35
ANALISIS KEEKONOMIAN KEEKONOMIAN PROYEK PROYEK INFILL DRILLING DRILLING DI LAPANGA LAPANGAN N ”XYZ”
TUGAS AKHIR Diajukan Untuk Memenuhi Memenuhi Syarat Syarat Guna Mendapatkan Mendapatkan Gelar Sarjana Pada Jurusan Jurusan Teknik Teknik Perminyakan Perminyakan Fakultas Fakultas Teknik Teknik Universitas Islam Riau
OLEH :
SUSI AFWIRA NPM : 02 321 0003
JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS ISLAM RIAU PEKANBARU 2010
36
LEMBAR PENGESAHAN
ANALISIS KEEKONOMIAN PROYEK INFILL DRILLING DRILLING DI LAPANGA LAPANGAN N ”XYZ”
TUGAS AKHIR DISUSUN OLEH:
SUSI AFWIRA NPM : 023210003 DISETUJUI OLEH :
PEMBIMBING I
PEMBIMBING II
CIO CIO MARIO, ST,MT.
M. ARIYON, ST,MT.
DISAHKAN OLEH :
DEKAN FAKULTAS TEKNIK
KETUA JURUSAN
PROF.DR.IR.H. SUGENG WIYONO, MMT.I.PU
MUSLIM, ST,MT
36
LEMBAR PENGESAHAN
ANALISIS KEEKONOMIAN PROYEK INFILL DRILLING DRILLING DI LAPANGA LAPANGAN N ”XYZ”
TUGAS AKHIR DISUSUN OLEH:
SUSI AFWIRA NPM : 023210003 DISETUJUI OLEH :
PEMBIMBING I
PEMBIMBING II
CIO CIO MARIO, ST,MT.
M. ARIYON, ST,MT.
DISAHKAN OLEH :
DEKAN FAKULTAS TEKNIK
KETUA JURUSAN
PROF.DR.IR.H. SUGENG WIYONO, MMT.I.PU
MUSLIM, ST,MT
37
ANALISIS PROYEK INFILL DRILLING DILAPANGAN ”XYZ”
SUSI AFWIRA NPM : 023210003 ABSTRAK
Infill drilling merupakan salah satu cara untuk meningkatkan produksi. Untuk menilai kelayakan proyek infill drilling, dapat ditinjau aspek teknis dan ekonomisnya. Analisis infill drilling ini menggunakan metode volumetrik untuk menghitung cadangannya sedangkan untuk menentukan kelayakan pelaksanan proyek infill drilling berdasarkan penilaian terhadap indikator ekonomi yaitu : NPV (Net Present Value) ,ROR (rate of Return),POT (Pay Out Time) dan DPI (Discount Probability Indeks). Berdasarkan hasil perhitungan didapatkan NPV bernilai positif pada harga minyak $60/bbl, $60/bbl, DPI sebesar 2.003, 2.003, POT selama 1.96 tahun dengan ROR 54.95%. Dengan Dengan melihat indikator ekonomi tersebut maka perencanaan proyek infill drilling ini layak untuk dilaksanakan.
Kata Kunci : Analisis Keekonomian, Infill drilling, Net Present Value, Rate Of Return, Pay Out Time, Discounted Probability Index.
38
KATA PENGANTAR
Segala puji dan syukur bagi Allah SWT yang telah mencurahkan rahmat dan karunia-Nya serta memberikan kesempatan kepada penulis untuk menyelesaikan penyusunan Tugas Akhir (Kolokium II) dengan judul : Analisis Keekonomian Proyek Infill Driling Di Lapangan ”XYZ” yang merupakan salah satu syarat guna
mendapat gelar Sarjana Teknik pada Jurusan Teknik Perminyakan, Fakultas Teknik Perminyakan, Universitas Islam Riau. Berdasarkan pada data-data yang diperoleh dilapangan serta referensireferensi buku yang berhubungan dengan tema yang dibahas juga keterangan yang diberikan narasumber penulisan Tugas Akhir ini dapat diselesaikan. Penulis sangat menyadari bahwa dalam penulisan ini sangat banyak kekurangan baik dalam materi maupun teknik penulisannya. Namun demikian penulis berharap agar tulisan ini dapat bermanfaat bagi pembacanya, terutama bagi yang mencari informasi dibidang perminyakan.
Pekanbaru,
Juli 2010
Susi Afwira
39
UCAPAN TERIMAKASIH
Dengan segala kerendahan hati penulis mengucapkan terima kasih orang-orang yang telah memberikan sumbangan ilmunya hingga penulis dapat menyelesaikan karya tulis ini meskipun dengan banyak kekurangan yang terdapat didalamnya semoga dapat diterima. Ucapan terima kasih tak lupa penulis sampaikan kepada :
Bapak Cio Cio Mario ST, MT Pembimbing I dan Bapak Muhammad Ariyon, ST, MT selaku Pembimbing II, terima kasih untuk semua bantuan dan masukkannya sehingga penulis dapat menyelesaikan Tugas Akhir ini.
Untuk Ayahanda Marzali dan Ibunda Yasmawati yang aku sayangi serta saudaraku semuanya Susing Harto, SH, Susiong Negra, Suarbi Indra Marco dan Suheiri Kurniawan.
Untuk Suamiku tercinta Hazibin dan anakku sangat aku sayangi Hani Eka Nirwana atas semua doa dan motivasi serta pengorbanannya.
Bapak Prof. DR. Ir. H. Sugeng Wiyono, MMT, I.PU Selaku Dekan Fakultas Teknik UIR
Bapak Ir. Muslim, MT selaku ketua jurusan Teknik Perminyakan UIR serta Bapak Adi Novriansyah ST, MT selaku sekretaris jurusan Teknik Perminyakan UIR.
Buat teman – temanku lukman, Boni, Rico, Andi, Riska, Kenes, Riki, Sadam, bang Masri, Tari, Atun, bang Taufik, bang Nop, bang Irwanto semua angkatan 2002 tanpa terkecuali.
Serta semua orang yang telah memberikan dukungan dan semangat Pak Parlan, Pak Syawaldi dan semuanya.
40
PERNYATAAN KEASLIAN TUGAS AKHIR
Dengan ini saya menyatakan bahwa dalam Tugas Akhir ini tidak terdapat karya yang pernah diajukan untuk memperoleh Gelar Kesarjanaan disuatu Perguruan Tinggi, dan sepanjang pengetahuan saya juga tidak terdapat karya atau pendapat yang pernah ditulis atau diterbitkan oleh orang lain, kecuali yang secara tertulis di acu dalam naskah ini dan disebutkan dalam Daftar Pustaka.
Pekanbaru,
Juli 2010
SUSI AFWIRA NPM : 023210003
DAFTAR ISI
41
HALAMAN JUDUL ............................................................................................
i
LEMBAR PENGESAHAN .................................................................................
ii
ABSTRAK ............................................................................................................
iii
KATA PENGANTAR ..........................................................................................
iv
UCAPAN TERIMAKASIH ................................................................................
v
DAFTAR ISI .........................................................................................................
vi
DAFTAR GAMBAR ............................................................................................
x
DAFTAR TABEL ................................................................................................
xi
DAFTAR LAMPIRAN ........................................................................................
xii
DAFTAR SIMBOL ..............................................................................................
xiii
PERNYAAN KEASLIAN TUGAS AKHIR ......................................................
xiii
BAB I. PENDAHULUAN ....................................................................................
