebih untuk Bangsa dan Negara.

Bandung, 28 Juni 2010

Penulis,

Jalal Umaruddin

Jalal Umaruddin, 12206076, Semester 2 – 2009/2010 1


DI INDONESIA Oleh:

Jalal Umaruddin*

Pembimbing: Dr. Ir. Arsegianto**

Sari Produksi minyak dan gas dalam negeri mengalami penurunan dalam beberapa tahun terakhir. Sedangkan jumlah penduduk Indonesia selalu meningkat dari tahun ke tahun. Konsumsi energi dalam negeri lebih besar dibandingkan dengan produksi. Disamping penurunan produksi energi di Indonesia, sebenarnya Indonesia memiliki beberapa sumberdaya energi yang belum terberdayakan secara optimal. Salah satu sumberdaya potensial tersebut adalah gas methana batubara. Sekitar 453 TSCF sumberdaya gas methana batubara yang tersimpan dalam bumi Indonesia. Akantetapi, gas methana batubara ini dikategorikan dalam Unconventional Gas. Karena memiliki karakteristik yang berbeda Conventional Gas yang sudah dikembangkan di Indonesia terlebih dahulu. Dengan hasil produksi yang sama, pengambilan Gas Methana Batubara membutuhkan biaya pengangkatan yang lebih besar. Tugas akhir ini mencoba untuk memberikan sebuah solusi, sistem kontrak bagi hasil yang bisa mengakomodir pengusahaan gas methana batubara. Agar tercipta kegiatan eksporasi dan eksploitasi Gas Methana Batubara yang optimal. Kata kunci : Energi, Gas Methana Batubara, Kontrak Bagi Hasil, Biaya Pengangkatan, Optimal. Abstract Oil and gas production in the country has decreased in recent years. While the Indonesian population is increasing from year to year. Domestic energy consumption is greater than production. In addition to decreased energy production in Indonesia, actually, Indonesia has some energy resources that have not been empowered optimally. One of that potential energy resources are coalbed methane. Approximately 453 TSCF coalbed methane gas resources that are stored in the Earth Indonesia. But Coalbed methane is considered in unconventional gas. Because it has different characteristics than conventional gas that have been developed in Indonesia first. With the same production, lifting cost coalbed methane requires the a greater cost than Conventional Gas. This final attempt to provide a solution, the system of production sharing contracts which can accommodate coalbed methane exploitation. in order to stimulate optimally coalbed methane exploration and exploitation.

Keywords : Energy, Coalbed Methane, Production Sharing Contract, Lifting Cost, Optimal.

* Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB. ** Dosen Pembimbing Tugas Akhir I. PENDAHULUAN 1.1. Latar Belakang Masalah

Pengembangan Gas Methana Batubara, untuk berikutnya disebut Coalbed Methane di Indonesia merupakan isu hangat yang memberikan solusi permasalah energi dalam negeri. Upaya pencarian energi alternatif memang sangat diperlukan mengingat cadangan minyak kita yang hanya akan tersisa tak lebih dari 13 tahun lagi. Karena itu, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral yang baru, Darwin Zahedy Saleh akan mengupayakan restrukturisasi dan regulasi energi panas bumi dan mempercepat penyusun perangkat peraturan untuk pemanfaatan Coalbed Methane, sehingga dapat berproduksi sebelum tahun 2011.

Bukan hanya dapat dilihat dari produksi minyak yang selalu menurun, akan tetapi

dibandingkan dengan besarnya konsumsi masyarakat Indonesia. Produksi Indonesia rata-rata tahun 2007 adalah 954.398 barrels per hari sedangkan besarnya konsumsi minyak Indonesia sekitar 1,4 juta barrels per hari. Hal ini harusnya menjadi sebuah dorongan untuk industry energi Indonesia melakukan pencarian energi alternatif untuk memenuhi kebutuhan energi Indonesia yang belum tertutup oleh produksi minyak Nasional.

Tekad untuk segera dapat memanfaatkan Coalbed Methane tersebut juga didukung oleh Ketua Unit Kerja Presiden untuk Pengendalian Program Pembangunan (UKP4) Kuntoro Mangkusubroto. Dalam keterangan pers, seusai mengikuti rapat terbatas mengenai percepatan proyek listrik 10.000 MW di Istana Wakil Presiden Boediono, Jakarta, Jumat lalu, Kuntoro mengatakan bahwa pemanfaatan gas yang


tersembunyi di bawah batu bara atau disebut Coalbed Methane (CBM), mulai 2011 dimanfaatkan untuk memasok gas di PT Perusahaan Listrik Negara (PLN). Untuk itu, selama dua tahun ini, pemerintah akan menyiapkan langkah-langkah untuk dapat memanfaatkannya.

Gambar 1 Produksi migas Indonesia

Coalbed Methane adalah gas alam dengan dominan gas methana dan disertai oleh sedikit hidrokarbon lainnya dan gas non-hidrokarbon dalam batubara hasil dari beberapa proses kimia dan fisika. Coalbed Methane sama seperti gas alam konvensional yang kita kenal saat ini, namun perbedaannya adalah Coalbed Methane berasosiasi dengan batubara sebagai source rock dan reservoirnya. Sedangkan gas alam yang kita kenal saat ini, walaupun sebagian ada yang bersumber dari batubara, diproduksikan dari reservoir pasir, gamping maupun rekahan batuan beku. Hal lain yang membedakan keduanya adalah cara penambangannya, dimana reservoir Coalbed

Methane harus direkayasa terlebih dahulu sebelum gasnya dapat diproduksikan. Pengertian reservoir

batubara masih baru dalam dunia perminyakan, Coalbed Methane berasal dari material organik tumbuhan tinggi, melalui beberapa proses kimia dan fisika (dalam bentuk panas dan tekanan secara menerus) yang berubah menjadi gambut dan akhirnya terbentuk batubara. Selama berlangsungnya proses pemendaman dan pematangan, material organik akan mengeluarkan air, CO2, gas methana dan gas lainnya. Selain melalui proses kimia, Coalbed Methane dapat terbentuk dari aktifitas bakteri metanogenik dalam air yang terperangkap dalam batubara khususnya lignit.

Dalam pengusahaan Coalbed Methane di Indonesia masih belum menggunakan pola kontrak kerjasama yang pasti. Kontrak pengembangan lapangan Coalbed Methane di Indonesia masih menggunakan pola Profit Sharing Contract (PSC) minyak dan gas yang dimodifikasi. Coalbed

Methane berbeda dengan gas konvensional, dengan hasil yang sama pengusahaan Coalbed Methane ini membutuhkan investasi yang lebih besar. Menurut

beberapa analis keekonomian proyek pelaku pengusahaan Coalbed Methane di Indonesia, perlu ada perubahan pola PSC. Tugas akhir ini mencoba memberikan salah satu alternative pola PSC untuk pengusahaan Coalbed Methane, sebagai bagian dari pengembangan aturan dan regulasi pengusahaan Coalbed Methane di Indonesia.

1.2. Tujuan Penelitian

Penelitian ini bertujuan memberi masukan kepada penentu kebijakan energi di Indonesia bahwa kebutuhan energi dalam negeri akan selalu meningkat. Dari segi penentu kebijakan perlu memberikan stimulasi untuk mempercepat produksi energi dalam negeri. Model PSC yang kami usulkan memberikan gambaran baru bagi hasil antara pemerintah dan perusahaan kontraktor. Yang dinilai bisa memberikan progressivitas yang lebih cepat 1.3. Sumber Data

Data-data lapangan yang akan dipergunakan dalam analisis keekonomian model kontrak adalah data prediksi produksi Coalbed Methane di lapangan X. yang diasumsikan sebagai hasil rata-rata pengusahaan Coalbed Methane dengan karakteristik lapangan di Indonesia. II. GAS METHANA BATUBARA SEBAGAI

ENERGI ALTERNATIF Karakteristik Gas Methana Batubara

Coalbed Methane adalah gas alam yang ditemukan pada sebagian besar endapan batubara , yang terbentuk pada saat coalification. Coalbed

Methane adalah gas alam dengan dominan gas methana dan disertai sedikit hidrokarbon lainnya dan gas non-hidrokarbon dalam batu bara hasil dari beberapa proses kimia dan fisika. Coalbed Methane sama seperti gas alam konvensional yang kita kenal saat ini, namun perbedaannya adalah Coalbed

Methane berasosiasi dengan batu bara sebagai source rock dan reservoirnya. Sedangkan gas alam yang kita kenal, walaupun sebagian ada yang bersumber dari batu bara, diproduksikan dari reservoir pasir, gamping maupun rekahan batuan beku. Hal lain yang membedakan keduanya adalah cara penambangannya dimana reservoir Coalbed

Methane harus direkayasa terlebih dahulu sebelum gasnya dapat diproduksikan.

Lapisan batubara dapat menjadi batuan sumber dan reservoir, karena itu Coalbed Methane diproduksi secara insitu, tersimpan melalui permukaan rekahan, mesopore, dan mikropore. Permukaan tersebut menarik molekul gas, sehingga tersimpan. Gas kemudian keluar melalui matriks

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1998 2000 2002 2004 2006 2008

Mill

ion

s

Produksi Minyak Indonesia


batubara dan mengalir melalui rekahan sampai pada sumur. Gas tersebut sering kali terjebak pada rekahan-rekahan.

Gambar 2 Desorbsi gas

Karakteristik reservoir Coalbed Methane berbeda dengan reservoir gas konvensional. Sebagaimana tercantum pada tabel l. tidak seperti reservoir gas konvensional, batubara bertindak baik sebagai batuan reservoir maupun batuan sumber gas (source rock). Batubara merupakan media berpori yang heterogen serata unisotropic yang memiliki sistem dual-porosity : makropori dan mikropori. Makropori juga terkenal sebagai cleat, merupakan rekahan alami yang umum terdapat pada semua lapisan batubara. Sedangkan mikropori atau matrik menyimpan sebagian besar kandungan gas. Karakteristik yang unik dari batubara ini menyebabkan Coalbed Methane

sebagai unconventional gas resource.

Tabel 1 – Perbedaan Karakteristik

Karakteristik

Gas Konvensional Coalbed Methane

Reservo

ir rock

batu pasir, gamping atau rekahan batuan beku

batu bara

Struktur

rekahan dengan rongga yang acak

cleats dengan ukuran rongga yang seragam

pembentukan

gas

gas terbentuk di source rock lalu

bermigrasi ke reservoir

gas terbentuk dan terperangkap

dalam batubara

mekanisme

penyimpanan

gas

kompresi adsorbsi

kinerja produk

si

laju alir gas mulai tinggi lalu

menurun. Awalnya sedikit atau bahkan tidak ada air GWR semakin menurun

laju alir gas meningkat seiring

dengan waktu, lalu turun.

