BAB XII

COMMERCIAL

Tujuan suatu produk dibuat adalah untuk mencari keuntungan bagi produsen

pembuat, atau dengan kata lain produk tersebut harus memiliki nilai keekonomian

(commercial) yang baik. Hal serupa juga terjadi dalam industri perminyakan, suatu

proyek yang dikembangkan oleh kontraktor haruslah memiliki nilai ekonomi atau

dengan kata lain harus menguntungkan bagi kontraktor.

Hal ini terjadi karena proyek pengembangan lapangan membutuhkan biaya yang

cukup besar dari segi investasi, teknologi yang digunakan sampai pada fase

komersil.Resiko kegagalan yang cukup besar juga menyebabkan kontraktor harus

memikirkan sisi ekonomi secara serius untuk meminimalkan resiko-resiko tersebut.

Analisa keekonomian untuk suatu proyek pengusahaan lapangan migas adalah

evaluasi atau analisa atas keuntungan proyek yang disebut cash flow, yaitu sejumlah

uang yang diterima atau dikeluarkan dari waktu ke waktu sepanjang masa proyek.

Pengeluaran uang dari waktu ke waktu adalah untuk modal usaha atau investasi, biaya

operasi dan lain-lain. Sedangkan penerimaan uang dari waktu ke waktu adalah

sejumlah uang yang akan diterima sebagai hasil penjualan komoditi yang dalam hal ini

berupa minyak atau gas bumi.

12.1 Biaya Pengembangan Lapangan

Pada suatu lapangan yang masih mempunyai nilai ekonomis untuk dapat

dikembangkan lebih lanjut, maka selanjutnya dilakukan pemboran untuk mendapatkan

data-data yang lebih akurat dan lengkap.Dengan data ini nantinya dapat digunakan

untuk mengembangkan lapangan tersebut dan dapat dilihat nilai keekonimisannya.

Biaya pengenbangan Lapangan ini meliputi :

1. sunk cost / pre production cost ( POD I)

merupakan biaya pengembangan lapangan awal, yang merupakan

pengembangan lapangan pertama kali dalam suatu wilayah kerja.

2. biaya pemboran dan komplesi

merupakan biaya yang dikeluarkan untuk kegitan pemboran dan juga komplesi

pada suatu lapangan.Dalam pemboran yang harus benar – benar kita perhatikan

adalah efisiensinya, efisiensi yang dimaksud adalah bagaimana pemilihan casing

yang baik, bagaimana penyusunan drilling string yang efektif, serta bagaimana

lumpur yang akan digunakan pada tiap lapisan formasi, karena hal tersebut

menyangkut faktor pembiayaan

3. biaya fasilitas produksi,

biaya yang diperlukan untuk semua peralatan dipermukaan yang berfungsi untuk

menyalurkan fluida produksi dari kepala sumur menuju fasilitas pemisah hingga

sampai ke fasilitas penampungan. Secara garis besar, proses pengaliran fluida

hidrokarbon dari kepala sumur menuju tangki pengumpul dengan menggunakan

peralatan produksi

4. biaya ASR

merupakan biaya yang dikeluarkan untuk menghentikan pengoperasian fasilitas

produksi dan sarana penunjang lainnya secara permanen dan menghilangkan

kemampuuannya untuk dapat dioperasikan kembali, serta melakukan pemulihan

lingkungan di wilayah kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi.

5. biaya operasi langsung dan tak langsung

merupakan biaya yang dikeluarkan untuk terlaksananya kegiatan produksi

lapangan. Biaya ini merupakan pengeluaran untuk kegiatan rutin mulai dari

proses pengembangan lapangan sampai dengan produksi sumber daya migas

dapat terlaksana.

12.2 Project Economics

12.2.1 Kontrak Migas Indonesia

Seiring perkembangan di insonrsi bentuk KKS migas Indonesia talh melalui tiga

model, yaitu system konsesi, kontrak karya, dan bagi hasil.