1
1.1. Latar Belakang ......................................................................................
1
1.2. Tujuan Penulisan....................................................................................
2
1.3. Batasan Masalah ....................................................................................
2
1.4. Metodologi Penulisan ............................................................................
2
1.5. Sistematika Penulisan ............................................................................
4
BAB II. TINJAUAN UMUM LAPANGAN .......................................................
5
2.1. Sejarah Lapangan “XYZ”......................................................................
5
2.2. Keadaan Geologi Lapangan “XYZ” ......................................................
6
2.3. Karakteristik Reservoir Batuan dan Reservoir Lapangan “XYZ”.........
7
2.2.1. Karakteristik Batuan....................................................................
7
2.2.2. Karakteristik Reservoir Lapangan “XYZ” ..................................
8
2.4. Sejarah Lapangan “XYZ”......................................................................
9
BAB III. TEORI DASAR ....................................................................................
10
42
3.1. Variabel Cash Flow................................................................................
11
3.1.1. Revenue.......................................................................................
12
3.1.2. Investasi.......................................................................................
12
3.1.2.1. Biaya Eksplorasi.................................................................
13
3.1.2.2. Biaya Pengembangan Lapangan.........................................
14
3.1.2.3. Biaya Fasilitas Produksi .....................................................
14
3.1.2.4. Biaya Fasilitas Penunjang...................................................
15
3.1.2.5. Biaya Operasi .....................................................................
15
3.1.3. Depresiasi ....................................................................................
15
3.1.3.1. Metode Straight Line..........................................................
16
3.1.3.2. Metode Decline Balance.....................................................
16
3.1.3.3. Metode Double Decline Balance........................................
17
3.1.4 Cost Recovery ..............................................................................
17
3.1.5. Recoverable Cost.........................................................................
18
3.1.6. Sistem Share dan Tax ..................................................................
18
3.1.6.1.Pertamina Share...................................................................
18
3.1.6.2.Contractor Share..................................................................
19
3.1.6.3.Taxible Income....................................................................
19
3.1.6.4.Goverment Tax....................................................................
19
3.1.7. Net Contractor Share ...................................................................
20
3.1.8. Total Contractor Share ................................................................
20
3.1.9. Contractor Cash Flow..................................................................
20
3.2. Indikator Ekonomi .................................................................................
20
3.2.1. Net Present Value........................................................................
20
3.2.2. Pay Out Time...............................................................................
22
3.2.3. Discounted Probability Indeks ....................................................
23
3.2.4. Rate of Return..............................................................................
23
3.3. Metoda Perhitungan Reserves................................................................
24
43
3.3.1. Metoda Analogi ...........................................................................
24
3.3.2. Metoda Volumetrik .....................................................................
25
3.3.3. Analisa Decline Curves...............................................................
27
3.4. Pola Kontrak Kerja Daerah Operasi ......................................................
29
3.4.1.Kontrak Bagi Hasil Lapangan Minyak dan Gas Bumi.................
29
3.4.2. Ketentuan Umum Kontrak ..........................................................
30
BAB IV. ANALISA DATA ..................................................................................
35
4.1. Data Reservoar.......................................................................................
35
4.2. Data Produksi.........................................................................................
36
4.3. Harga Minyak, Kontrak Bagi Hasil dan Operating cost ........................
37
4.4. Perhitungan Produksi dan Reserves.......................................................
38
4.5. Perhitungan Indikator Ekonomi .............................................................
41
4.6. Sensitivitas Harga Minyak.....................................................................
47
4.6.1. NPV .............................................................................................
48
4.6.2. ROR.............................................................................................
48
4.6.3. DPI...............................................................................................
48
4.6.4. POT..............................................................................................
49
BAB V. PEMBAHASAN .....................................................................................
50
5.1. Perhitungan Reserves.............................................................................
50
5.2. Hasil Perhitungan Produksi....................................................................
51
5.2.1. NPV .............................................................................................
51
5.2.2. ROR.............................................................................................
52
5.2.3. DPI...............................................................................................
53
5.2.4. POT..............................................................................................
53
5.3. Sensitivitas Harga Minyak.....................................................................
54
44
BAB VI. KESIMPULAN .....................................................................................
55
DAFTAR PUSTAKA ...........................................................................................
56
LAMPIRAN ..........................................................................................................
57
45
DAFTAR GAMBAR
Gambar
Halaman
1.1. Diagram Alir Penelitian ..................................................................................
3
2.1. Peta Lapangan “XYZ” ....................................................................................
5
2.2. Peta Struktur Lapangan “XYZ” ......................................................................
6
2.3. Deskripsi Reservoir dari Hasil Logging..........................................................
8
2.4. Sejarah Produksi Lapangan “XYZ”................................................................
9
3.1. Keuangan Sistem Kontrak Bagi Hasil Lapangan Minyak ..............................
34
4.1. Produksi Total.................................................................................................
37
5.1. NPV vs Harga minyak ....................................................................................
51
5.2. ROR vs Harga minyak....................................................................................
52
5.3. DPI vs Harga minyak......................................................................................
53
5.4. POT vs Harga minyak.....................................................................................
54
46
DAFTAR TABEL
Tabel
Halaman
3.1 Tabel Decline Curve .......................................................................................
28
4.1 Data Awal dari Geologist.................................................................................
35
4.2 Data Produksi...................................................................................................
36
4.3 Hasil Perhitungan Reserves .............................................................................
40
4.4 Tabel Cash Flow ..............................................................................................
42
4.5 Tabel Perhitungan NPV ...................................................................................
44
4.6 Tabel Perhitungan ROR...................................................................................
45
4.7 Tabel Perhitungan POT....................................................................................
47
4.8 Tabel Sensitivitas minyak terhadap indikator ekonomi...................................
48
47
DAFTAR LAMPIRAN
Lampiran A A.1 Perhitungan Reserves A.2 Produksi Tiap Sumur A.3 Perhitungan Indikator Ekonomi
48
DAFTAR SIMBOL
Pb
= Tekanan Buble Point, Psi
Sw
= Saturasi air, fraksi
°API = American Petroleum Institute µO
= Viscositas Minyak, cp
µW
= Viscositas Air, cp
Boi
= Faktor Volume Formasi, RB/STB
GOR = Gas Oil Ratio N
= OOIP,STB
A
= Luas Area, Acre
h
= Ketebalan Reservoir, ft
Ø
= Porositas, fraksi
UR
= Ultimate Recovery,
OOIP = Original Oil in Place RF
= Recovery Factor
V bi
= Volume Bulk antara dua garis isopach
Tavg
= Ketebalan rata-rata di kontur terakhir
q(t)
= Laju produksi minyak pada waktu tertentu, STB/D
qi
= Produksi awal minyak awal, pada saat t=0, STB/D
b
= Konstanta Arp’satau eksponent. Dimensionless
Di
= -dt(t)/dt/q(t) = Initial decline rate, (day)-1
49
BAB I PENDAHULUAN
1.1.