Produksi awal didominasi air.

GWR meningkat seiring dengan

waktu mekani

sme perpind

ahan

gradien tekanan (Hukum Darcy)

gradien konsentrasi

(Hukum Fick) dan gradien

tekanan (Hukum Darcy)

sifat-sifat

mekanik

Modulus Young + 106 ,

Kompresibilitas + 106

Modulus Young + 105 ,

Kompresibilitas + 10-4

Coalbed Methane diproduksi dengan cara terlebih dahulu merekayasa batu bara (sebagai reservoir) agar didapatkan cukup ruang sebagai jalan keluar gasnya. Proses rekayasa diawali dengan memproduksi air (dewatering) agar terjadi perubahan kesetimbangan mekanika. Setelah tekanan turun, gas batu bara akan keluar dari matriks batu baranya. Gas methana kemudian akan mengalir melalui rekahan batu bara (cleat) dan akhirnya keluar menuju lobang sumur. Puncak produksi Coalbed Methane bervariasi antara 3 sampai 5 tahun. Sedangkan periode penurunan produksi decline) lebih lambat dari gas alam konvensional.

Kelakuan produksi Coalbed Methane sangat kompleks dan sulit diramalkan ataupun dianalisis, terutama pada tahap awal perolehan. Hal ini disebabkan produksi gas dari reservoir Coalbed

Methane diatur oleh interaksi yang kompleks antara difusi gas melalui sistem mikropori (matriks) dengan aliran dua fasa, gas dan air. Melalui sistem makropori (cleats), yang secara bersamaan terjadi dalam suatu proses desorbsi. Kita dapat membandingkan kelakuan reservoir gas konvensional terhadap reservoir gas konvensional terhadap reservoir Coalbed Methane.

Karena gas tersimpan secara adsorpsi, maka untuk memproduksikannya dibutuhkan penurunan tekanan dari reservoir agar terjadi proses desorpsi sesuai dengan kurva Langmur Isoterm. Gas yang telah terdesorpsi akan mengalir sepanjang matriks secara difusi akibat adanya perbedaan konsentrasi. Kemudian gas akan mengalir ke dalam cleat, lalu selanjutnya akan menuju lubang bor mengikuti aliran Darcy.

Pada saat awal produksi, produksi gas akan meningkat sampai mencapai puncak produksi.


Proses ini disebut negative gas decline rate atau dewatering. Setelah melewati puncak, produksi gas akan menurun seiring bertambahnya waktu dan mengikuti trend produksi pada gas konvensional. Gambar 2 menunjukkan kurva produksi gas dan air pada sebuah sumur Coalbed Methane. Karena profil produksi yang unik ini maka diperlukan suatu metode yang bisa memprediksi laju alir gas dan air pada sumur Coalbed Methane.

Gambar 3 Skema Produksi Gas dan Air

III. PERAN PENTING GAS METHANA

BATUBARA DI INDONESIA

Potensi Gas Methana Batubara di Indonesia

Hasil penelitian oleh Direktorat Jendral Migas dan ADB pada tahun 2003, Indonesia memiliki cadangan Coalbed Methane sebesar 453,3 TCF yang tersebar di empat pulau, yaitu : Sumatra, Kalimantan, Jawa dan Sulawesi. Sebagaimana terlihat dari tabel berikut :

Tabel 2 – Data Sebaran Coalbed Methane

Basin CBM Resources (TSCF)

Prospective area

Sumatra Central Sumatra 52.5 15,000 Ombilin 0.5 500 South Sumatra 183 20,000 Bengkulu 3.6 3,000 Kalimantan Barito 101.6 15,000 Kutai 80.4 10,000 Berau 8.4 2,000 North Tarakan 17.5 6,500 Pasir / Asam 3 1,000 Java Jatibarang 0.8 500 Sulawesi

Sengkang 2 1,000 TOTAL 453.3 74,500

Pada tabel tersebut terlihat bahwa sebagian besar dari cadangan Coalbed Methane di Indonesia berada di South Sumatra Basin dengan jumlah 183 TCF. Cadangan gas methana batubara sebesar itu merupakan suatu jumlah yang sangat besar, yang bisa diproduksikan akan menambah cadangan konsumsi gas negara puluhan tahun mendatang.

Sebaliknya justru menguntungkan para penambang batu bara, karena gas emisinya telah dimanfaatkan sehingga lapisan batu bara tersebut menjadi aman untuk ditambang. Coalbed Methane juga merupakan sumber energi yang ramah lingkungan. Sumber daya Coalbed Methane Indonesia mencapai 453,3 triliun kaki kubik (TCF) yang tersebar pada 11 cekungan hydrocarbon. Sementara itu, cadangan Coalbed Methane sebesar 112,47 TCF merupakan cadangan terbukti dan 57,60 TCF merupakan cadangan potensial.

Gambar 4 Cekungan CBM di Indonesia

Pengembangan Coalbed Methane di Indonesia dilakukan atas kebijakan Pemerintah yang sudah dikeluarkan oleh Menteri ESDM sebagai terobosan atas menurunnya jumlah produksi minyak di Indonesia.

Juga untuk membuktikan kebenaran dan menindak lanjuti hasil survei yang telah dilakukan oleh Konsultan Amerika tentang kemungkinan adanya potensi sumberdaya harapan Coalbed

Methane di Indonesia.

Program Pemerintah Konversi BBM dengan BBG

Harga minyak Dunia mengalami kenaikan yang sangat signifikan dalam beberapa tahun terakhir. Negara Indonesia yang memiliki jumlah penduduk sangat besar, + 240 juta jiwa. Dengan jumlah penduduk peringkat empat terbesar di Dunia. Kita membutuhkan pasokan energi yang besar pula.


Salah satu kebijakan pemerintah untuk menanggulangi itu adalah konversi bahan bakar minyak (BBM) dengan bahan bakar gas(BBG). BBG sebenarnya diperkenalkan pertama kali di Indonesia pada 2003. Dalam beberapa tahun terakhir BBG digunakan terbatas pada bus TransJakarta dan beberapa taksi saja. Pemilik kendaraan pribadi masih banyak yang meragukan keamanan dari BBG serta masih terbatasnya jumlah Stasiun Pengisian Bahan Bakar Gas (SPBG).

Selain digunakan dalam kendaraan, gas juga menjadi solusi untuk bahan bakar memasak masyarakat. Pertamina (Persero) menyatakan realisasi pembagian paket konversi minyak tanah ke elpiji pada 2009 melebihi target yang ditetapkan pemerintah. Juru bicara Pertamina Basuki Trikora Putra di Jakarta, Sabtu (2/1) mengatakan hingga 31 Desember 2009, pendistribusian paket konversi mencapai 24.100.221 atau 101,38 persen di atas target pemerintah sebesar 23.772.582 paket. "Perinciannya, rumah tangga sebanyak 22.514.980 dan UKM (usaha kecil dan menengah) 1.585.241, sehingga totalnya 24.100.221 atau 101,38 persen di atas target," ujarnya.

Menurutnya secara akumulasi sejak program konversi dijalankan Mei 2007, paket yang telah dibagikan mencapai 43.154.365 yang terdiri dari 2007 sebesar 3.976.450, 2008 15.077694, dan 2009 24.100.221. Paket konversi yang dibagikan terdiri dari tabung elpiji 3 kg beserta isinya, kompor, selang, dan regulator.

Basuki menambahkan sampai kini, realisasi penarikan minyak tanah bersubsidi mencapai 5.214.710 kiloliter atau lebih tinggi dari target pemerintah 4.168.082 kiloliter. Nilai penghematan subsidi mencapai Rp22,4 triliun yang setelah dikurangi biaya konversi Rp10,1 triliun, didapat penghematan bersih Rp12,3 triliun.

"Provinsi yang sudah bebas minyak tanah subsidi adalah Jakarta, Jabar, Banten, Jateng, Yogyakarta, Bali, dan Sumsel. Sedangkan dalam proses Jatim, Kepri, Riau, Lampung, Sumut, Kalbar, Kaltim, dan Sulsel," ujarnya.

Pada 2010, Pertamina akan membagikan sekitar 10 juta paket konversi. Pertamina memperkirakan, kebutuhan elpiji pada 2010 akan mencapai 4,34 juta ton yang terdiri dari 3,08 juta ton untuk konsumsi tabung 3 kg yang mendapat subsidi dan 1,26 juta ton lainnya nonsubsidi.

Pasokan elpiji direncanakan berasal dari kilang Pertamina sebanyak 818.545 ton, operasi kegiatan hulu Pertamina 52.920 ton, pasokan kontraktor lain

969.724 ton, kilang swasta domestik 88.550 ton, dan impor melalui Petredec 1,5 juta ton. Sisanya, diupayakan melalui tambahan impor atau kilang Bontang.

IV. DASAR PENGUSAHAAN GAS METHANA BATUBARA DI INDONESIA

Kebijakan Pemerintah Tentang Energi Nasional

Pemerintahan Indonesia telah mengeluarkan kebijakan energi nasional mengeluarkan kebijakan energi nasional sebagai blueprint bagi penggunaan berbagai macam energi pada tahun 2025 untuk mengamankan pasokan energi bagi kebutuhan domestic. Kebijakan tersebut ditujukan untuk mengurangi konsumsi minyak mentah Indonesia hingga 20%, dan mendorong penggunaan gas alam hingga 30% dan batubara hingga 33% pada tahun 2025. Kebijakan tersebut juga mendorong penggunaan sumber-sumber energi alternatif bagi kebutuhan domestic sebanyak 17%, yaitu masing-masing 2% untuk liquefied coal, 5% untuk biofuel dan geothermal, 5% untuk sumber energi baru dan terbarukan. Coalbed Methane termasuk dalam energi baru terbarukan dan diharapkan dapat memasok 1-2% total kebutuhan energi nasional pada tahun 2025.

Coalbed Methane memang merupakan hal yang relatif masih baru bagi Indonesia. Namun, lain halnya dengan negara lain seperti Amerika Serikat, Kanada, China dan Australia. Akantetapi Indonesia memiliki cadangan Coalbed Methane yang besar, yaitu terbesar kedua setelah Amerika Serikat. Data kementerian ESDM menjelaskan kalau potensi cadangan Coalbed Methane Indonesia mencapai 453.30 tcf, data Advance

Resources International, inc, 2003.

President Director & CEO Vico Indonesia, Craig Steward, menerangkan potensi Coalbed

Methane Indonesia termasuk yang terbesar di dunia. "Cadangan Coalbed Methane Indonesia capai 450tcf, sedikit di bawah negara Amerika Serikat yang mencapai 700 tcf," Cadangan Coalbed

Methane Indonesia masih di atas Australia yang hanya 250tcf, South Afrika hanya 70tcf. "Besarnya cadangan Coalbed Methane menjadikan Indonesia negara yang menarik bagi pengembangan Coalbed

Methane," kata Craig lagi.