12.2.1.1 Sistem Konsesi

Besarnya potensi sumber daya migas indonseia dan besarnya revenue yang

mungkin didapatkan pada saat itu, Pemerintah Hindia Belanda pada tahun 1899

mengeluarkan “Indische Mijn Wet (MWT) yang mana menurut ketentuan pasal 5a,

Pemerintah Hindia Belanda berwenang untuk melakukan eksplorasi dan eksploitas

serta mengadakan kerja sama dengan perusahaan minyak dalam bentuk kontrak 5A

atau system konsesi

Konsesi adalah suatu perjanjian yang dibuat oleh Negara pemilik atau pemegang

kuasa sumber daya migas dengan kontraktor untuk melakukan eksplorasi dan, jika

berhasil, produksi serta memasarkan hasilnya tanpa melibatkan Negara pemberi

konsesi dalam manajemen operasi. Dengan system konsesi perusahaan kontraktor

tidak hanya diberikan kuasa migas tetpi diberikan pula hak menguasai hak atas tanah.

System konsesi ini dibatalkan setelang Bung Karno menerbitkan UU No 37 Prp

1960 yang mengharuskan system konsesi dibatalkan dan menggantinya dengan

system kontrak baru.

12.2.1.2 Sistem Kontrak Karya ( 1960 – 1963 )

Pada system kontrak karya ini kontraktor hanya diberi kuasa untuk menambang.

Minyak dan gas bumi yang dihasilkan bukan milik kontraktor. Mereka pun tidak punya

hak atas tanah permukaan. Kontraktor menjalankan manajemen operasi dengan

system profit sharing dengan pemerintah.

Pada masa itu, perusahaan perusahaan minyak milik pemerintah belanda sudah

ditiadakan oleh bung karno. Kontraktor – kontraktor swaasta yang ingin mengusahakan

minyak dan gas bumi harus menjadi kontraktor dari salah satu perusahaan minyak

Negara : Pertamin, Permina atau Permigas. Ketiga perusahaan ini yang sekarang

melebur menjadi Pertamina.

12.2.1.3 Sistem Kontrak Bagi Hasil (Production Sharing Contract)

Sistem Kontrak Bagi Hasil (Production Sharing Contract) ini dikenalkan oleh

Jenderal TNI Sutowo. Sistem PSC dipakai hingga sekarang, meskipun dengan

beberapa perubahan. Tercatat tiga kali perubahan term and condition dari PSC ini.

Substansi PSC ini sangan berbada dari dua kontrak sebelumnya. Pada system

PSC ini minyak dan gas bumi yang dihasilkan adalah milik Negara. Negara juga

bertindak selaku kuasa pertambangan. Kontraktor hanya berhak menikmati nilai

ekonomi melalui bagi hasil produksi. Jika pada kontrak karya yang dibagi adalah

keuntungannya (profit sharing) atau berbentuk uang, maka pada PSC ini yang dibagi

adalah production sharing atau berbentuk minyak atau gas dan kontraktor wajib

memenuhi kebutuhan BBM dalam negri maksumuk 25 % dari bagian mereka.

Generasi Pertama ( 1960 – 1976 )

Produksi minyak dan gas bumi setiap tahun dibagi menjadi dua bagian, yaitu :

1. 40 % pertama disebut sebagai cost oil yang dialokasikan untuk

pengembalian biaya eksplorasi dan eksploitasi

2. 60 % sisanya disebut sebagai profit oil atau equity oil yang dibagi :

Pertamina : 65 %

Kontraktor : 35 %

Jangka waktu eksplorasi selama 6 tahun dan dapat diperpanjang 2 kali

DMO sebesar 25 % dari milik kontraktor dengan pembayaran sebesar US$ 0.2 /

bbl

Generasi Kedua (1976 – 1988 )

Penerimaan Negara dibagi dalam dua kelompok yaitu :

Penerimaan Negara berupa pajak perseroan dan dividen termaksud

dalam peraturan perpajakan yang berlaku pada saat penandatanganan

perjanjian

Penerimaan Negara diluar pajak pajak dalam butir diatas, termasuk

bagian produksi yang diserahkan kepada Negara sebagai pemilik kuasa

atas sumber daya minyak dan gas bumi, kewajiban kontraktor

menyerahkan sebagian dari produksi yang diterimanya untuk kebutuhan

dalam negri, bea masuk. Iuran pembangunan daerah (PBB), bonus, dan

lain – lain.