LATAR BELAKANG
Dalam melakukan analisa keekonomian suatu proyek, umumnya perusahaan minyak dan gas bumi menggunakan indikator-indikator ekonomi untuk mengurangi proyeksi net cash flow menjadi bernilai tunggal, karenanya yang dikalkulasi adalah indikator bernilai tunggal dari harga relatif proyek. Indikator adalah pengukur kemenarikan ekonomis relatif dari suatu proyek bila dibandingkan terhadap cash flow proyek lain. Adapun indikator-indikator ekonomi yang biasa digunakan adalah Pay Out Time, Rate of Return, Discounted Profitability Index dan Net Present Value. Nilai dari keuntungan adalah produksi, sehingga dilakukan berbagai penelitian dan pengembangan ilmu yang dilakukan dalam upaya meningkatkan produksi agar dapat mempertahankan dan meningkatkan produksi. Untuk mencapai peningkatan produksi terkadang mengeluarkan biaya tambahan dan juga menghadapi pertimbangan resiko ketidak pastian. Bagi perusahaan minyak dan gas bumi mempertahankan dan meningkatkan produksi merupakan suatu program yang harus dilakukakan yang tidak dapat diabaikan. Salah satu usaha yang dilakukan untuk mempertahankan produksi adalah dengan menjaga produksi suatu sumur agar tidak menurun. Penurunan produksi sumur terkdang di sebabkan oleh tidak berfungsinya sumur secara optimal seperti kerusakan pada perlatan dan fasilitas sumur produksi bahkan kerusakan pada formasi produtifnya sehingga diperlukan suatu perbaikan melalui kerja ulang sumur (workover). Salah satu cara yang dilakukan untuk meningkatkan produksi adalah dengan Infill Drilling (Pengeboran Sisipan).
50
1.2.
TUJUAN PENULISAN
Penulisan Tugas Akhir yang berjudul ”Analisis Keekonomian Proyek Infill Drilling di Lapangan XYZ” bertujuan :
Menganalisa
keekonomian
proyek
infill
drilling
untuk
rencana
pengembangannya sehingga di peroleh NPV, ROR, DPI dan POT
Membuat suatu kesimpulan yang dapat digunakan sebagai dasar atau pedoman dalam mempertimbangkan penerapan program Infill Drilling.
1.3.
BATASAN MASALAH
Agar penulisan Tugas Akhir ini lebih terarah sesuai dengan tujuan yang dinginkan, penulis membatasi permasalahan yang akan dibahas yaitu menganalisa proyek infill driling dari segi ekonomi yang biasa digunakan dengan menghitung NPV (Net Present Value), ROR (Rate of Return), DPI ( Discounted Profitabily Index) dan POT (Pay Out Time).
1.4.
METODOLOGI PENULISAN
Dalam penyelesaian studi tugas akhir yang berjudul “ANALISIS PROYEK INFILL DRILLING” , penulis membuat suatu analisa berawal dari tinjauan
kepustakaan yakni melalui studi terhadap literatur-literatur berupa buku-buku dan artikel-artikel yang mengupas tentang masalah yang berkaitan dengan ekonomi perminyakan khususnya infill drilling.
51
Start
Survey Reserves :
Data Produksi Reserves
Tidak
Lengkap
Area (Acre) Thicness (ft) Porositas Saturasi air (Sw) Recovery Factor (RF) Boi
Analisa Data dan Perhitungan:
OOIP Ultimate Recovery Indikator Ekonomi (NPV, ROR, POT, DPI) Analisis Sensitivitas
Hasil
Pembahasan & Kesimpulan
Selesai
Gambar 1.1. Diagram Alir Penelitian
52
1.5.
SISTEMATIKA PENULISAN
Sistematika penulisan Tugas Akhir ini dirangkum dalam beberapa bab dimana setiap bab menjelaskan bagian-bagian dari Tugas Akhir ini. BAB I
: Menerangkan tentang latar belakang, tujuan penulisan, batasan masalah, metode penulisan, dan sistematika penulisan
BAB II
: Tinjauan umum daerah prospek eksplorasi
BAB III
: Teori dasar
BAB IV
: Penentuan parameter kekonomian prospek eksplorasi
BAB V
: Pembahasan
BAB VI
: Kesimpulan
53
BAB II TINJAUAN UMUM LAPANGAN XYZ 2.1.Sejarah Lapangan ”XYZ”
Lapangan ”XYZ” adalah salah satu lapangan minyak yang dikelola oleh PT. CPI. Lapangan ini terletak sekitar 40 km disebelah barat minas. Lapangan ini ditemukan pada tahun 1952 dan mulai berproduksi tahun 1971 dengan 17 sumur produksi. Dan pada tahun 1972 dilakukan pengeboran sebanyak 32 sumur produksi dengan rate masing-masing sumur 45.000 BOPD. Pada tahun 1992 dimulai aplikasi injeksi air dengan sistem pheripheral yang bertujuan untuk menjaga tekanan reservoir. Sampai tahun 2004, lapangan ”XYZ” menghasilkn 153 sumur produksi, 95 sumur injeksi, dan 25 water source well, dengan luas area produksi sekitar 18 km (11 mile) dan luas pengurasan sekitar 13.000 acre.
Gambar 2.1. Peta Lapangan ”XYZ” (Kota Batak File,2008)
54
2.2.
Keadaan Geologi Lapangan ”XYZ”
Berdasarkan sejarah geologinya lapangn ”XYZ” diperkirakan terbentuk pada cekungan Sumatera Tengah yang masa pembentukan bersamaan dengan cekungn di Sumatera Selatan. Disebelah Barat daya cekungan asimetri dibatasi oleh sesar serta singkapan batuan pratersier yang terangkat sepanjang kaki pegunungan Bukit Barisan. Disebelah timur laut dibatasi oleh dataran tinggi yang terletak sejajar dengan pantai timur Sumatera. Sedangkan sebelah utara dan barat laut dibatasi oleh batuan tersier. Cekungan Sumatera tengah merupakan cekungan belakang busur (back arcbassin) yang berkembang sepanjang tepi paparan Sunda bagian barat daya dan selatan. Cekungan ini terbentuk akibat penunjaman lempeng Samudera Hindia dan lempeng Benua Asia. Deformasi geologi diperkirakan terbentuk pada Zaman Miocen awal yang berkembang dari serangkaian blok yang turun (horst and graben blok) akibat gerakan transform yang divergen berarah timur antar lempeng Sunda dan samudera Hindia.
P2
P3
P1
P4 P5
P7
P6
Gambar 2.2. Peta Struktur Lapangan ”XYZ” (Kota Batak File,2008)
55
2.3.
Karakteristik Batuan dan Reservoir Lapangan ”XYZ”
2.3.1. Karakteristik Batuan
Reservoir produksi pada lapangan ”XYZ” merupakan sederetan batuan pasir yang berumur miocen awal yang merupakan komponen dasar formasi Telisa (T1 sand, T2 sand, T3 sand) dan Bekasap (A sand, B sand, C sand) dengan lapisanlapisan produktif : 4330’ sand, 4650’ sand, 4730’ sand, 4810’ sand. Dan lapisan 4650’ sand merupakanlapiosan reservoir yang paling dominan dilapangan ”XYZ”. Formasi Telisa di endapkan diatas formasi Bekasap dan mempunyai hubungan menjari serta sejajar dengan anggota-anggota formasi bekasap bagian bawah. Batuan penyusun formasi Telisa adalah serpuhan malin dan Lanau yang sedikit mengandung gamping, berwarna abu-abu kecoklatan dan kadang-kadang juga dijumpai Limestone. Formasi Bekasap diendapkan secara tidak selaras diatas formasi Pematang pada saat transgresi, terdiri dari batuan pasir berbutir sedang sampai kasar dan sedikit ditemukan sisipan serpih. Formasi Bekasap mempunyai porositas dan permeabilitas tinggi dan merupakan reservoir yang baik. Ketebalan maksimum formasi ini mencapai 2425’ yang merupakan angka ekonomis sebagai batuan reservoir.