Tantangan-tantangan Pengusahaan Gas Methana Batubara di Indonesia

Tujuh hal yang perlu diperhatikan dalam pengusahaan Coalbed Methane, hal tersebut adalah :

1. Ketebalan lapisan Batubara


2. Kandungan Gas 3. Tingkat kematangan batubara 4. Permeabilitas 5. Produksi air 6. Pencemaran air permukaan 7. Dana (Pembiayaan) 8. Infrastruktur Pendukung

Secara garis besar tantangan yang dihadapi oleh usaha pengembangan Coalbed Methane di Indonesia dapat dibagi menjadi tiga tantangan utama, yaitu :

1. Tantangan teknis a. Karakteristik reservoir, terutama

permeabilitas tidak diketahui dan harus diukur dengan insitu well testing.

b. Industri lebih banyak membutuhkan referensi tentang kandungan gas pada lapisan batubara di Indonesia.

c. Water disposal dapat menjadi tantangan utama dalam produksi Coalbed Methane ini.

d. Membutuhkan compressor yang mahal sebagaimana gas konvensional.

e. Kebanyakan potensi Coalbed Methane

berada di luar pulau Jawa, sehingga pasar yang tersedia terbatas.

2. Tantangan bisnis

a. Investasi dan resikonya sangat tinggi b. Pasar harus berkompetisi dengan gas alam

konvensional, kecuali pemerintah ambil bagian, yaitu dengan regulasi yang tepat seperti apa yang diusulkan oleh Tugas Akhir ini.

3. Tantangan kebijakan

a. Berdasarkan otonomi daerah, pemerintah daerah dapat memainkan peran penting dalam membantu investor memperoleh akses ke bisnis yang mudah ke bisnis Coalbed Methane.

Pengembangan prosedur penawaran yang sesuai dengan PSC yang sesuai dengan risiko bisnis Coalbed Methane. V. KAJIAN SISTEM KONTRAK

KERJASAMA PENGUSAHAAN GAS METHANA BATUBARA DI INDONESIA

Sejarah Bentuk-Bentuk Kontrak Migas di Indonesia

Pada masa perebutan kemerdekaan yang awalnya kedaulatan masih menjadi milik bangsa penjajah. Setelah diproklamasikan kemerdekaan bangsa Indonesia pada tahun 1945, maka semua pengusahaan sumberdaya alam segera berlandaskan UUD 1945. Dalam pasal 33 ayat 2

ditetapkan bahwa “Cabang-cabang produksi yang penting bagi negara dan menguasai hajat hidup orang banyak dikuasai oleh negara”’ dan pada ayat (3) bahwa “Bumi dan air dan kekayaan yang terkandung didalamnya dikuasai oleh negara dan dipergunakan untuk sebesar-besarnya kemakmuran rakyat.” Terjadi perdebatan yang panjang untuk merumuskan hal ini.

Untuk menindak lanjuti UUD tersebut, dilakukan perlawan fisik untuk merealisasikannya. Perjuangan fisik tersebut diantaranya adalah :

BBM yang digunakan untuk kebutuhan revolusi fisik di pulau Jawa adalah hasil dari pengilangan Cepu.

BBM untuk pesawat terbang sebagai sarana perebutan kedaulatan secara penuh juga dikuasai yaitu unit pengilangan Kenali Asam, Jambi.

Pada tahun 1955 yang dengan perpanjangan kontrak yang sebelumnya yaitu perusahaan STANVAC dengan pemerintahan Hindia-Belanda. Akhirnya STANVAC melakukan perudingan dengan Pemerintahan Negara kesatuan Republik Indonesia. Yang pertama STANVAC menghendaki Profit Split (fifty : fifty). Tetapi pemerintah NKRI bersikukuh untuk Production Split (fifty : fifty). Dan akhirnya disepakati antara keduanya Profit

Split (fifty : fifty), akantetapi hanya berlaku sampai 1960.

Setelah dikeluarkannya Dekrit Presiden tahun 1959 mengenai berlakunya kembali UUD 1945, maka pada tahun 1960 diterbitkan Undang-Undang no.44 tahun 1960 sebagai pengganti IMW.

Butir-butir utama undang-undang no.44 Prp Tahun 1960 adalah :

1. Bahan galian minyak dan gas merupakan kekayaan Nasional yang dikuasai oleh Negara.

2. Pengusahaan pertambangan Migas oleh perusahaan Negara selaku pemegang kuasa pertambangan.

3. Kuasa pertambangan : a. Wajib mengembalikan wilayah kuasa

pertambangan yang tidak diusahaka lagi. b. Meliputi kegiatan eksplorasi, eksploitasi,

pemurnian dan pengolahan, pengangkutan dan penjualan.

4. Bila diperlukan, Mentri dapat menunjuk pihak lain sebagai kontraktor bagi perusahan Negara.

Dengan disahkan Undang-Undang tersebut tentang pengusahaan Migas di Indonesia memberikan legalitas 3 buah perjanjian karya pada tahun 1963, masing-masing antara PN. PERTAMINA dengan PT. CPI dan CALASIATIC / TOPCO, antara PN. PERMIGAN dan PT. SHELL


INDONESIA, yang kemudian kemudian disahkan oleh DPR GR menjadi UU no.14 Tahun 1963. Tahun itu setelah terpilih anggota DPR pada PEMILU 1963.

Jenis-Jenis Kontrak Eksplorasi dan Eksploitasi Migas di Indonesia

Sampai saat ini dikenal tiga macam kontrak untuk eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi. Tiga macam kontrak tersebut antara lain sistem kontrak bagi hasil, sistem kontrak royalty dan sistem kontrak risk servis.

Sistem kontrak bagi hasil

Karakteristik kontrak bagi hasil antara lain :

a) Semua minyak yang diproduksikan menjadi milik pemerintah

b) Perusahaan yang mengusahakan pengembangan serta memproduksi minyak atau gas dari lapangan disebut dengan kontraktor.

c) Kontraktor menanggung biaya pengembangan dan biaya operasi yang akan dikembalikan dari hasil penjualan minyak dan gas bumi berdasarkan persetujuan pembagian minyak yang diproduksikan.

d) Minyak yang diproduksikan dibagi menjadi dua macam yaitu cost oil dan profit oil. Hasil penjualan cost oil selanjutnya dialokasikan untuk membayar biaya pengembangan dan biaya operasi yang telah dikeluarkan oleh kontraktor. Hasil penjualan profit oil, selanjutnya akan dibagi antara pemerintah dan kontraktor yang besarnya berdasarkan pada peraturan atau perjanjian yang berlaku.

Pada umumnya peraturan dalam sistem kontrak bagi hasil ini sudah mencakup pajak pendapatan.

Sistem Kontrak Royalti

dalam kontrak ini penerimaan pemerintah dari 2 macam :

a) Pendapatan dari royalty produksi minyak b) Pendapatan dari pajak

Dengan sistem kontrak royalty, pemerintah memperoleh jaminan untuk memperoleh pendapatan dari hasil penjualan minyak dan gas, terutama dari lapangan-lapangan kecil yang produksinya sedikit. Hal ini dapat dimengerti oleh karena jika hasil penjualan minyak hanya dapat dipergunakan untuk membayar biaya operasi saja, maka pemerintah tidak akan memperoleh keuntungan.

Sistem kontrak Risk Servis

Dalam sistem ini terdapat unsur-unsur sistem bagi hasil dan sistem royalty. Ciri utama dalam sistem kontrak ini adalah :

a) Risiko dan biaya eksplorasi yang ditanggung oleh kontraktor asing.

b) Jika produksi meningkat, perusahaan minyak dan gas memperoleh ganti rugi berupa uang dan bukan barang. Ganti ini berkaitan dengan biaya eksplorasi dan biaya pengembangan yang telah dikeluarkan pihak kontraktor, yang bentuknya dapat disertai dengan discount rate tertentu.

Alternatif lain adala kontraktor menerima bagian bersih yang mencakuppembayaran ganti rugi serta keuntungan dari usaha produksinya.

PSC Gas Konvensional

Kontrak production sharing contract (PSC) disasarkan pada pasal 6 Perpu no. 44 tahun 1960 dan undang-undang no. 8 tahun 1971, serta Undang-Undang no. 22 tahun 2001 dan Peraturan Pemerintah no.35 tahun 2004 yang disempurnakan oleh Peraturan Pemerintah no.34 tahun 2005.

Pada saat kontraktor mendapatkan gas, maka kontraktor mendapatkan pendapatan kotor (revenue). Revenue merupakan perkalian antara harga gas/MMBTU dan besar produksi tahunan. Penerimaan dari penjualan tersebut pertama-tama dipakai untuk menutupi biaya operasi (recoverable

cost) yang harus dibayar setiap tahun. Dan harus dikeluarkan untuk merealisasikan produksi, meliputi non capital cost, depresiasi capital cost dan unrecoverable cost tahun sebelumnya. Selajutnya pendapatan tersebut akan dibagi antara kontrakor dan pemerintah yang disebut equity to be

split. Di bawah ini, beberapa pengertian dan perhitungan komponen-komponen kontrak bagi hasil, sebagai berikut :

1. Gross Revenue (GREV), yaitu hasil penjualan gas :

GREV = Q x P ………….. (1)

Dengan : Q = tingkat produksi

P = harga gas

Bila dari suatu daerah dihasilkan lebih dari satu jenis produksi, misalnya LPG, gas dan kondensat maka Gross Revenue merupakan panjumlahan dari masing-masing produk.

2. Invesment Credit / Kredit Investasi (INCR), merupakan intensif yang diberikan pemerintah sebesar sebagian persen dari investasi capital


yang digunakan untuk membangun fasilitas produksi suatu lapangan.