Selisih antara pendapatan kotor pertahun dengan cost recovery, kemudian

dibagi antara pertamina dan kontrakto masing masing sebesar 65.91 % : 34.09

% untuk minyak dan 31.82 % : 68.18 % untuk gas.

Setelah dikenakan pajak 48 % maka pembagian produksi menjadi 71.15 % :

28.85 untuk minyak dan 42.31 % : 57.69 % untuk gas.

Jangka waktu eksplorasi selama 6 tahun dan tidak dapat diperpanjang (dalam

beberapa kontrak dapat diperpanjang satu kali selama 2 tahun)

DMO sebersar 25 % dari milik kontraktor sengan pembayaran sebesar US$ 0.2 /

bbl

Investasi Credit 20 %

Generasi Ketiga ( 1988 – sekarang )

Setelah ditetapkan Peraturan Perundang – undangan Pajak Baru dengan

demikian pembagian hasil berubah menjadi 71.15 % : 28.85 untuk minyak

dan 42.31 % : 57.69 % untuk gas. Dan bagian bersih setelah dikurangi pajak

menjadi 85 % : 15% untuk minyak dan 70 % : 30 % untuk gas

12.2.2 Sistem Kontrak Bagi Hasil di Indonesia

Kontrak bagi hasil PSC Indonesia

Kontraktor PSC mengadakan negosiasi mengenai suatu wilayah Kuasa

Pertambangan yang ditawarkan Pemerintah, setelah negosiasi menjadi

kesepakatan maka rancangan kontrak disampaikan pemerintah kemudian

ditandatangani oleh Mentri Pertambangan dan Energi Selaku Wakil Pemerintah.

Production Sharing Contract menganut prinsip pembagian hasil produksi migas

yang diperhitungkan setelah dipotong biaya. Kontraktor menanggung resiko dengan

pengertian apabila tidak menemukan migas yang dapat diproduksikan secara

komersial maka tidak ada kewajiban pengembalian biaya operasi, tetapi apabila

ditemukan migas yang dapat diproduksikan secara komersial maka kontraktor

dapat menerima kembali aluruh biara operasi yang dikeluarkan dari hasil produksi

yang telah dilakukan.

Gambar 12.1

Production Sharing Contract

Technical Assistance Contract (TAC)

TAC (Technical Assintance Contract) adalah sistem perhitungan bagi hasil yang

dilakukan antara pemerintah dengan kontraktor dilapangan yang sebelumnya

dikelola pertamina. Di sini dipisahkan antara non shareable oil yaitu produksi

(kesepakatan) apabila tidak terdapat investasi dan shareable oil ( yang dibagi) yaitu

produksi akibat investa kontraktor

Joint Operating Body (JOB)

JOB adalah bentuk PSC yang diberlakukan pada daerah yang telah dieksplorasi

dimana pemerintah sebagai pemegang maksimum 50 % participacing interest.

Pada paticipacing interest dari kontraktor diberlakukan PSC. Kontraktor

menanggung biaya dan dikembalikan dengan 50 % uplift oleh pertamina.Dalam

setiap PSC, kontraktor dan BP Migas membagi total produksi untuk setiap periode

berdasarkan suatu rasio yang disetujui oleh keduanya dibawah persyaratan dari

PSC tersebut.

12.2.3 Harga Minyak

Harga minyak merupakan hal yang sangat berpengaruh pada perhitungan

kontrak bagi hasil ini dan perubahan harga minyak bisa terjadi di setiap waktu. Dengan

naiknya harga minyak akan memacu Negara konsumen melakukan tindakan konservasi

dan effisiensi tinggi.