56
Gambar 2.3. Deskripsi Reservoir dari Hasil Logging (Kota Batak File,2008) 2.3.2. Karakteristik Reservoir Lapangan ”XYZ”
Seperti yang telah dikemukakan diatas, bahwa reservoir di lapangan ”XYZ” mempunyai 2 (dua) lapisan produktif yang dinamai sesuai dengan kedalaman dimana lapisan produktif tersebut ditemukan. Dan diantara kedua lapisan tersebut ada satu lapisan produktif yang dikatakan mewakili karakteristik reservoir dai lapangan ”XYZ”, lapisan tersebut terletak pada kedalaman 4650’ sand. Pada saat ditemukan lapangan minyak ini mempunyai tekanan reservoir awal 2060 psi dan temperatur 290°F dengan permeabilitas 100 -0300 mD. Secara umum sifat-sifat fluida dari lapangn ”XYZ” adalah sebagai berikut:
Tekanan Bubble point (Pb)
: 2060 psi
Compresibilitas minyak
:
57
Porositas Rata-rata
:
Saturasi air initial (Sw)
: 20.7
°API
: 33.0
viscositas minyak (µo)
: 2.4 cp
viscositas air (µ w)
: 0.24 cp
Faktor volume formasi (Boi)
: 1.1080 RB/STB
GOR
: 44
2.4. Sejarah Produksi Lapangan ”XYZ”
Produksi perdana lapangan ”XYZ” terjadi pada tahum 1971 dengan 17 sumur produksi dan ditambah pada tahun 1972 sebanyak 32 sumur produksi, yang masingmasing berproduksi dengan laju alir 45.000 BOPD. Kemudian dari data yang ada sampai 2004 dari lapangan ”XYZ” telah berhasil di bor 153 sumur, sejarah produksi di lapangan ”XYZ” digambarkan oleh Gambar 2.4 :
1000000 Peripheral 1 Flood
Expand Peripheral
Area-1 PWF
Area-2 PWF
Area-3 PWF
100000
1000
D P10000 B
100
1000
10
CDOIL (1) CDWINJ (1)
100
CDFLUID (1) WCut (2)
7 1 7 3 7 5 7 7 7 9 8 1 8 3 8 5 8 7 8 9 9 1 9 3 9 5 9 7 9 9 0 1 0 3 0 5 0 7 0 9 y - a y - a y - a y - a y - a y - a y - a y - a y - a y - a y - a y - a y - a y - a y - a y - a y - a y - a y - a y a M M M M M M M M M M M M M M M M M M M M
Gambar 2.4.
10000
1
Sejarah Produksi Lapangan “XYZ” (Kota Batak File,2008)
t u C W
58
BAB III TEORI DASAR Penanaman modal (investasi) didasarkan pada keuntungan yang diperoleh. Indikator keuntungan diperlukan sebagai perameter untuk pengambilan keputusan. Untuk menilai ekonomi suatu proyek atau prospek perlu dilihat semua aspek dari pengeluaran dan pendapatan sepanjang umur proyek tersebut, sehingga penilaian suatu proyek akan didasarkan kepada pendapatan selama siklus proyek itu masih berjalan sampai dengan pengeluaran dan pendapatan sama atau mendekati sama. Cash flow diperlukan untuk membantu kita dalam mengambil keputusan untuk melanjutkan atau menolak proyek. Namun bagaimanapun juga Cash Flow saja tidak bisa dipakai sebagai acuan, kita perlu parameter lain sebagai pertimbangan disamping memberikan keutungan atau pengambilan financial, seberapa banyak keuntungan yang diberikan terhadap investasi, serta tingkat pengembalian modal. Perhitungan indikator terhadap nilai relatif proyek sebagai perlengkapan dengan membuat proyeksi tunggal pertahun dari cash flow sebagai pengganti perlakuan aliran keuangan yang terdapat dari kondisi saat ini sampai beberapa tahun mendatang. Yang lebih penting lagi, indikator keekonomian adalah untuk mengukur relatif attractif dari cash flow (laju alir/arus kas) sebagai pembanding dari cash flow proyek yang lain. Dengan kata lain menjelaskan situasi investasi memberikan benefit yang lebih mengguntungkan dari investasi yang lain dalam membuat keputusan yang akan diambil oleh perusahaan. Untuk menilai keekonomian suatu proyek perlu dilihat semua pengeluaran dan pendapatan sepanjang umur proyek tersebut (life cyle analysis). Adalah tidak tepat pernyataan yang menyebutkan biaya suatu lapangan turun hanya dengan melihat biaya persatuan produksi di tahun tersebut.
59
3.1.
Variable Cash Flow
Peramalan ( Forecasts) dari suatu cash flow yang dihasilkan adalah sebagai dasar analisa keekonomian hampir semua proyek terutama dalam industri perminyakan, cash flow digunakan sebagai dasar untuk membuat keputusan investasi. Peramalan bisa sangat sederhana atau bisa sangat kompleks dengan memasukkan rencana pengembangan untuk periode 20 tahun atau dengan memperhitungkan secara detail fiscal regime untuk masing-masing tahun. Sangat penting mengetahui dan memahami prinsip dasar dari analisa cash flow yang benar dari suatu investasi alternatif. Pemahaman ini termasuk defenisi dasar cash flow, perbedaan antara cash flow dengan profit, cara memperlakukan depresiasi, factor inflasi, konsep nominal dan real cash flow dan lain sebagainya. Cash flow secara sederhana didefenisikan sebagai suatu aliran keuangan baik penerimaan (cash received) maupun pengeluaran (cash expended) selama periode waktu yang ditentukan. Sedangkan Net Cash Flow adalah semua pendapatan (cash) yang diterima dikurangi dengan semua pengeluaran (cash expended) selama suatu periode. (Net Cash Flow = Cash Received – Cash Expended) Dalam industri migas penilaian proyek biasanya dalam periode tahunan kecuali lapangan yang sudah atau sedang berproduksi bisa lebih singkat periodenya (bulanan atau kuartalan). Jadi peramalan (forecasts) dari cash flow masa datang dari suatu investasi adalah sangat penting dilakukan jika ingin mengetahui perkiraan situasi apakah investasi yang kita tanam berjalan baik dan ekonomis atau sebaliknya. Ada beberapa elemen-elemen utama dari Cashflow, yaitu :
60
3.1.1
Revenue
Revenue atau pendapatan kotor didapat dari hasil penjualan minyak kepada konsumen. Revenue merupakan perkalian antara gas dan besar produksi tahunan. 3.1.2
Investasi
Investasi adalah pembiayaan atas proyek bernilai ekonomis yang ditawarkan. Investasi dalam pengusahaan dalam pembangunan sumber daya energy di Indonesia ini meliputi biaya explorasi dalam menemukan sumber cadangan baru dan pengembangan lapangan. Berdasarkan cara pengambilan biaya dari investasi yang telah dikeluarkan, dapat dikelompokkan menjadi investasi capital (tangible investment ) dan investasi non capital (intangible investment ), dimana pada intangible
investment biaya dapat langsung dikembalikan pada tahun yang sama dari hasil produksi lapangan (kecuali ada perjanjian tertentu). Sedangkan untuk tangible investment pengambilan kembali biaya yang telah dikeluarkan dilakukan dengan menggunakan sistem depresiasi, dimana untuk ini ada beberapa metode depresiasi yang digunakan (sesuai dengan perjanjian kontrak). Istilah tangible dan intangible adalah untuk mendefenisikan nilai suatu barang atau modal sebagai fungsi dari waktu. Barang – barang yang digolongkan sebgai tangible adalah barang – barang yang mengalami penyusutan nilai atau depresiasi terhadap waktu sedang barang – barang intangible dianggap tidak mengalami depresiasi. Menurut “ Economic Evaluation Nomenclatur ” dalam system kontrak bagi hasil, investasi terbagi atas :
61
Capital Asset Adalah nilai uang dari suatu modal (assets) yang tangible. Hal ini meliputi bangunan – bangunan,
peralatan pemboran dan produksi, peralatan
pengupasan, mesin – mesin, fasilitas produksi, konstruksi dan alat – alat transportasi yang mengalami depresiasi nilai karena waktu dan pemakaian.