3. Recoverable Cost (RECO), yaitu segala jenis biaya yang dapat dikurangi dari gross revenue sebelum sisanya dibagi antara kontraktor dan pemerintah. Unsur-unsur recoverable cost adalah :

a. Operating Cost / biaya operasi (OC), biaya yang dikeluarkan untuk produksi gas, termasuk biaya langsung seperti : gaji pegawai, bahan-bahan, pemeliharaan alat, administrasi, biaya kantor dan overhead.

b. Biaya Depresiasi (DEPR), pengembalian investasi yang besarnya ditentukan berdasarkan metode flat, declining, double

declining dll. c. Bunga Pinjaman / Interest (INTR), kontrak

bagi hasil juga memperbolehkan kontraktor untuk memasukkan bunga atas pinjaman untuk keperluan investasi sebagai salah satu unsur biaya.

d. Amortisasi (AMOR), yaitu biaya yang berhubungan dengan pengeluaran investasi non fisik, seperti survei atau studi.

e. Previous Year Unrecovered Cost (PYUC), yaitu biaya yang dipindahkan dari tahun sebelumnya karena belum ditagih pada tahun tersebut atau disebut cost carry over. Menurut ketentuan KPS, dalam satu tahun recoverable cost tidak boleh melebihi 40% dari gross revenue tahun yang bersangkutan. Sehingga RECO menjadi : RECO = OC + INCR + DEPR + INTR ……………… (2)

4. First Trench Petroleum (FTP), merupakan produksi yang disisihkan oleh pemerintah sebagai cadangan untuk pembagian yang akan dijumlahkan dengan equity to be split. Besarnya FTP biasanya 20% dari Gross

Revenue. 5. Taxable Income / pendapatan kena pajak (TI),

yaitu besarnya contactor share dikurang dengan DMO dan ditambahkan dengan DMO fee.

6. Pajak (TAX), yaitu bagian pemerintah yang besarnya mengacu pada ketentuan industri migas saat ini yaitu 44% dari Taxable Income.

7. Equity to be Split (EQSP), yaitu gross revenue dikurangi recoverable cost. EQSP = GREV + RECO ……….. (3) Jumlah inilah yang akan dibagi antara pemerintah dan kontraktor, akantetapi karena recoverable cost dibatasi 40% maka EQSP tidak akan kurang dari 60% dari GREV.

8. Contractor Equity Share (CEQS), merupakan bagian kontraktor yang diperoleh dari pembagian EQPS. CEQS = (r) x (EQPS) ……………..(4)

r adalah split rate yang besarnya : r = contractor share / (1-tax) …….(5) umumnya di Indonesia saat ini, share pemerintah terhadap kontraktor untuk gas adalah 70 : 30.

9. Government Equity Share (IEQS), yaitu bagian share untuk pemerintah : IEQS = (1-r) x (EQSP)…………….(6)

10. Domestic Market Obligation (DMO), merupakan kewajiban kontraktor menyerahkan sebagian minyak yang dihasilkan kepada pemerintah untuk memenuhi kebutuhan migas dalam negeri. Jumlah yang diserahkan ini besarnya ditetapkan secara merata untuk semua kontraktor yang beroperasi di Indonesia dan dibatasi maksimum 25% dari minyak yang dihasilkan pada tahun yang bersangkutan. Penyerahan DMO oleh kontraktor mendapat imbalan fee sebesar harga ekspor penuh berturut-turut selama 5 tahun produksi pertama. Setelah itu seharga 20 sen US $/barrel. Namun sejak dikeluarkan paket intensif 1988 harga ini dinaikkan menjadi 10% dari harga ekspor dan pada insentif 1993 baik pada lahan konvensional maupun frontier dinaikkan menjadi 25%. Untuk 5 tahun pertama pemerintah tidak mendapatkan DMO dan baru pada tahun-tahun berikutnya kewajiban kontraktor tersebut diberlakukan.

11. Contractor Taxable Value (CTXV), sebagaimana telah disebutkan dalam KPS bahwa kontraktor dapat memperoleh kredit investasi dan merupakan salah satu unsur recoverable cost. Nilai ini adalah contractor taxable income ditambah investment credit. Jumlah ini yang selanjutnya akan dikenakan pajak menurut peraturan yang berlaku. CTXT = CTXI + INCR …………. (7)

12. Life Time Project / umur proyek, menyatakan berapa lama proyek tersebut akan berlangsung dan masih berproduksi secara ekonomis.

Modifikasi PSC Untuk Pengusahaan Gas Methana Batubara di Indonesia Saat Ini.

Modifikasi PSC merupakan kontrak yang hampir sama dengan PSC konvensional. Hanya memiliki perbedaan perlakuan FTP saja. Dan pastinya dengan resiko yang lebih besar, kontraktor menuntut untuk mendapatkan porsi share yang lebih besar dibandingkan pengusahaan minyak dan gas konvensional.


Gambar 5 Skema Modifikasi PSC

Kontrak yang digunakan dalam pengusahaan

Coalbed Methane di Indonesia saat ini adalah modifikasi PSC. Memang berbeda dengan pengusahaan minyak dan gas konvensional. Pengusahaan Coalbed Methane lebih berisiko tinggi, sehingga kontraktor Coalbed Methane tidak bersedia dengan pola PSC pada minyak dan gas konvensional. Berikut ini beberapa perbedaan antara PSC konvensional dengan Modifikasi PSC untuk pengusahaan Coalbed Methane :

1. Pemberlakuan First Trenche Petroleum (FTP) sepanjang umur proyek. Bukan hanya seumur proyek pengusahaan Coalbed Methane, akantetapi juga pada FTP PSC konvensional dimasukkan ke equity to be split. Sedangkan pada Modifikasi PSC ini FTP langsung masuk ke government take. Besar FTP juga berubah, yang awalnya 20% maka dalam Modifikasi PSC ini besarnya dikurangi menjadi 10%.

2. Pemberlakuan cost recovery 3. Pedapatan bersih pemerintah dan kontraktor

ditentukan berdasarkan jumlah produksi dan lama produksi.

4. Untuk besar perbandingan antara government

take dan net contractor share tergantung dengan kesepakatan antara pemerintah dan kontraktor yang didasarkan biasanya terhadap Internal Rate of Return (IRR).

Gross PSC Sebagai PSC Usulan

PSC usulan ini memang memiliki perbedaan yang mendasar, yaitu recoverable cost diambil setelah revenue di bagi untuk pemerintah dan kontraktor. Memang dengan metode ini akan memberikan dampak yang sangat berbeda. Walaupun disamakan IRR dengan Modifikasi PSC.

Gambar 6 Skema Gross PSC

Berikut adalah syarat-syarat sistem kontrak

production sharing yang diusulkan :

1. Tidak ada lagi First Trenche Petroleum (FTP) dalam production sharing usulan ini. Sebenarnya tujuan dari pemberlakuan FTP adalah menjamin bahwa dalam awal-awal produksi pemerintah tetap ingin mendapatkan bagian. Dengan sistem ini, walaupun dengan investasi dan cost recovery yang besar pemerintah akan tetap mendapatkan bagian.

2. Recoverable cost diambil dari contractor

share. 3. Pedapatan bersih pemerintah dan kontraktor

ditentukan berdasarkan jumlah produksi dan lama produksi.

4. Untuk besar perbandingan antara government

take dan net contractor share tergantung dengan kesepakatan antara pemerintah dan kontraktor yang didasarkan biasanya terhadap Internal Rate of Return (IRR).

Dengan menggunakan sistem kontrak Gross PSC, management keputusan pengelolaan suatu lapangan Coalbed Methane lebih diindependensikan kepada kontraktor. Sehingga kontraktor akan lebih berhati-hati dalam membuat anggaran pengembangan lapangan. VI. ANALISIS PERBANDINGAN

KEEKONOMIAN MODIFIKASI PSC DENGAN GROSS PSC

Dalam melakukan analisis keekonomian proyek minyak dan gas di Indonesia dan bahkan di Dunia. Kita menggunakan beberapa parameter untuk memutuskan suatu proyek akan dilaksanakan atau tidak. Yang pertama adalah net

present value (NPV). Konsep yang digunakan untuk perhitungan ini adalah pendapatan yang akan datang dijadikan menjadi nilai sekarang.


Perhitungan menggunakan discount rate sebagai parameter. Dan masing-masing perusahaan memiliki discount rate yang berbeda. Kalau perusahaan menggunakan pinjaman dari Bank sebagai investasi, maka discount rate yang digunakan adalah interest dari Bank tersebut.

Parameter kedua yang digunakan adalah Internal Rate of Return (IRR). Penghitungan IRR adalah dengan trial & error, memperhitungkan nilai dalam waktu sekarang. IRR tidak bergantung pada nilai absolute cash flow. Dengan penjelasan yang berhubungan dengan penjelasan NPV, yaitu nilai discount rate ketika NPV proyek bernilai nol.

Ketiga adalah benefite per cost (B/C). Pertimbangan yang digunakan untuk pehitungan ini adalah menghitung besarnya manfaat yang dihasilkan dari sejumlah uang yang diinvestasikan. Semakin besar B/C yang dihasilkan oleh sebuah proyek, maka proyek tersebut yang akan dipilih.

Pay Out Time (POT) adalah parameter keempat yang digunakan untuk analisis keekonomian proyek. Seberapa lama sebuah proyek dapat mendapatkan pengembalian dari nilai investasi, itulah POT. Semakin cepat POT maka semakin baik performance dari proyek tersebut.

Perbandingan yang dilakukan menggunakan data sebagai berikut :

Tabel 3 – Data Produksi

Year Production

(MMCF/Year) Price (US$/MCF)

0 2010 0.00 0.00 2011 0.00 0.00 2012 0.00 0.00 2013 962.25 4.50 2014 6,758.88 4.63 2015 12,671.37 4.77 2016 18,568.77 4.92 2017 24,322.91 5.06 2018 29,663.78 5.22 2019 34,527.82 5.37 2020 38,908.13 5.53 2021 42,831.22 5.70 2022 46,336.80 5.87 2023 48,987.72 6.05 2024 50,815.18 6.23 2025 52,341.19 6.42 2026 53,620.87 6.61 2027 53,756.92 6.81 2028 53,747.48 7.01 2029 52,684.90 7.22

2030 50,580.93 7.44 2031 47,499.47 7.66 2032 43,957.37 7.89 2033 40,050.50 8.13 2034 36,369.59 8.37 2035 32,935.85 8.62 2036 29,855.12 8.88 2037 27,096.85 9.15 2038 24,646.21 9.42 2039 22,477.46 9.70 976,975.53

Tabel 3 – Data Ekonomi

Economic Indicators Gas Unit Total Minimum Investment 259,051.95 M US$ Total Expenditure 1,949,797.74 M US$ Total Expenditure @ 12% 511,788.11 M US$ Net Present Value @ 12% 116,918.43 M US$ Net Present Value Indonesia

@ 12% 355,130.77 M US$

Payout Time 11.78 Year

Internal Rate of Return 19.57% Percent

Profitability Index 1.23 Fraction

Tabel 4 – Data Keijakan Ekonomi

Fiscal Terms Gas Unit

Price Assumption 4.5 - 9.7/MCF US$

Discount Rate 12.00% Percent

Tax 44.00% Percent

DMOi 25.00% Percent

DMO Fee 100.00% Percent

Start of DMO 6 th Year

Contractor Share 40.00% Percent

FTPi 10.00% Percent

FTP Share Percent

CR Ceiling 90.00% Percent

Prosentase CR 100.00% Percent


6.1.1. Perbandingan Flow NCS Berikut adalah hasil pembandingan net

contractor share (NCS) antara modifikasi dan gross PSC :

Gambar 7 NCS Terhadap IRR

Dengan besar Internal Rate of Return (IRR) sebesar 19.57 % menghasilkan hasil perbandingan data di atas. Pada awal NCS mulai bernilai positif modifikasi PSC memulai terlebih dahulu. Akantetapi Gross PSC menyusul dan mengungguli Modifikasi PSC sampai pada akhir proyek.