12.2.4 Operating Cost

Operating cost adalah biaya operasi harian dan biaya perawatan yang

dikeluarkan untuk produksi dan menjaga kelangsungan operasinya. Pengeluaran –

pengeluaran yang termasuk didalamnya antara lain gaji pegawai, material perbaikan –

perbaikan untuk operasi sehari – sehari, serta biaya umum dan administrasi yang jelas

akan mengurangi pendapayan yang di peroleh kontraktor dan pemerintah Indonesia.

Operating cost dinyatakan sebagai berikut :

Oil = Qo x Cost operating oil

12.2.5 First Tranche Petroleum

Ketentuan FTP ini mengatur bahwa sebelum kontraktor memperoleh

penggantian biaya atas biaya tang telah mereka keluarkan untuk eksplorasi minyak dan

gas bumi, maka lebih dahulu akan dikeluarkan 20 % dari hasil produksi untuk dibagi

antara Badan Pelaksana (BP Migas) dan kontraktor sebagaimana rumus hasil yang

telah disepakati dalam kontrak.

FTP = 20% x Gross revenue

FTP berlaku sejak kontrak baru ditanda tangai atau perpanjangn kontrak lama.

Dengan FTP ini pemerintah memperoleh keuntungan berupa nilai uang terhadap waktu

serta terjaminnya pendapatan sejak hari pertama produksi.

12.2.6 Gross Revenue

Gross revenue merupakan jumlah uang yang diperoleh dari hasil penjualan

minyak/gas yang diproduksikan. Dinyatakan sebagai berikut

GR = N x P

N = Jumlah minyak yang diproduksikan, bbl

P = Harga Minyak US$/bbl

12.2.7 Investment Credit

Investment Credit merupakan bentuk insentif pemerintah kepada kontraktor

migas untuk lebih memberikan daya saing investasi migas di Indonesia dibandingkan

negara lain. Jika kontraktor migas mendapatkan fasilitas investment credit berarti dia

memperoleh hak untuk meminta ganti kepada pemerintah sebesar prosentase tertentu

atas nilai investasi yang berhubungan langsung dengan pembangunan fasilitas

produksi.

. Investment credit dapat diperoleh apabila kontraktor dapat menjamin bahwa

pendapatan total dari Indonesia, meliputi pembagian Indonesia, Government Tax, dan

Domestic Market Obligation, minimal 25% dari kumulatif produksi sepanjang periode

operasi dari lapangan.

12.2.8 Cost Recovery

Kontraktor mempunyai kewajiban untuk terlebih dahulu mengeluarkan biaya

operasi yang diperlukan yang akan diganti di kemudian hari dari hasil penjualan atau

dengan mengambil bagian produksi yang dihasilkan. Jika dalam 1 tahun kalender

tertentu kontraktor tiddak mendapat penggantian biaya operasi, maka kekurangannya

akan diperhitungkan pada tahun berikutnya. Kekurangan ini disebut unrecovery cost.

Cost recovery adalah jumlah dari non capital, depresiasi capital, operating cost,

dan unrecovery cost tahun sebelumnya. Cost recovery dapat diperoleh kembali dengan

mengambil bagian dari gross revenue maka kekurangan tersebut dapat diambil dari

gross revenue tahun berikutnya.

Jenis biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor dalam melakukan investasi adalah :

Biaya eksplorasi

Yang termasuk biaya eksplorasi adalah biaya pemboran dan komplesi

bagi sumur eksplorasi serta biaya pengumpulan data geologi. Pada

perhitungan biaya eksplorasi harga sumur kosong sama dengan harga

sumur produksi.

Biaya produksi

Adalah biaya yang diperlukan untuk melaksanakan produksi minyak dan

gas bumi termasuk di dalamnya biaya langsung seperti material, gaji

pegawai, pemeliharaan dan administrasi kantor serta lainnya.