Non Capital Asset Adalah modal yang meliputi semua jenis mineral biaya – biaya operasi dan pemeliharaan. Tidak ada nilai yang ditetapkan pada saat pemeriksaan dan modal ini tidak mengalami depresiasi terhadap waktu. Pengurangan terjadi jika barang yang diproduksikan tidak dapat digantikan. Penggolongan suatu barang apakah tangible atau intangible bersifat relatif tergantung pada saat perjanjian kontrak dilakukan. Yang termasuk dalam biaya investasi adalah: 3.1.2.1.
Biaya Eksplorasi
Yang termasuk biaya eksplorasi dalam usaha mendapatkan cadangan baru sumber daya energi secara umum adalah biaya – biaya pegumpulan data – data geologi yang meliputi survey eksplorasi (survey geologi dan geofisik) dan kegiatan pemboran eksplorasi dalam rangka mengidentifikasi reservoir produktif sekaligus memperkirakan besarnya potensial energy yang terkandung (penentuan cadangan terukur). Dalam rangka kegiatan eksplorasi minyak di Indonesia ini ada beberapa peraturan yang berhubungan dengan masalah biaya yang harus di taati, yaitu : 1.
Setelah
kontraktor
memperoleh
persetujuan
dari
pemerintah
untuk
melaksanakan kegiatannya maka kontraktor harus membayar sejumlah uang kompensasi atas daerah kontrak yang diberikan pemerintah. Jumlah kompensasi yang harus dibayarkan tergantung dari banyaknya data – data
62
mengenai daerah kontrak. Selain itu kontraktor harus membayar bonus pada saat penandatanganan kontrak (sesuai dengan perjanjian yang disetujui). 2.
Biaya dalam kegiatan eksplorasi untuk menemukan cadangan (lapangan) baru seluruhnya menjadi tanggungan kontraktor, kegiatan tersebut meliputi :
Pemotretan dari udara
Penyelidikan geologi
Pemboran eksplorasi
Pembangunan sarana penunjang untuk kegiatan eksplorasi seperti pembuatan jalan menuju lokasi, tempat tinggal (base camp) dll.
3.1.2.2.
Biaya Pengembangan Lapangan
Setelah dapat membuktikan adanya potensi suatu lapangan, selanjutnya dilakukan pemboran maupun penggalian lain untuk mendapatkan data – data mengenai potensi lapangan yang lebih lengkap. Dimana data ini nantinya dapat dipergunakan untuk mengevaluasi kelayakan suatu lapangan jika lapangan tersebut diproduksikan. Nilai ini merupakan fungsi dari jumlah sumur pengembangan atau jumlah kedalaman galian tambang pengembangan dan jumlah sumur injeksi, sumur sisipan serta sumur produksi. 3.1.2.3.
Biaya Fasilitas Produksi
Yang termasuk dalam investasi ini adalah beberapa biaya yang langsung berhubungan dengan fasilitas – fasilitas produksi maupun yang tak langsung. Biaya langsung anatara lain biaya peralatan dan material. Sedangkan biaya tak langsung meliputi biaya – biaya untuk untuk pekerjaan rekayasa, pembangunan peralatan, suku cadang dan biaya start-up.
63
3.1.2.4.
Biaya Fasilitas Penunjang
Yang termasuk dalam biaya ini adalah biaya untuk warehouse, kantor administrasi, fasilitas perumahan dan biaya fasilitas penunjang lainnya. 3.1.2.5.
Biaya Operasi
Biaya operasi adalah biaya yang dikeluarkan demi terlaksananya kegiatan produksi suatu lapangan. Biaya ini merupakan pengeluaran untuk kegiatan rutin mulai dari proses pengembangan lapangan sampai dengan terproduksinya sumber daya energi ke permukaan. Yang termasuk dalam biaya ini adalah : 1. Biaya perbaikan dan perawatan sumur 2. Perawatan kemudahan produksi 3. Pemakaian bahan-bahan (material) yang tidak mengalami penyusutan nilai 4. Pembayaran atas jasa-jasa (upah) 5. Biaya atas jasa-jasa servis untuk hal-hal yang berhubungan dengan pengoperasian suatu lapangan. 3.1.3. Depresiasi
Merupakan
cara
pengambilan
kembali
investasi
kapital
yang
telah
dikeluarkan, dimana biaya ini tidak diambil kembali sekaligus, tetapi diambil secara bertahap pada saat produksi berlangsung, dengan menggunakan faktor penyusutan harga. Suatu barang atau modal kapital akan mengalami pengurangan nilai karena waktu dan pemakaian. Faktor yang diperhitungkan dalam menghitung periode depresiasi dari suatu barang atau modal adalah biaya awal (initial cost ), harga/biaya yang dapat diperoleh kembali (recoverable cost ) pada waktu barang – barang selesai atau tidak dapat dipakai lagi, dan dalam waktu pemakain.