Walaupun NCS pada Modifikasi PSC bernilai positif terlebih dahulu, tetapi secara kumulatif Gross PSC lebih besar. NCS kumulatif pada Gross PSC adalah $ 2.008.301,23 sedangkan Modifikasi PSC $ 1.654.943,094. Dalam analisis keekonomian suatu proyek kita tidak boleh hanya melihat nilai absolut dari NCS proyek tersebut, akantetapi melihat net present value (NPV)nya. NPV kumulatif pada Gross PSC adalah $ 134.836,68 sedangkan Modifikasi PSC $ 114.531,68. Sehingga dengan IRR 19.57 %, Gross PSC lebih dipilih.

6.1.2. Perbedaan Discount Rate Terhadap

NPV Berikut adalah hasil NPV Kontraktor terhadap

perubahan Discount Rate :

Gambar 8 NPV Kontraktor Vs DR

Berikut adalah hasil NPV Pemerintah terhadap perubahan Discount Rate :

Gambar 9 NPV Pemerintah Vs DR

Dengan melihat hasil pengolahan data di atas, pada pergerakan NPV kontraktor lebih sensitif ketika menggunakan Gross PSC. Sehingga sebagai Kontraktor akan lebih memilih penggunaan Gross PSC. Sedangkan bila kita lihat hasil pengolahan data NPV Pemerintah perubahan NPV lebih agresif jika menggunakan Modifikasi PSC.

Memang terjadi hal yang kontraproduktif pada pertimbangan perubahan NPV terhadap Discount

Rate ini. Pemerintah ingin menggunakan Modifikasi PSC, sedangkan Kontraktor ingin memilih Gross PSC. Akantetapi ini belum merupakan kesimpulan akhir.

6.1.3. Perubahan IRR terhadap NCS

Berikut adalah hasil persentase NCS terhadap perubahan IRR :

Gambar 10 NCS Vs IRR=16%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

0 10 20 30 40Gross PSCmodifikasi PSC

-50.000

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

9,00% 14,00%19,00%24,00%29,00%

NPV Modifikasi PSCNPV+'Perubahan NPV Gross PSC

NPV Contractor

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

9,00% 14,00% 19,00% 24,00% 29,00%

NPV Gov Modfks

NPV Goverment

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

0 10 20 30 40

NCS Modifikasi Vs Tahun (15)

NCS Gross Vs Tahun










-5,00%0,00%5,00%

10,00%15,00%20,00%25,00%30,00%35,00%40,00%

0 10 20 30 40NCS Modifikasi Vs Tahun (16)

NCS Gross Vs Tahun

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

0 10 20 30 40

NCS Modifikasi Vs Tahun (17)NCS Gross Vs Tahun

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

0 20 40


-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

0 10 20 30 40


-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

0 10 20 30 40

NCS Modifikasi Vs Tahun (20)

NCS Gross Vs Tahun

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

0 10 20 30 40NCS Modifikasi Vs Tahun (21)NCS Gross Vs Tahun

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%


-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%




Besar persentase net contactor share (NCS) bila dilihat dari perubahan besar internal rate of

return (IRR) mengalami pergerakan yang aneh. Selama IRR masih dibawah 23%, maka persentase NCS terhadap besar gross revenue dengan menggunakan Gross PSC lebih menguntungkan dibandingkan dengan Modifikasi PSC. Akantetapi setelah IRR 23% atau lebih besar, maka sebagai kontraktor akan lebih memilih menggunakan Modifikasi PSC.

6.1.4. Uji Sensitivitas NPV dan IRR Terhadap Perubahan Harga

Berikut adalah besarnya harga untuk simulasi sensitifitas :

Gambar 20 Grafik Harga Uji Coba

Karena harga tidak sama pada tiap tahunnya. Maka dilakukan regresi untuk menentukan pola kenaikkan harga gas. Setelah dilakukan beberapa metode regresi, akhirnya didapatkan yang paling cocok adalah regresi eksponensial. Sehingga didapatkan persamaan Y = 4.117 . exp0.029 X, akhirnya dengan mencoba merubah besarnya koefisien di depan eksponensial sehingga didapatkan data harga di atas. Setelah didapatkan data harga gas baru. Maka data tersebut dimasukkan dengan cash flow perusahaan dan didapatkan data perbandingan sensitifitas berikut ini :

Berikut adalah sensitivitas NPV terhadap perubahan Harga Gas :

Gambar 21 NPV Vs Harga Gas

Maka didapatkan bahwa perubahan harga semakin besar membuat NPV semakin besar pula. Akantetapi bila diamati lebih mendalam, untuk pertimbangan kontraktor NPV kontraktor gross PSC lebih peka terhadap kenaikan harga. Sehingga Gross PSC lebih menarik.

Berikut adalah sensitivitas IRR terhadap perubahan Harga Gas :

Gambar 22 IRR Vs Perubahan Harga

Hasil pengolahan data di atas didapatkan IRR Gross PSC lebih besar dari IRR Modifikasi PSC setelah besar IRR lebih besar dari 19.57%, walaupun perbedaannya sangat kecil tetapi itu sangat berpengaruh signifikan terhadap profit perusahaan.

Sedangkan ketikan IRR lebih kecil dari 19.57%, Modifikasi PSC memiliki IRR lebih besar dibandingkan Gross PSC pada harga Gas yang sama.

-10,00%

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

60,00%

0 20 40NCS Modifikasi Vs Tahun (24)

NCS Gross Vs Tahun

y = 4,117e0,0296x

R² = 1

0 $

2 $

4 $

6 $

8 $

10 $

12 $

0 10 20 30 40

050.000

100.000150.000200.000250.000300.000350.000400.000450.000500.000

3,5 4 4,5 5 5,5

NPV Government Modifikasi

NPV Government Gross

NPV Contractor Modifikasi

NPV Contractor Gross

15%

17%

19%

21%

23%

3,5 4 4,5 5 5,5IRR Modifikasi Vs Harga


VII. ANALISIS DAMPAK NON-KEEKONOMIAN DARI GROSS PSC

Production Sharing Contract (PSC) diciptakan agar terjadi profesionnalitas dalam pengusahaan minyak dan gas di sebuah negara. Kontraktor sebagai perusahaan pengelola lapangan minyak dan gas, sedangkan Pemerintah sebagai pihak manajemen yang menentukan kebijakan.

Karena usaha pengusahaan minyak dan gas sebagai konsekuensi dari PSC, karena modal 100% dari investor dan lahan tetap menjadi milik negara, maka jika investor menemukan migas dalam ekspolarasinya maka seluruh biaya eksplorasi dan eksploitasi akan diganti oleh negara yang dikenal dengan cost recovery. Sebaliknya jika investor gagal menemukan migas, maka biaya menjadi tanggungan investor. Dalam detil kontrak PSC, batas investor melakukan eksplorasi adalah 10 tahun (3 tahun pertama, 3 tahun kedua, 4 tahun tambahan) yang diawasi oleh pemerintah. Selambatnya sampai batas 10 tahun tersebut tidak ada prospek migas, maka kontraktor harus mengembalikan wilayah kerja ke pemerintah.

PSC yang berlaku di Indonesia mengalami beberapa perubahan. Karena pengalaman dalam pengelolaan lapangan. Berikut adalah jejak PSC yang pernah ada di Indonesia :

1. Pra PSC (masa kemerdekaan – 1964)

Karena sistem pemerintahan masih labil,

pemerintah belum terlalu berpengalaman dalam pengelolaan minyak dan gas. Sehingga dalam kesepakatan antara pemerintah dengan kontraktor dihasilkan profit share sebesar (fifty : fifty).

2. PSC Periode I (Tahun 1964-1975)

a) Manajemen operasi dipegang oleh Pertamina.

b) KPS menanggung resiko eksplorasi. Bila ditemukan hidrokarbon maka penggantian biaya dibatasi sampai maksimum 40% per tahun dari jumlah pendapatan minyak yang dihasilkan tersebut.

c) Pendapatan setelah dipotong biaya operasi dibagi 65% / 35% untuk keuntungan negara.

d) Kontraktor wajib menyerahkan 25% dari bagiannya kepada pemerintah sebagai DMO dengan menerima fee US $ 0,20/bbl.

e) Kredit investasi adalah 20%. f) Semua peralatan dan fasilitas yang dibeli

oleh kontraktor menjadi milik Pertamina. g) 10% dari interest kontraktor ditawarkan

kepada perusahaan nasional Indonesia setelah lapangan minyak tersebut dinyatakan komersial.

3. PSC Periode II (Tahun 1976-1988)

a) Batasan cost recovery ditiadakan dan capital expenditure dapat diperoleh kembali melalui depresiasi dalam waktu 7 tahun menggunakan sistem double

declining balance dan non capital cost termasuk intangible cost, dapat diexpense.

b) Produksi setelah dipotong biaya operasi : a. Minyak : 65,91% untuk

Pertamina, 34,09% untuk kontraktor.

c) b. Gas : 31,82% untuk Pertamina, 68,18% untuk kontraktor.

d) Berdasarkan pembayaran pajak sebesar 45% pajak pendapatan dan 20% pajak deviden yang menghasilkan 85% dan 15%, bagi keuntungan pemerintah dan kontraktor untuk minyak, sedangkan untuk gas 70% dan 30%. Berdasarkan UU Pajak 1984 maka untuk tetap menghasilkan equity split 85% dan 15%, maka pembagian pendapatan setelah dipotong biaya operasi dibagi 71,15% bagian pemerintah dan 28,85% bagian kontraktor untuk minyak dan 42,31% bagian pemerintah dan 57,69% bagian kontraktor untuk gas.

e) Untuk new field, KPS diberi invesment credit terhadap capital expenditures yang dikeluarkan untuk fasilitas produksi sebesar 20%.

f) Untuk kontrak yang diperpanjang atau kontrak baru, domestic market obligation (DMO) crude setelah 5 tahun pertama ditetapkan dengan nilai US $ 0,20/bbl.

g) Kontraktor mendapat insentif : h) Harga ekspor penuh untuk DMO setelah

lima tahun pertama produksi. i) Insentif pengembangan 20% dari modal

yang dikeluarkan untuk fasilitas produksi. 4. PSC Periode III (tahun 1988-sekarang)