Biaya Depresiasi

Adalah biaya penyusutan atau pengambilan investasi yang besarnya

ditentukan berdasarkan metode Straight Line.

Biaya amortisasi

Adalah biaya-biaya yang berhubungan dengan pengeluaran investasi non

fisik seperti studi, survey dll.

12.2.9 Equity to be Split

Merupakan sisa keuntungan yang akan dibagi setelah dipotong biaya kepada

kontraktor dan pemerintah sesuai dengan split yang telah ditentukan.

12.2.10 Domestic Market Obligation (DMO)

DMO adalah kewajiban untuk memenuhi kebutuhan atas bahan bakar dalam

negri. Dalam hal ini kontraktor diwajibkan menjual kembali kepada Negara sebagian

hasil produksinya untuk pemenuhan kebutuhan bahan bakar tersebut.

Domestic Market Obligation ini adalah hasil penjumlahan contractor share

dengan FTP ke kontraktor dikalikan dengan persen kewajiban kontraktor. Maksimal

kewajiban kontraktor adalah 25 % dari produksi minyak mentah di setipa wilayah kerja.

DMO = 0,25 x [CS+FTPcontractor] x 0,9

12.2.11 Tax

Tarif pajak yang dikenakan 45% ( 35% untuk tarif baru ) untuk pajak perseroan

dan 20% untuk pajak atau bunga, deviden, dan royalty atau sama dengan 56% ( 48%

atau pajak baru ).

Penghasil Kontraktor yang dikenai pajak:

Total bagian kontraktor setelah dipotong DMO

Investment Kredit

DMO

12.2.12 Taxable Income

Taxable Income adalah bagian pendapatan kontraktor yang dikenal dengan

istilah pajak. Kriteria pajak yang dikenakan adalah seluruh bagian kontraktor yang

merupakan keuntungan. Pada kontrak bagi hasil di Indonesia berapa pun besarnya

tarif pajak hasil,bagi hasilnya akan tetap sama. Adapun untuk Taxable Income dapat

dituliskan sebagai berikut :

Taxable Income = Investment + Contr.Share + FTP.

12.2.13 Depresiasi

Depresiasi merupakan suatu cara penyusutan atau pengembalian kembali nilai

investasi kapital yang telah dikeluarkan berdasarkan waktu pemakaian atau

pengurangan nilai suatu barang kapital dimana biaya ini tidak dikembalikan sekaligus

semuanya tetapi dikembalikan secara bertahap pada saat produksi berlangsung

dengan adanya faktor penyusutan, karena waktu pemakaian yang dilakukan atas biaya-

biaya kapital dengan biaya tahun pertama yang dihitung baik sebelum atau sesudah

produksi.

Suatu barang atau modal kapital akan mengalami pengurangan nilai karena waktu dan

pemakaiannya. Faktor-faktor yang diperhitungkan dalam menghitung suatu barang

modal adalah:

Biaya awal (Initial Cost)

Biaya yang dapat diperoleh kembali (recoverable cost) pada waktu barang-

barang selesai atau tidak dapat dipakai lagi

Jangka waktu penggunaan barang modal

Ada beberapa metode depresiasi dalam perhitungan keekonomian, yaitu:

Straight Line Method

Declining Balance Method

Double Declining Balance Method

Straight Line Method

Pada metode ini depresiasi dihitung berdasarkan penyusutan nilai suatu

barang secara konstan selama waktu yang ditetapkan atau selama umur

ekonomis dari suatu barang tersebut. Depresiasi dapat dipercepat dan dapat

dilakukan sebagai kombinasi dari metode garis lurus. Lama waktu depresiasi

peralatannya adalah 4 tahun untuk peralatan pada lapangan minyak dan 8 tahun

untuk peralatan pada lapangan gas.