64
Ada beberapa metode depresiasi dalam sistem perhitungan ekonomi, yaitu straight line, decline balance, dan double decline balance. Pada perhitungan ekonomi
untuk lapangan – lapangan sumber energi biasanya digunakan depresiasi kombinasi dari ketiga metode yang ada dengan write off (sisa depresiasi ditempatkan pada tahun terakhir). 3.1.3.1. Metode Straight Line
Metode ini menghitung depresiasi secara konstan selama waktu yang ditetapkan. Secara matematis metode ini dinyatakan sebagai berikut :
Depresiasi
TangibleCo st LamaWaktu
(3.1)
Lamanya waktu deprsiasi tergantung pada perjanjian kontrak, biasanya digunakan 7 tahun untuk peralatan yang digunakan pada industri minyak dan gas, 6 tahun atau 8 tahun pada industri geothermal, dan 5 atau 10 tahun pada industri batubara. 3.1.3.2. Metode Decline Balance
Pada metode ini nilai suatu barang akan berkurang dengan cepat terhadap waktu (accelerated depreciation methode). Secara matematis dinyatakan oleh persamaan :
Depresiasi
1 T
InvestasiC apital Depresiasii 1
i = waktu perhitungan T = lama waktu depresiasi
(3.2)
65
3.1.3.3. Metode Double Decline Balance
Pada metode ini pengurangan nilai barang akan berlangsung dua kali lebih cepat dari pada metode decline balance. Secara matematis metode ini dapat dituliskan sebagai berikut:
depresiasi
2 T
InvestasiC apital Depresiasii 1
(3.3)
3.1.4. Cost Recovery
Secara umum cost recovery dapat dikatakan sebagai semua ongkos atau biaya yang harus dibayarkan kepada kontraktor atas semua biaya yang telah dikeluarkan, biaya ini meliputi :
Non capital
Operating cost
Depresiasi dari tangible cost
Non capital cost merupakan operating cost yang berhubungan dengan operasi selama tahun yang bersangkutan. Operating cost untuk tiap volume hidrokarbon yang dihasilkan merupakan hasil pembagian biaya – biaya yang berhubungan langsung antara produksi dan jumlah produksi yang dihasilkan. Cost recovery kontraktor dapat diperoleh kembali dengan mengambil bagian dari pendapatan kotor hasil penjualan hidrokarbon (gross revenue) pada tahun yang bersangkutan. Bila cost recovery kontraktor melebihi pendapatan kontraktor maka kekurangan tesebut dapat diperoleh pada tahun berikutnya. Secara matematis kondisi tersebut dinyatakan dengan :
66
Jika (Cost Recovery + Investment Credit) > Revenue x Cost Recovery Ceiling maka : Recovery
=
Revenue x Cost Recovery Ceiling
Unrecovery
=
(Cost Recovery + Investment Credit) – Recovery
Jika tidak maka : Recovery
=
Cost Recovery + Investment Credit Unrecovered = 0
Cost recovery ceiling adalah besarnya persentase recovery dari revenue yang
dapat diperoleh dari kontraktor pada tahun yang bersangkutan. 3.1.5. Recoverable Cost
Dapat dikatakan sebagai ongkos yang dapat diambil kembali oleh kontraktor pada tahun tersebut setelah lapangan berproduksi atas semua biaya yang dikeluarkan sebelum dan sesudah lapangan itu berproduksi. Dan ini merupakan penjumlahan dari cost recovery dan investnent credit. Recoverable cost ini merupakan penjumlahan dari gross revenue dikalikan dengan cost recovery ceiling pada tahun yang bersangkutan. 3.1.6. Sistem Share dan Tax
Berdasarkan kontrak bagi hasil, besarnya keuntungan sebagai penjualan ( gross revenue ) dikurangi dengan recoverable cost akan dibagi antara Pertamina dan kontraktor berdasarkan sistem pembagian yang berlaku. 3.1.6.1. Pertamina Share
Gross revenue secara matematis dinyatakan sebagai berikut :
67
Gross Revenue
=
Production x Price
Hasil pengurangan gross revenue dengan recoverable cost mengasilkan Equity to be Split (ES) yang akan dibagi berdasarkan share (SH) yang disepakati.
dalam bentuk persamaan, pertamina share dapat dinyatakan : Perta min a Share 1
SH
1 Tax
ES
(3.4)
3.1.6.2. Contractor Share
Secara matematis dapat dinyatakan : Contrctor Share
SH
1 Tax
ES
(3.5)
Untuk lapangan minyak contractor share ini berkurang dengan adanya kewajiban perusahaan untuk menjual dan menyerahkan sebagian produksinya dengan harga tertentu guna memenuhi kebutuhan dalam negri yang disebut Domestic Market Obligation (DMO). Peraturan DMO ini tidak berlaku untuk lapangan gas. 3.1.6.3. Taxible Income
Merupakan bagian kontraktor yang kena pajak. Secara matematis dinyatakan sebagai berikut : TI = Invesment Credit + Contractor Share 3.1.6.4. Goverment Tax
Dapat dinyatakan sebagai berikut : Goverment Tax = Tax x TI
68
3.1.7. Net Contractor Share
Dengan satu persyaratan net contractor share dapat dirumuskan sebagai berikut :
Jika TI > 0 maka :
Net Contractor Share = =
Taxible Income – Tax (1 – Tax) x TI
Jika tidak maka Net Contractor Share = 0 3.1.8. Total Contractor Share
Adalah perolehan kontraktor sebagai hasil penjumlahan net contractor share dengan cost recovery. 3.1.9. Contractor Cash Flow
Contractor cash flow dihitung dari hasil pengurangan total contractor share dengan total cost (capital + non capital + operating cost). 3.2
Indikator Ekonomi
Indikator keuntungan yang sering digunakan adalah: NPV ( Net Present Value), ROR ( Rate of Return), DPI ( Discounted Probability Index), dan POT ( Pay Out Time). 3.2.1
Net Present Value (NPV)
Penyelesaiannya bukan trial dan error, memperhitungkan nilai waktu uang, dan bisa mempertimbangkan resiko. NPV dihitung dengan menggunakan discount rate sama dengan MARR. Dengan membawa atau menarik kepada nilai saat ini, maka
69
semua cash flow untuk masing-masing tahun dapat dijumlahkan menjadi nilai tunggal dari seluruh cash flow adalah sama dengan “Total Net Present Value”. Menghitung serangkaian aliran cash flow dari tahun ke 1 sampai tahun ke n untuk masing-masing tahun dapat dinyatakan dalam persamaan sebagai berikut
NPV X 0
X 1
X 3
1 i 1 i
2
X n
1 i n
(3.6)
dimana : NPV : Net Present Value Xn
: Cast flow di tahun ke-N
i
: suku bunga = discount rate Dalam industri perminyakan kita tidak perlu membuat referensi di Bank
sebagai alternatif terhadap proyek yang akan kita evaluasi. Kita dapat membuat referensi investasi terhadap proyek-proyek lain sebagai pembanding. Sebagai contoh investasi dalam industri perminyakan perlu memasukkan factor resiko dan discout rate yang lebih besar dari bunga Bank. Secara umum bilamana NPV pada discout rate bernilai positif memberikan makna proyek boleh dijalankan dan akan memberikan pengembalian uang (return) atau pendapatan (earning ) dari alternatif investasi, dan sebaliknya bila NPV bernilai negative cari alternatif investasi lain. NPV juga sebagai salah satu attribute yang penting dalam membuat atau mengambil suatu keputusan investasi terhadap alternatif proyek-proyek yang ditawarkan.