Paket Insentif 31 Agustus 1988 : a) Pemberian invesment credit, dengan syarat

bahwa pemerintah harus memperoleh 49% dari pendapatan kotor tidak berlaku lagi.

b) Pendapatan komersialitas, jaminan minimum 25% dari pendapatan kotor untuk pemerintah tidak diperlukan.

c) Harga DMO 10% dari harga ekspor setelah selesai 60 bulan pertama.

d) Penyisihan minyak pertama, 20% dari produksi disisihkan sebelum dikurangi biaya operasi kemudian dibagi antara Pertamina dan kontraktor.

e) Pembagian Produksi Daerah Frontier Sampai dengan 50 MBOPD =

80/20


50-150 MBOPD = 85/15 150 MBOPD = 90/10

f) Tatacara perizinan diserahkan. 5. PSC Periode III (tahun 1989-sekarang)

lanjutan Paket Insentif 22 Februari 1989 : a) Pembagian untuk lapangan marjinal dan

tertiary EOR pada wilayah konvensional 80/20 dan wilayah frontier 75/25.

b) Pembagian untuk produksi di daerah Pre-

Teritary dan laut dalam pembagian tambahan untuk produksi frontier (lihat 1).

c) Invesment Credit untuk laut dalam sebesar 110% untuk minyak dan 55% untuk gas.

d) Perpanjangan masa eksplorasi 6 tahun menjadi 1 x 14 tahun.

e) Harga gas diorientasikan pada komersialitas untuk pengembangan lapangan.

f) Akses data tidak terbatas pada lahan yang ditenderkan.

g) Perolehan data lapangan dilakukan oleh Pertamina dan terbuka bagi kontraktor.

Dengan rincian PSC di atas, menunjukkan

bahwa Pemerintah semakin berpengalaman dalam usaha eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas.

Tabel 5 – Data PSC

Parameter Pra PSC

PSC periode

1

PSC periode

2

PSC periode

3

Minyak Pemerintah 50% 65% 65% 85%

Kontraktor 50% 35% 35% 15%

Gas Pemerintah - - 32% 70%

Kontraktor - - 68% 30%

Dalam Gross PSC ini, menggunakan konsep bagi hasil yang sangat berbeda dengan PSC yang ada sekarang. Dengan menggunakan skema yang ditawarkan sebagai berikut

Dengan skema di atas, pemerintah memiliki resiko yang lebih kecil. Karena setiap tahun pemerintah mendapatkan bagi hasil walaupun besar investasi lebih besar dari Gross Revenue. Disisi lain, beberapa kendala yang sering menghambat dalam pengoptimalan pengusahaan minyak dan gas di Indonesia dapat dikurangi. Berikut adalah beberapa kendala tersebut, beserta solusi dari tugas akhir ini: 1. Birokrasi yang lama dalam pemutusan

kebijakan usulan pengembangan lapangan minyak dan gas.

Solusi : dengan menggunakan PSC ini memberikan ruang gerak yang lebih besar ke Contractor. Karena manajemen birokrasi tidak harus disetujui oleh pemerintah. 2. Tenaga ekspatriat yang banyak di Indonesia,

dengan gaji dan fasilitas yang sangat tinggi dibanding dengan tenaga dalam negeri.

Solusi : dengan menggunakan Gross PSC ini, Perusahaan Migas akan memilih pegawai dari dalam negeri untuk mengurangi pengeluaran. 3. Menggunakan peralatan yang menggunakan

anggaran besar-besaran dari negara asal perusahaan kontraktor. Sebagai politik dari negara asal perusahaan.

Solusi : dengan PSC usulan ini, perusahaan tidak akan melakukan kecurangan ini lagi, kecuali barang dari negara perusahaan tersebut yang paling kompetitif. 4. Anggaran yang boros, karena semua biaya

lifting minyak dan gas di-recover dari hasil penjualan minyak dan gas.

Solusi : dengan sistem PSC ini, Perusahaan dituntut untuk melakukan evaluasi internal agar biaya-biaya yang tidak efektif akan ditinggalkan. 5. Dll.

Sehingga dengan Gross PSC dapat mengurangi efek dari kendala-kendala tersebut di atas. Karena menggunakan prinsip win-win

solution.


VIII. KESIMPULAN DAN SARAN 8.1. Kesimpulan 1. Potensi Coalbed Methane di Indonesia

sangatlah besar, sekitar 450 TSCF. Sangat berpotensi untuk dikembangan mengingat neraca energi Indonesia masih minus.

2. Dengan IRR=19.57%, diberlakukan untuk kedua model PSC didapatkan NPV kumulatif pada Gross PSC adalah $ 134.836,68 sedangkan Modifikasi PSC $ 114.531,68. Sehingga Gross PSC lebih dipilih.

3. Peningkatan NPV kontraktor lebih bagus ketika menggunakan Gross PSC. Sedangkan untuk NPV Pemerintah lebih bagus jika menggunakan Modifikasi PSC.

4. Hasil sensitifitas terhadap perubahan IRR menghasilkan 2 kesimpulan berikut :

a. Pada saat IRR lebih kecil dari 22.5% dipilih Gross PSC.

b. Pada saat IRR lebih besar dari 22.5% dipilih Mofifikasi PSC.

5. Peningkatan harga gas akan berpengaruh lebih baik apabila menggunakan Gross PSC.

6. Perjalanan PSC yang diberlakukan di Indonesia semakin menguntungkan Negara.

7. Gross PSC lebih memberikan progressivitas terhadap eksplorasi dan eksploitasi Coalbed

Methane di Indonesia. 8. Gross PSC akan menjadi sistem kontrol

penghematan biaya lifting Coalbed Methane di Indonesia.

9. Gross PSC bisa juga diterapkan dalam pengusahaan Minyak dan Gas Konvensional di Indonesia.

8.2. Saran 1. Perlu dilakukan kajian lebih lanjut tentang Profit Sharing Contract berdasarkan jumlah produksi. 2. Perlu dilakukan evaluasi keberjalanan PSC dengan kondisi lapangan agar tidak ada yang dirugikan. 3. Prioritas penerimaan pegawai dalam negeri. 4. Perlu adanya diskusi bersama stakeholders Migas Indonesia. Seperti perusahaan rekanan, perusahaan

kontraktor, BP Migas, Ditjen Migas dan Anggota Dewan untuk secara objektif mencari solusi terbaik sesama.

VII. DAFTAR PUSTAKA 1. Arsegianto.: “Ekonomi Minyak dan Gas Bumi,” Diktat Kuliah Teknik Perminyakan ITB, 2000. 2. Partowidagdo, Widjajono.: “Manajemen dan Ekonomi Minyak dan Gas Bumi,” Penerbit Program Studi

Pembangunan Pasca Sarjana ITB, 2002. 3. Partowidagdo, Widjajono.: “Migas dan Energi di Indonesia,” Penerbit Development Studies

Foundations, 2009 4. Undang-Undang Republik Indonesia No. 22, tentang: Minyak dan Gas Bumi, 2001. 5. www.esdm.go.id 6. www.bpmigas.com 7. www.bphmigas.go.id

http://www.esdm.go.id/

http://www.bpmigas.com/

http://www.bphmigas.go.id/


LAMPIRAN A

Data Lapangan dan Keekonomian

Data Produksi

Production

(MMCF/Year)

Price (US$/M

CF)

Revenue (M US$)

Operating Cost (M

US$)

Capital (M US$)

Non Capital (M US$)

Depreciation (M US$)

0 2010 0.00 0.00 0.00 1,000.00 0.00 611.63 0.00 2011 0.00 0.00 0.00 1,020.00 390.00 1,732.81 0.00 2012 0.00 0.00 0.00 1,040.00 1,046.00 1,991.13 0.00 2013 962.25 4.50 4,330.10 1,273.00 2,033.00 4,744.21 1,387.60 2014 6,758.88 4.63 31,327.41 2,553.00 73,536.00 31,693.47 30,246.96 2015 12,671.37 4.77 60,493.75 3,763.00 79,918.00 32,229.39 50,115.38 2016 18,568.77 4.92 91,307.67 17,904.00 85,002.00 34,696.97 64,070.03 2017 24,322.91 5.06 123,190.42 22,415.00 84,407.00 34,665.64 72,474.56 2018 29,663.78 5.22 154,748.01 26,578.00 85,002.00 34,696.97 82,933.95 2019 34,527.82 5.37 185,526.12 30,355.00 25,409.00 31,560.50 60,420.23 2020 38,908.13 5.53 215,334.44 33,749.00 20,179.00 31,285.25 44,719.07 2021 42,831.22 5.70 244,157.88 36,785.00 20,367.00 34,847.75 34,931.98 2022 46,336.80 5.87 272,065.55 39,497.00 20,367.00 34,847.75 29,152.25 2023 48,987.72 6.05 296,259.29 41,528.00 23,915.00 32,515.89 22,423.40 2024 50,815.18 6.23 316,530.43 42,908.00 10,354.00 28,533.54 17,188.96 2025 52,341.19 6.42 335,817.07 44,072.00 10,354.00 28,533.54 14,469.59 2026 53,620.87 6.61 354,348.25 45,057.00 10,354.00 28,533.54 12,823.36 2027 53,756.92 6.81 365,904.77 45,123.00 8,320.00 23,539.33 11,297.91 2028 53,747.48 7.01 376,815.72 45,099.00 8,320.00 23,539.33 9,052.24 2029 52,684.90 7.22 380,447.08 44,233.00 6,287.00 18,545.12 7,946.14 2030 50,580.93 7.44 376,211.54 42,546.00 4,238.00 13,254.04 6,462.89 2031 47,499.47 7.66 363,891.03 40,095.00 2,189.00 7,962.96 4,595.17 2032 43,957.37 7.89 346,857.81 37,308.00 1,173.00 5,465.85 3,226.30 2033 40,050.50 8.13 325,510.45 34,253.00 156.00 2,968.75 1,840.09 2034 36,369.59 8.37 304,461.67 31,405.00 125.00 2,375.00 994.73 2035 32,935.85 8.62 283,988.20 28,771.00 125.00 2,375.00 487.51 2036 29,855.12 8.88 265,147.50 26,422.00 94.00 1,781.25 251.10 2037 27,096.85 9.15 247,870.46 24,332.00 63.00 1,187.50 96.78 2038 24,646.21 9.42 232,216.57 22,483.00 31.00 593.75 68.06 2039 22,477.46 9.70 218,136.14 20,856.00 16.00 296.88 93.78