Metode ini dapat ditulis secara metematis secara berikut:

Depresiasi = Investasi kapital

Waktu depresiasi

Declining Balance Method

Pada metode ini mempunyai cara mendistribusikan nilai kapital

sedemikian rupa, sehingga depresiasi tahunan berkurang setiap tahun

berikutnya. Ini dapat ditempuh dengan membuat penurunan secara proporsional

sejak dari awal sampai akhir.

Metode ini dapat ditulis sebagai berikut:

(Depresiasi)1 = K x R

(Depresiasi)i = K x R(1-R)n

Dimana:

K = Investasi awal

R = Tingkat depresiasi = 1 / T

T = Jumlah tahun depresiasi

N = i – 1

Double Declining Balance Method

Metode ini hampir sama dengan Declining Balance Methode hanya saja

nilai barang pada metode ini berkurang dua kali lebih cepat.

Metode ini dapat ditulis sebagai berikut:

( Depresiasi )i = K x 2 R

( Depresiasi )i = K x 2R ( 1-2R )n

Biasanya di Indonesia untuk 4 tahun pertama menggunakan depresiasi Double

Declining Balance Method dan selanjutnya secara Straight Line Method untuk 3

tahun, sehingga pada tahun ke tujuh waktu depresiasi seluruh biaya kapital

sudah terpenuhi.

12.2.14 Government Share

Government Share merupakan bagian dari equity to be split yang menjadi milik

pemerintah atau bagian untuk pemerintah setelah dikurangi investment credit, FTP dan

cost recovery. Jadi dapat dirumuskan:

GS = Equity to be Split – Contractor Share

12.2.15 Contractor Share

Contractor Share merupakan bagian untuk kontraktor setelah dikurangi

investment credit, FTP dan Cost Recovery atau merupakan bagian dari equity to

be split yang menjadi milik kontraktor. Besarnya Contractor Share dapat ditentukan dari

persamaan berikut :

CS = Gas Split x Equity to be split

12.2.16 Government Take

Government take adalah bagian yang diterima oleh pemerintah setelah

dikurangi bagian kontraktor ditambah dengan hasil penarikan pajak atas pendapatan

kontraktor.

12.2.17 Contractor Take

Contractor take merupakan bagian yang dimiliki kontraktor setelah dipotong

pajak untuk pemerintah.

12.3 Indicator Keekonomian

Indicator keekonomian merupakan acuan untuk sebuah rencana pengembangan

lapangan bernilai ekonomis atau tidak ekonomis. Indicator keuntungan antara lain NPV

(Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return) atau ROR (Rate of Return), POT

(Pay Out Time), Profit to Investment Ratio (PIR).

12.3.1 Net Present Value (NPV)

Metode NPV merupakan metode penilaian investai yang digunakan untuk

menilai layak atau tidaknya suatu investasi. NPV menunjukkan besar keuntungan

secara absolute dari modal yang diinvesatasikan ke proyek , yaitu total pendapatan

(discounted) dikurangi total biaya (discounted) selama proyek. NPV > 0 berarti proyek

tersebut dapat menghasilkan cash flow dengan presentase yang lebih besar

dibandngkan dengan opportunity cost modal yang ditanamkan, jika NPV < 0 maka

investasi menimbulkan kerugian bagi perusahaan sedangkan jika NPV = 0 maka

investasi tidak menimbukan kerugian maupun keuntungan bagi perusahaan kalaupun

proyek dilaksanakan atau tidak dilaksanakan tidak berpengaruh pada keungan

perusahaan. Jadi, semakin besar nilai NPV, semakin baik poyek untuk dilanjutkan

12.3.2 IRR (Internal Rate of Return) atau ROR (Rate of Return)

Metode untuk mengukur tingkat investasi berupa satuan bunga dalam persen

(%). Mencari tingkat discount yang membuat NPV sama dengan nol atau diiharapkan

bernilai nol terhadap nilai sekarang biaya proyek. Suatu proyek dikatakan layak apabila

IRR lebih besar dari pada cost of capital (atau bunga bank).