70
3.2.2
Pay Out Time (POT)
Pay Out Time suatu proyek dapat disefinisikan sebagai panjangnya waktu
yang diperlukan Investor untuk memperoleh kembali modal yang telah ditanamkan. Jadi POT merupakan suatu ukuran pendekatan mengenai kecepatan penerimaan cash flow pada awal proyek. Jika investor merencanakan suatu jumlah tertentu untuk investasi proyek, dapat dibuat hubungan dari “account balance” kumulatif terhadap waktu. Semua pendapatan yang diterima setelah Pay Out Time tercapai menunjukkan keuntungan yang dihasilkan suatu proyek, dan menunjukkan modal baru yang dihasilkan oleh proyek tersebut. Jika semua faktor sama, tentunya penanaman modal akan memilih proyek dengan POT terpendek. POT ini merupakan salah satu parameter yang berguna untuk membandingkan kecepatan relatif penerimaan dari awal proyek. Kelemahan dari POT ini selain tidak dapat memberikan gambaran mengenai laju pendapatan setelah POT tercapai, juga tidak mempertimbangkan konsep nilai waktu dari uang. Jadi seperti yang telah ditekankan diatas, POT ini bukanlah kriteria yang cukup untuk penilaian suatu proyek penanaman modal, tetapi mempertimbangkan kriteria yang lainnya sebelum pemilik modal memutuskan untuk memilih suatu proyek dari beberapa alternatif yang ada. Pay Out Time (POT) seringkali digunakan sebagai indikator dari kelayakan keekonomian proyek. Secara sederhana Pay Out Time adalah waktu yang dibutuhkan oleh positif cash flow untuk menutupi atau mengganti seluruh biaya atau pengeluaran capital awal (investasi). Penggunaan POT sebagai satu-satunya indikator keekonomian terhadap relative keekonomian proyek lain teradapat beberapa kekurangan, antara lain :
71
a. Pengukuran POT tidak mengindikasikan seberapa besar keuntungan yang diperoleh perusahaan, karena indikator ini tidak merefleksikan besarnya keuntungan (NPV). b. POT tidak memberikan penjelasan profit atau earning dari proyek selama periode pengembalian.
Namun
sangat
penting
cash
flow
yang
terjadi
setelah
pengembalian modal, yang mana dapat merefleksikan pengukuran profit. c. POT indikator tidak dapat ditambahkan, dikurangi atau sebaliknya serta tidak dapat dimanipulasi untuk menaikkan keekonomian proyek. 3.2.3
Discounted Pofitability Index (DPI)
Salah satu kelemahan pay out time sebagai ukuran keuntungan proyek adalah tidak mempertimbangkan keuntungan total dari proyek. Profit to invesment ratio adalah total undiscounted cash flow tanpa investasi modal dibagi dengan investasi total. Atau dengan kata lain dapat dirumuskan sebagai perbandingan undiscounted net profit terhadap investasi. DPI 1
3.2.4
Net Pr esent Value PV of Investment
(3.7)
Rate of Return (ROR)
Rate of Return (ROR) yaitu discount rate maksimum yang dibutuhkan untuk
pengembalian investasi atau discount rate yang menghasilkan NPV suatu proyek sama dengan nol. IRR dihitung secara trial dan error yang dapat diringkaskan sebagai berikut :
Tabelkan cash flow pertahun
Pilih discount rate dan tabelkan discount factor nya
Hitung present value tiap tahun, cash flow dan tambahkan discount factor untuk memperoleh net present value
72
Jika NPV positif, pilih discount rate yang lebih tinggi. Jika NPV negatif , pilih discount rate yang lebih rendah.
ROR i1
3.3
NPV 1 * (i2 i1 )
(3.8)
NPV 1 NPV 2
Metoda Perhitungan Reserves
Kandungan minyak dalam reservoir dikenal dengan istilah “Original Oil In Place” yang dapat diestimasi dengan menggunakan persamaan berikut :
Pada umumnya analisa kinerja reservoir dan teknik estimasi cadangan yang digunakan adalah :
Analogi
Volumetrik
Decline curves
Material balance
Simulasi Reservoir
3.3.1. Metode Analogi
N 7758
Ah 1 S w B oi
dimana : N OOIP, STB luas area, acre
h ketebalan reservoir, ft
(3.9)
73
porositas rata-rata, fraksi
S w saturasi air, fraksi Boi faktor volume formasi minyak initial, rb/STB Cadangan hidrokarbon didefinisikan sebagai cadangan reservoir yang ekonomis di masa yang akan datang. Ultimate recovery ditentukan dengan menggunakan persamaan berikut : UR OOIP * RF
(3.10)
dimana : UR Ultimate recovery OOIP Original oil in place RF Recovery factor
3.3.2. Metode Volumetrik
Penentuan volume minyak yang ada dalam reservoir dengan menggunakan metode volumetric ini didasarkan pada peta struktur formasi dan peta isopach yang didapat dari data log dan core. Peta struktur adalah peta yang menunjukan kedalaman formasi yang sama, dan dari peta tersebut dapat ditunjukan struktur geologinya. Sedangkan peta isopach adalah peta yang menunjukan ketebalan formasi yang sama. Ada tiga pendekatan yang dapat digunakan untuk menghitung bulk volume batuan reservoir yang mengandung hidrokarbon.
74
Metode pyramidal
Metode ini digunakan bila
Ai 1 Ai
0.5 . Bulk volume dari reservoir yang dibatasi
oleh dua kontur yang berurutan dihitung dengan menggunakan persamaan:
V bi
h
3
A A
i 1
i
Ai * Ai 1
(3.11)
Total bulk volume : V b
V
(3.12)
bi
dimana : V bi = Volume bulk antara dua garis isopach Ai = Luas daerah yang dikelilingi oleh kontur I h = Interval kontur isopach
Metode trapezoidal
Metode ini digunakan bila
V b
h
2
Ai 1 Ai
0.5 .
A0 2 A1 ... 2 An 1 An (t avg * An )
dimana : A0.1.2… = Luas daerah yang dikelilingi kontur
(3.13)
75
Tavg = Ketebalan rata-rata di kontur terakhir 3.3.3. Analisa Decline Curves
Didunia perminyakan metoda decline curve analysis digunakan untuk estimasi perhitungan cadangan yang dapat diambil dari suatu lapangan yang mencerminkan tingkat keekonomian dari lapangan tersebut (Qe) dan memprediksikan kinerja produksi suatu lapangan berdasarkan data histories yang ada. Perhitungan decline curve didasarkan atas penurunan laju produksi dimasa mendatang. Dengan asumsi
bahwa laju produksi secara kontiniu mengikuti kecendrungan (trend ) yang sudah ada, maka besarnya cadangan minyak atau gas bumi akan dapat deperkirakan dari model trend yang telah dibuat.