976,975.53 6,772,895.34 834,423.00 583,770.00 531,604.74 583,770.00


Economic Indicators Gas Unit Total Minimum Investment 259,051.95 M US$ Total Expenditure 1,949,797.74 M US$ Total Expenditure @ 12% 511,788.11 M US$ Net Present Value @ 12% 116,918.43 M US$ Net Present Value Indonesia @ 12% 355,130.77 M US$ Payout Time 11.78 Year Internal Rate of Return 19.57% Percent Profitability Index 1.23 Fraction

Fiscal Terms Gas Unit Price Assumption 4.5 - 9.7/MCF US$ Discount Rate 12,00% Percent Tax 44,00% Percent DMOi 25,00% Percent DMO Fee 100,00% Percent Start of DMO 6 th Year Contractor Share 40,00% Percent FTPi 10,00% Percent FTP Share Percent CR Ceiling 90,00% Percent Prosentase CR 100,00% Percent


LAMPIRAN B

Harga Gas Simulasi

Tahun -3 -2 -1 Harga Gas Normal 1 2 3

2010 3,60 3,80 4,00 4,30 4,50 4,70 2011 3,71 3,91 4,12 4,43 4,63 4,84 2012 3,81 4,03 4,24 4,56 4,77 4,98 2013 3,93 4,15 4,36 4,50 4,69 4,91 5,13 2014 4,04 4,27 4,49 4,63 4,83 5,05 5,28 2015 4,16 4,39 4,62 4,77 4,97 5,20 5,43 2016 4,28 4,52 4,76 4,92 5,12 5,36 5,59 2017 4,41 4,66 4,90 5,06 5,27 5,51 5,76 2018 4,54 4,79 5,04 5,22 5,42 5,68 5,93 2019 4,67 4,93 5,19 5,37 5,58 5,84 6,10 2020 4,81 5,08 5,35 5,53 5,75 6,01 6,28 2021 4,95 5,23 5,50 5,70 5,92 6,19 6,47 2022 5,10 5,38 5,66 5,87 6,09 6,37 6,66 2023 5,25 5,54 5,83 6,05 6,27 6,56 6,85 2024 5,40 5,70 6,00 6,23 6,45 6,75 7,05 2025 5,56 5,87 6,18 6,42 6,64 6,95 7,26 2026 5,73 6,04 6,36 6,61 6,84 7,16 7,47 2027 5,89 6,22 6,55 6,81 7,04 7,37 7,69 2028 6,07 6,40 6,74 7,01 7,25 7,58 7,92 2029 6,25 6,59 6,94 7,22 7,46 7,81 8,15 2030 6,43 6,79 7,14 7,44 7,68 8,04 8,39 2031 6,62 6,99 7,35 7,66 7,91 8,27 8,64 2032 6,81 7,19 7,57 7,89 8,14 8,52 8,90 2033 7,01 7,40 7,79 8,13 8,38 8,77 9,16 2034 7,22 7,62 8,02 8,37 8,62 9,03 9,43 2035 7,43 7,85 8,26 8,62 8,88 9,29 9,70 2036 7,65 8,08 8,50 8,88 9,14 9,56 9,99 2037 7,88 8,31 8,75 9,15 9,41 9,85 10,28 2038 8,11 8,56 9,01 9,42 9,69 10,14 10,59 2039 8,35 8,81 9,27 9,70 9,97 10,43 10,90


LAMPIRAN C-1

Data Penggunaan Gas Nasional


LAMPIRAN C-2

Data Cadangan dan Sumberdaya Energi

LAMPIRAN C-3

Data Porsi Konsumsi Energi Nasional


LAMPIRAN C-4

Data Daerah Frontier Indonesia


LAMPIRAN D

Data Perbandingan Gaji Tenaga Ekspatriat dan Tenaga Lokal


LAMPIRAN E-1

Cash Flow Gross PSC

Tahun Produksi (MMSCF) Revenue Investasi ( C ) Investasi (NC) GS CS D UR OC CR Rec TI T NCS GT CT CF CF Kum DF DCF

0 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,00 0,001 0,00 0,00 0,00 611,63 0,00 0,00 0,00 0,00 1 000,00 1 611,63 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -1 611,63 -1 611,63 0,89 -1 438,962 0,00 0,00 390,00 1 732,81 0,00 0,00 0,00 1 611,63 1 020,00 4 364,44 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -3 142,81 -4 754,44 0,80 -2 505,433 0,00 0,00 1 046,00 1 991,13 0,00 0,00 0,00 4 364,44 1 040,00 7 395,57 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -4 077,13 -8 831,57 0,71 -2 902,024 962,25 4 330,13 2 033,00 4 744,21 790,75 3 539,38 1 387,60 7 395,57 1 273,00 14 800,38 3 539,38 0,00 0,00 0,00 790,75 3 539,38 -4 510,83 -13 342,40 0,64 -2 866,725 6 758,88 31 293,61 73 536,00 31 693,47 5 714,70 25 578,91 30 246,96 11 261,00 2 553,00 75 754,43 25 578,91 0,00 0,00 0,00 5 714,70 25 578,91 -82 203,56 -95 545,96 0,57 -46 644,516 12 671,37 60 442,43 79 918,00 32 229,39 11 037,73 49 404,71 50 115,38 50 175,52 3 763,00 136 283,29 49 404,71 0,00 0,00 0,00 11 037,73 49 404,71 -66 505,68 -162 051,64 0,51 -33 693,857 18 568,77 91 358,35 85 002,00 34 696,97 16 683,46 74 674,89 64 070,03 86 878,58 17 904,00 203 549,58 74 674,89 0,00 0,00 0,00 16 683,46 74 674,89 -62 928,08 -224 979,72 0,45 -28 465,478 24 322,91 123 073,92 84 407,00 34 665,64 22 475,21 100 598,71 72 474,56 128 874,69 22 415,00 258 429,89 100 598,71 0,00 0,00 0,00 22 475,21 100 598,71 -40 888,93 -265 868,65 0,40 -16 514,359 29 663,78 154 844,93 85 002,00 34 696,97 28 277,09 126 567,84 82 933,95 157 831,18 26 578,00 302 040,10 126 567,84 0,00 0,00 0,00 28 277,09 126 567,84 -19 709,13 -285 577,78 0,36 -7 107,31

10 34 527,82 185 414,39 25 409,00 31 560,50 33 859,55 151 554,84 60 420,23 175 472,26 30 355,00 297 807,99 151 554,84 0,00 0,00 0,00 33 859,55 151 554,84 64 230,34 -221 347,44 0,32 20 680,4511 38 908,13 215 161,96 20 179,00 31 285,25 39 291,92 175 870,04 44 719,07 146 253,15 33 749,00 256 006,47 175 870,04 0,00 0,00 0,00 39 291,92 175 870,04 90 656,79 -130 690,65 0,29 26 061,6612 42 831,22 244 137,95 20 367,00 34 847,75 44 583,39 199 554,57 34 931,98 80 136,43 36 785,00 186 701,16 186 701,16 12 853,41 5 655,50 7 197,91 50 238,89 193 899,07 101 899,32 -28 791,33 0,26 26 155,0213 46 336,80 271 997,02 20 367,00 34 847,75 49 670,89 222 326,13 29 152,25 0,00 39 497,00 103 497,00 103 497,00 118 829,13 52 284,82 66 544,31 101 955,70 170 041,31 75 329,56 46 538,23 0,23 17 263,5914 48 987,72 296 375,71 23 915,00 32 515,89 54 122,81 242 252,89 22 423,40 0,00 41 528,00 96 467,29 96 467,29 145 785,60 64 145,67 81 639,94 118 268,48 178 107,23 80 148,34 126 686,57 0,20 16 399,9415 50 815,18 316 578,57 10 354,00 28 533,54 57 812,17 258 766,40 17 188,96 0,00 42 908,00 88 630,50 88 630,50 170 135,90 74 859,80 95 276,10 132 671,97 183 906,60 102 111,06 228 797,63 0,18 18 655,3116 52 341,19 336 030,44 10 354,00 28 533,54 61 364,38 274 666,06 14 469,59 0,00 44 072,00 87 075,13 87 075,13 187 590,93 82 540,01 105 050,92 143 904,39 192 126,05 109 166,51 337 964,14 0,16 17 807,4217 53 620,87 354 433,95 10 354,00 28 533,54 64 725,15 289 708,80 12 823,36 0,00 45 057,00 86 413,90 86 413,90 203 294,90 89 449,76 113 845,14 154 174,91 200 259,04 116 314,50 454 278,65 0,15 16 940,5518 53 756,92 366 084,63 8 320,00 23 539,33 66 852,75 299 231,88 11 297,91 0,00 45 123,00 79 960,24 79 960,24 219 271,64 96 479,52 122 792,12 163 332,27 202 752,36 125 770,03 580 048,67 0,13 16 355,0819 53 747,48 376 769,83 8 320,00 23 539,33 68 804,03 307 965,80 9 052,24 0,00 45 099,00 77 690,57 77 690,57 230 275,23 101 321,10 128 954,13 170 125,13 206 644,70 129 686,37 709 735,04 0,12 15 057,4720 52 684,90 380 384,98 6 287,00 18 545,12 69 464,21 310 920,77 7 946,14 0,00 44 233,00 70 724,26 70 724,26 240 196,51 105 686,46 134 510,04 175 150,68 205 234,30 136 169,18 845 904,23 0,10 14 116,2221 50 580,93 376 322,12 4 238,00 13 254,04 68 722,27 307 599,85 6 462,89 0,00 42 546,00 62 262,93 62 262,93 245 336,92 107 948,24 137 388,67 176 670,52 199 651,60 139 613,56 985 517,79 0,09 12 922,5822 47 499,47 363 845,94 2 189,00 7 962,96 66 443,93 297 402,01 4 595,17 0,00 40 095,00 52 653,13 52 653,13 244 748,88 107 689,51 137 059,37 174 133,44 189 712,50 139 465,54 1 124 983,34 0,08 11 525,7823 43 957,37 346 823,65 1 173,00 5 465,85 63 335,39 283 488,26 3 226,30 0,00 37 308,00 46 000,15 46 000,15 237 488,11 104 494,77 132 993,34 167 830,16 178 993,49 135 046,64 1 260 029,98 0,07 9 964,8224 40 050,50 325 610,57 156,00 2 968,75 59 461,55 266 149,01 1 840,09 0,00 34 253,00 39 061,84 39 061,84 227 087,17 99 918,36 127 168,82 159 379,91 166 230,66 128 852,91 1 388 882,88 0,07 8 489,1025 36 369,59 304 413,47 125,00 2 375,00 55 590,63 248 822,83 994,73 0,00 31 405,00 34 774,73 34 774,73 214 048,10 94 181,17 119 866,94 149 771,80 154 641,67 120 736,67 1 509 619,55 0,06 7 102,1326 32 935,85 283 907,03 125,00 2 375,00 51 845,84 232 061,19 487,51 0,00 28 771,00 31 633,51 31 633,51 200 427,68 88 188,18 112 239,50 140 034,02 143 873,01 112 602,01 1 622 221,56 0,05 5 913,9527 29 855,12 265 113,47 94,00 1 781,25 48 413,84 216 699,62 251,10 0,00 26 422,00 28 454,35 28 454,35 188 245,27 82 827,92 105 417,35 131 241,76 133 871,70 105 574,45 1 727 796,01 0,05 4 950,7628 27 096,85 247 936,18 63,00 1 187,50 45 277,00 202 659,18 96,78 0,00 24 332,00 25 616,28 25 616,28 177 042,90 77 898,87 99 144,02 123 175,88 124 760,30 99 177,80 1 826 973,82 0,04 4 152,5029 24 646,21 232 167,30 31,00 593,75 42 397,36 189 769,94 68,06 0,00 22 483,00 23 144,81 23 144,81 166 625,13 73 315,06 93 310,07 115 712,42 116 454,88 93 347,13 1 920 320,95 0,04 3 489,6230 22 477,46 218 031,36 16,00 296,88 39 815,92 178 215,44 93,78 0,00 20 856,00 21 246,66 21 246,66 156 968,78 69 066,27 87 902,52 108 882,18 109 149,18 87 980,30 2 008 301,25 0,03 2 936,6031 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 008 301,25 0,03 0,0032 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 008 301,25 0,03 0,0033 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 008 301,25 0,02 0,0034 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 008 301,25 0,02 0,0035 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 008 301,25 0,02 0,0036 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 008 301,25 0,02 0,0037 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 008 301,25 0,02 0,0038 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 008 301,25 0,01 0,0039 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 008 301,25 0,01 0,0040 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 008 301,25 0,01 0,0041 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 008 301,25 0,01 0,0042 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 008 301,25 0,01 0,0043 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 008 301,25 0,01 0,0044 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 008 301,25 0,01 0,0045 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 008 301,25 0,01 0,0046 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 008 301,25 0,01 0,0047 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 008 301,25 0,00 0,0048 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 008 301,25 0,00 0,0049 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 008 301,25 0,00 0,0050 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 008 301,25 0,00 0,00