12.3.3 Pay Out Time (POT)

Merupakan indicator yang menunjukkan berapa lama modal investasi dapat

kembali. Proyek yang mempunyai harga POT berarti baik untuk dikembangkan namun

POT juga menunjukkan resiko proyek. Semakin Panjang POT semakin besar pula

resiko yang dihadapi. Periode pengembalian atau sering disebut sebagai waktu yang

diperlukan supaya kumulatif penghasilan bersih sama dengan investasi yang biasanya

dalam satuan tahun. Dalam istilah umumnya adalah BEP (Break Even Point)

12.3.4 PIR (Profit to Investment Ratio)

PIR (Profit to Investment Rtaio) merupakan indicator tolak ukur sebelum

melakukan investasi. Untuk mendapatkan nilai PIR (Profit to Investment Ratio) dengan

membandingkan keuntyungan bersih yang tidak dipotong dengan investasi yang

ditanam, dapat dirumuskan sebaga berikut

PIR=Total NetCas h flowInvestasi

PIR ini mempunyai kelemahan yaitu tidak dapat mencerminkan waktu dan pola

pengembalian pendapatan yang dihasilkan dari suatu proyek dan tidak dapat

mengetahui gambaran total dari keuntungan yang dapat diperoleh. Bila PIR pada suatu

rencana pengembangan lapangan lebih besar dari suatu nilai minimum tertentu dimana

POT lebih singkat, maka usulan investasi tersebut dapat dipertimbangkan sebagai

suatu investasi yang cukup baik. Namun PIR tidak dapat dijadikan satu – satu nya

parameter yang bisa memutuskan apakah suatu rencana pengembangan lapangan

bisa langsung dilaksanakan atau tidak, dibutuhkan parameter – parameter lain untuk

menentukan itu.

12.4 Perhitungan ke-Ekonomian Lapangan X

Dalam perhitungan keekonomian ini menggunakan mekanisme pembagian

produksi dan pendapatan kontrak PSC.Perhitungan cash flow dari suatu proyek

pengembangan lapangan X dapat dilihat pada lampran.Berikut ini merupakan

parameter keekonomian dari lapangan yang akan dikebangkan, sebagai berikut :

Tabel 12.1

Parameter Keekonomian

CONTRACT YEARS    

GASPRICE,US$/MMBTU     6.85

   

BEFORE

TAX AFTER TAX  

CONTRACTOR SHARE 62,50% 35,00%  

GOVERNMENT SHARE 37,50% 65,00%  

GOVERNMENT TAX     44,00%

FTP       20,00%

PRODUCTION    

CAPEX        

OPEX        

INVESTMENT CREDIT     00,00%

DMO REQUIREMENT     0%

DMO FEE, % OF MARKET CRUDE PRICE, US$/BBL 0%

GAS OPERATING

COST US$/MMSCF       1.00

         

         

         

Biaya Investasi yang dikeluarkan untuk masing – masing scenario adalah

sebagai berikut :

Tabel 12.2

Biaya Investasi

TOTAL BIAYA

SCENARIO TANGIBLE $ INTANGIBLE $ TOTAL MMUS$

SKENARIO 1

6 SUMUR INFILL + 15

WORKOVER

$

14,486,155

$

31,609,489

$

46,095,644

SKENARIO 2

4 SUMUR + KOMPRESOR

$

11,157,437

$

11,572,993

$

22,730,430

SCENARIO 3

20 SUMUR ( 5 sumur produksi, 6

sumur suspended, 4 sumur

injektor, 4 sumur abandoned )

$

41,087,183

$

44,056,970$

85,144,153

Perhitungan keekonomian berupa cashflow yang telah dihitung menggunakan

software Microsoft Excel agar lebih mudah untuk menjalankannya. Sebagai hasil

perhitungan indikator keekonomian untuk cash flow dari keempat scenario yang

dilampirkan pada tabel lampiran adalah sebagai berikut :