6 772 883,88 2 008 301,23 NPV 134801,9447Jumlah


LAMPIRAN E-2

Cash Flow Modifikasi PSC

TahunProduksi

(MMSCF)Revenue Investasi ( C ) Investasi (NC) D OC FTP UR CR Rec ETS CS NCS GS T GT CF CF Kum DF DCF

0 1,001 0,00 0,00 0,00 611,63 0,00 1 000,00 0,00 0,00 1 611,63 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -1 611,63 -1 611,63 0,89 -1 438,962 0,00 0,00 390,00 1 732,81 0,00 1 020,00 0,00 1 611,63 4 364,44 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -3 142,81 -4 754,44 0,80 -2 505,433 0,00 0,00 1 046,00 1 991,13 0,00 1 040,00 0,00 4 364,44 7 395,57 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -4 077,13 -8 831,57 0,71 -2 902,024 962,25 4 330,13 2 033,00 4 744,21 1 387,60 1 273,00 433,01 7 395,57 14 800,38 3 897,11 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 433,01 -4 153,10 -12 984,67 0,64 -2 639,375 6 758,88 31 293,61 73 536,00 31 693,47 30 246,96 2 553,00 3 129,36 10 903,27 75 396,70 28 164,25 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3 129,36 -79 618,22 -92 602,88 0,57 -45 177,516 12 671,37 60 442,43 79 918,00 32 229,39 50 115,38 3 763,00 6 044,24 47 232,44 133 340,21 54 398,19 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6 044,24 -61 512,20 -154 115,08 0,51 -31 163,997 18 568,77 91 358,35 85 002,00 34 696,97 64 070,03 17 904,00 9 135,83 78 942,02 195 613,02 82 222,51 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9 135,83 -55 380,46 -209 495,54 0,45 -25 051,318 24 322,91 123 073,92 84 407,00 34 665,64 72 474,56 22 415,00 12 307,39 113 390,51 242 945,71 110 766,53 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 12 307,39 -30 721,11 -240 216,65 0,40 -12 407,749 29 663,78 154 844,93 85 002,00 34 696,97 82 933,95 26 578,00 15 484,49 132 179,18 276 388,10 139 360,44 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 15 484,49 -6 916,53 -247 133,18 0,36 -2 494,17

10 34 527,82 185 414,39 25 409,00 31 560,50 60 420,23 30 355,00 18 541,44 137 027,66 259 363,39 166 872,95 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 18 541,44 79 548,45 -167 584,72 0,32 25 612,4711 38 908,13 215 161,96 20 179,00 31 285,25 44 719,07 33 749,00 21 516,20 92 490,43 202 243,75 193 645,76 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 21 516,20 108 432,51 -59 152,21 0,29 31 171,7612 42 831,22 244 137,95 20 367,00 34 847,75 34 931,98 36 785,00 24 413,80 8 597,99 115 162,72 115 162,72 104 561,44 74 534,69 41 739,43 30 026,74 32 795,27 87 235,80 64 902,40 5 750,19 0,26 16 658,8313 46 336,80 271 997,02 20 367,00 34 847,75 29 152,25 39 497,00 27 199,70 0,00 103 497,00 103 497,00 141 300,31 100 723,33 56 405,06 40 576,99 44 318,26 112 094,95 65 190,31 70 940,50 0,23 14 939,9414 48 987,72 296 375,71 23 915,00 32 515,89 22 423,40 41 528,00 29 637,57 0,00 96 467,29 96 467,29 170 270,85 121 374,43 67 969,68 48 896,41 53 404,75 131 938,73 66 478,08 137 418,58 0,20 13 602,7315 50 815,18 316 578,57 10 354,00 28 533,54 17 188,96 42 908,00 31 657,86 0,00 88 630,50 88 630,50 196 290,21 139 921,86 78 356,24 56 368,35 61 565,62 149 591,83 85 191,20 222 609,79 0,18 15 564,1116 52 341,19 336 030,44 10 354,00 28 533,54 14 469,59 44 072,00 33 603,04 0,00 87 075,13 87 075,13 215 352,27 153 509,89 85 965,54 61 842,37 67 544,35 162 989,77 90 081,13 312 690,92 0,16 14 694,1817 53 620,87 354 433,95 10 354,00 28 533,54 12 823,36 45 057,00 35 443,40 0,00 86 413,90 86 413,90 232 576,66 165 787,98 92 841,27 66 788,67 72 946,71 175 178,78 95 310,63 408 001,55 0,15 13 881,4518 53 756,92 366 084,63 8 320,00 23 539,33 11 297,91 45 123,00 36 608,46 0,00 79 960,24 79 960,24 249 515,92 177 862,83 99 603,18 71 653,09 78 259,64 186 521,20 102 581,09 510 582,64 0,13 13 339,6019 53 747,48 376 769,83 8 320,00 23 539,33 9 052,24 45 099,00 37 676,98 0,00 77 690,57 77 690,57 261 402,28 186 335,80 104 348,05 75 066,48 81 987,75 194 731,22 105 080,29 615 662,93 0,12 12 200,5320 52 684,90 380 384,98 6 287,00 18 545,12 7 946,14 44 233,00 38 038,50 0,00 70 724,26 70 724,26 271 622,22 193 620,89 108 427,70 78 001,33 85 193,19 201 233,02 110 086,84 725 749,77 0,10 11 412,3521 50 580,93 376 322,12 4 238,00 13 254,04 6 462,89 42 546,00 37 632,21 0,00 62 262,93 62 262,93 276 426,98 197 045,88 110 345,69 79 381,10 86 700,19 203 713,50 112 570,58 838 320,35 0,09 10 419,4922 47 499,47 363 845,94 2 189,00 7 962,96 4 595,17 40 095,00 36 384,59 0,00 52 653,13 52 653,13 274 808,22 195 891,97 109 699,51 78 916,24 86 192,47 201 493,31 112 105,68 950 426,03 0,08 9 264,6923 43 957,37 346 823,65 1 173,00 5 465,85 3 226,30 37 308,00 34 682,36 0,00 46 000,15 46 000,15 266 141,13 189 713,80 106 239,73 76 427,33 83 474,07 194 583,77 108 293,03 1 058 719,06 0,07 7 990,7224 40 050,50 325 610,57 156,00 2 968,75 1 840,09 34 253,00 32 561,06 0,00 39 061,84 39 061,84 253 987,67 181 050,43 101 388,24 72 937,24 79 662,19 185 160,48 103 072,33 1 161 791,39 0,07 6 790,6225 36 369,59 304 413,47 125,00 2 375,00 994,73 31 405,00 30 441,35 0,00 34 774,73 34 774,73 239 197,39 170 507,45 95 484,17 68 689,94 75 023,28 174 154,56 96 353,90 1 258 145,29 0,06 5 667,8626 32 935,85 283 907,03 125,00 2 375,00 487,51 28 771,00 28 390,70 0,00 31 633,51 31 633,51 223 882,81 159 590,74 89 370,81 64 292,08 70 219,93 162 902,70 89 733,32 1 347 878,62 0,05 4 712,8727 29 855,12 265 113,47 94,00 1 781,25 251,10 26 422,00 26 511,35 0,00 28 454,35 28 454,35 210 147,77 149 799,97 83 887,98 60 347,80 65 911,98 152 771,14 84 045,08 1 431 923,70 0,05 3 941,1728 27 096,85 247 936,18 63,00 1 187,50 96,78 24 332,00 24 793,62 0,00 25 616,28 25 616,28 197 526,28 140 802,97 78 849,66 56 723,31 61 953,31 143 470,23 78 883,44 1 510 807,14 0,04 3 302,7929 24 646,21 232 167,30 31,00 593,75 68,06 22 483,00 23 216,73 0,00 23 144,81 23 144,81 185 805,76 132 448,21 74 171,00 53 357,55 58 277,21 134 851,49 74 208,06 1 585 015,20 0,04 2 774,1430 22 477,46 218 031,36 16,00 296,88 93,78 20 856,00 21 803,14 0,00 21 246,66 21 246,66 174 981,57 124 732,39 69 850,14 50 249,18 54 882,25 126 934,57 69 927,92 1 654 943,11 0,03 2 334,0531 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0332 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0333 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0234 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0235 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0236 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0237 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0238 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0139 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0140 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0141 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0142 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0143 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0144 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0145 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0146 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0147 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0048 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0049 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0050 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

6772883,879 1654943,094 NPV 114495,8706Jumlah

PERBANDINGAN MODEL KONTRAK MODIFIKASI...

Documents

Transcript of PERBANDINGAN MODEL KONTRAK MODIFIKASI...