Tabel 12.3

Hasil Perhitungan

     SKENARIO 1

SKENARIO 2

SKENARIO 3

GAS PRODUCTION MMSCF 428.670 428.670 521.038GROSS REVENUES, MMUS$ 27585,65 27585,65 3385,897INVESTMENT, MMUS$ 524,31 547,412 563OPERATING COST, MMUS$ 377,7 397,72 407,72MARR     15% 15% 15%CONTRACTOR NPV @15%,MMUS$ 174,37 190,19 184,36    ROR, % 31,62% 29,71 32,00%    POT, YEARS 2,477 2,715 2,478    PIR 1,06 1,18 1,07    DPIR, @15% 0,33 0,35 0,33

 Net Contractor Take, MMUS$ 555 648 601

           

GOVERMENTgoverment take, MMUS$ 1706 1590 2222

12.5 Analisa Sensitivitas

Biasanya evaluasi keekonomian dilengkapi dengan analisa sensitivitas guna

melihat seberapa sensitif pengaruh perubahan harga minyak, tingkat produksi, biaya

investasi dan biaya operasi terhadap perubahan Indikator keekonomiannya.

Selanjutnya dari indikator keekonomian dan analisa sensitivitas dapat ditentukan

tinggi rendahnya tingkat komersialitas suatu proyek pengusahaan lapangan migas.

Dengan analisa sensitivitas ini akan bisa diprediksi kerugian atau keuntungan dari satu

proyek bila salah satu atau lebih parameter ekonominya berubah. Hasil analisa

ditunjukkan dalam suatu diagram laba – laba (spider diagram).

Keuntungan dari analisa sensitivitas adalah :

Sangat membantu dalam mengidentifikasi besaran – besaran yang mempengaruhi

keuntungan (dilihat dari berapa besarnya perubahan keuntungan yang diakibatkan

oleh perubahan besaran tersebut).

Mudah dilakukan dengan komputer.

Kelemahan dari analisa sensitivitas :

Tidak memberikan indikasi kemungkinan sesuatu yang diandaikan akan terjadi.

Misal : berapa kemungkinan harga turun 20 persen.

Tidak memperlihatkan ketergantungan antar besaran–besaran yang mempengaruhi

keuntungan

Sensitivitas Lapangan Tango

Skenario 1

Pada skenario 1 adalah skenario basecase, jika kita menyewa FPU.

Berikut adalah analisis sensitivitas dan pembagian hasil antara pemerintah

dengan contractor :

50% 60% 70% 80% 90% 100%110%120%130%140%150%0.00%

10.00%

20.00%

30.00%

40.00%

50.00%

60.00%

OPEXPRICECAPEXPRODUCTION

Gambar12.2

Analisa Sensitivitas

COST RECOVERYNETT CONTRACTOR TAKEGOVERNMENT TAKE

Gambar 12.3

Diagram Pie Skenario 1

Skenario 2

Pada skenario 2 adalah skenario basecase, jika kita membangun FPU.

Berikut adalah analisis sensitivitas dan pembagian hasil antara pemerintah

dengan contractor :

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160%0.00%

5.00%

10.00%

15.00%

20.00%

25.00%

30.00%

35.00%

40.00%

45.00%

50.00%

OPEXPRICECAPEXPRODUCTION

Gambar 12.4

Analisa Sensitivitas

COST RECOVERYNETT CONTRACTOR TAKEGOVERNMENT TAKE

Gambar 12.5

Pie Diagram Skenario 2

Skenario 3

Pada scenario 3 adalah skenario pengembangan, yaitu Skenario 1 + 1

infill drilling di TMB. Berikut adalah analisis sensitivitas dan pembagian hasil

antara pemerintah dengan contractor :

50%60%

70%80%

90%100%

110%120%

130%140%

150%0.00%

10.00%

20.00%

30.00%

40.00%

50.00%

60.00%

OPEXPRICECAPEXPRODUCTION

Gambar 12.6

Analisa Sensitivitas

COST RECOVERYNETT CONTRACTOR TAKEGOVERNMENT TAKE

Gambar 12.7

Diagram Pie Skenario