Persamaan dasar yang digunakan untuk decline curve analysis adalah persamaan yang digunakan oleh Arps’ sebagai berikut:
q (t )
qi
(3.14)
1/ b
1 bDi t
dimana : q(t) =
Laju produksi minyak pada waktu tertentu (t), (STB/D)
qi
=
Produksi minyak awal, pada saat t = 0, (STB/D)
b
=
Konstanta Arps’ atau eksponent. Dimensionless
Di
=
-dq(t)/dt/q(t) = initial decline rate, (Day)-1
Beberapa asumsi yang dipakai dalam persamaan 1 adalah sebagai berikut:
76
1. Sumur diproduksikan pada kondisi tekanan bawah sumur konstan (constant bottomhole pressure)
2. Tidak ada perubahan area pengurasan 3. Permeabilitas dan skin factor yang konstan 4. Persamaan 1 hanya diaplikasikan untuk boundary-dominated Dilihat dari harga b, maka persamaan diatas dapat dikembangkan menjadi tiga jenis decline, yaitu : exponential decline, harmonic dan hyperbolic decline. Dalam model exponential, plot dalam kertas semilog antara laju produksi dan waktu menunjukkan
garis lurus. Sedangkan model harmonic menunjukkan lengkungan yang lebih besar dari pada model hyperbolic. Sebaliknya plot dalam kertas semilog antara laju produksi dan kumulatif produksi (Q) menunjukkan bahwa model harmonic berupa garis lurus sedangkan model exponential menunjukkan lengkungan yang lebih besar dari model hyperbolic. Perbedaan masing-masing model ini disebabkan oleh perbedaan nilai b dalam persamaan Arps’ diatas dan bersifat unik yang berbeda antara satu lapangan dengan lapangan lainnya. Secara garis besar penurunan persamaan tiap-tiap model decline curve dan prosedur perhitungannya akan dibahas pada bagian berikut ini. Tabel 3.1. Tabel Decline Curve Decline Curve
Exponential
Hyperbolic
Harmonic
Type Straight Line Plot
Production Rate, Q
Q vs time on semi-
Q vs Cum Oil
log
on semi log
Qo e -
t
Qo/(1+bot/a) a
Qo/(1+bot/a)
77
3.4. Pola Kontrak Kerja Daerah Operasi 3.4.1. Kontrak Bagi Hasil Lapangan Minyak dan Gas Bumi
Undang – undang RI No. 44 tahun 1966 menetapkan bahwa perusahaan minyak dan gas bumi di indonesia yang meliputi usaha eksplorasi, eksploitasi, pemurniaan (refinery), pengolahan, pengangkutan dan penjualan dikelola oleh Perusahaan Negara. Peraturan ini dikukuhkan dengan peraturan RI tahun 1971 dengan ditetapkannya PERTAMINA sebagai perusahaan negara yang mengontrol kegiatan industri minyak dan gas bumi di indonesia. Kontraktor bekerjasama dengan pemerintah (PERTAMINA) beroperasi dalam satu peraturan bagi hasil produksi (PSC), bukan bagi hasil keuntungan. Sampai saat ini sistem bagi hasil telah mengalami 3 periode yaitu : 1. Periode I
: 1965 – 1975
2. Periode II
: 1976 – 1988
3. Periode III
: setelah 1988
Penjelasan mengenai periode – periode tersebut akan dibahas pada sub bab lain lebih lanjut. 3.4.2. Ketentuan Umum Kontrak
Meskipun detail dari tiap – tiap kontrak yang ditandatangani antara satu perusahaan dengan perusahaan lainnya ada perbedaan, peraturan penting yang harus diataati adalah :
78
1. Pada saat penandatanganan perjanjian kontrak bagi hasil, kontraktor diwajibkan memberikan bonus kepada Pertamina. Bonus ini tidak termasuk sebagai cost pada produksi yang akan datang. 2. Kontraktor menyediakan semua peralatan yang dibutuhkan untuk operasi, membiayai dan menanggung segala resiko. 3. Kontraktor diwajibkan memberikan laporan secara teratur, dan sebagai timbal – balik pihak
kontraktor diberi hak
untuk
mendapatkan
informasi yang
berhubungan dengan kontrak di daerah sekitarnya. 4. Jika hidrokarbon secara komersial ditemukan, kontraktor harus menyetujui program yang telah disusun oleh pihak Pertamina. Dan ini jika suatu area dinyatakan komersial, kontrak biasanya diberikan untuk masa 20 sampai 30 tahun sejak tanggal penandatanganan. 5. Suatu bagian tertentu dari daerah kontrak harus dikembalikan setelah periode tertentu. Dan seluruh daerah kontrak harus dikembalikan jika masa kontrak telah habis, kecuali jika dilakukan perpanjangan. Perubahan – peruabahan yang terjadi pada masing – masing periode akan dijelaskan pada sub bab berikut ini : Periode I (1965 – 1975)
1. Cost recovery ceiling 40 % dari total revenue 2. Sisa ( 60 %) dibagi antar pertamina dengan kontraktor dengan spilit 65/35 3. Dari bagian yang didapat, kontraktor diwajibkan memasok pasar domestik sekitar 25 % dari produksi dengan harga 0.20 US $/bbl Periode II (1976 – 1988 )
1. Cost recovery ceiling 100 % dari total revenue
79
2. Pembagian antara pertamina dengan kontraktor adalah : 65.91/34.09 untuk lapangan minyak dan 68.18/31.82 untu lapangan gas 3. Share dari kontraktor masih dikenakan tax 56 %, sehingga akan menghasilkan share after tax sebesar 85/15 untuk lapangan minyak dan 70/30 untuk lapangan gas 4. Besarnya DMO tetap 25% dari produksi dan fee DMO sebesar 0.2 US $/bbl 5. Pada tahun 1984 besarnya tax mengalami perubahan menjadi 48 % dan share befote tax 71.15/28.85 untuk lapangan minyak dan 57.31/42.31 untuk lapangan gas 6. Untuk lapangan – lapangan baru diberikan investasi kredit (investment allowance) sebesar 20 % dari investasi kapital (tangible investment) Periode III (setelah 1988)
Pada periode ini sedikit mengalami perubahan, dimana system FTP (First Tranche Petroleum), menjadi dasar bagi system kontrak bagi hasil dan diharapkan dapat memberikan penyelesaian dalam penilaian komersialitas suatu lapangan. Besarnya FTP adalah 20%, dari produksi, yang dikenakan sebelum recoverable cost dibagi antara pertamina dengan kontraktor sesuai dengan split yang berlaku. Selain itu sejak periode ini juga diberlakukan split share untuk lapangan minyak berdasarkan klasifikasi wilayah kerja yang didasarkan pada kondisi geografis daerah dan tahapan kegiatannya meliputi : 1. Bagi kontraktor baru yang akan masuk didaerah yang belum pernah diteliti (frontier area) akan berlaku : a. Oil sharing = 38.8415 % b. FTP
= 20 %
c. DMO = 25 % d. Fee DMO =10 % x harga pasar (untuk produksi > 150 MBOPD)
80
=30 % x harga pasar (untuk produksi < 150 MBOPD) e. Untuk proyek EOR selama 5 tahun produksi pertama, fee DMO besarnya 100 % x harga pasar. 2. Bagi kontraktor yang sampai 1 Januari 1989 masih dalam tahap eksplorasi akan berlaku : a. Oil sharing = 28.8415 % b. FTP
= 20 % Gross revenue
c. DMO = 25 % d. Fee DMO =10 % x harga pasar (untuk produksi > 150 MBOPD) =30 % x harga pasar (untuk produksi < 150 MBOPD) e. Untuk proyek EOR selama 5 tahun produksi pertama Fee DMO sebesar 100 % harga pasar 3. Bagi kontraktor yang berproduksi bukan perpanjangan berlaku peraturan : a. Oil sharing = 28.8415 % b. FTP
= 20 %
c. DMO
= 25 %
d. Fee DMO
=10 % x harga pasar (untuk produksi > 150 MBOPD) =30 % x harga pasar (untuk produksi < 150 MBOPD)
e. Untuk proyek EOR selama 5 tahun produksi pertama Fee DMO sebesar 100 % dari harga pasar 4. Bagi kontraktor dengan perpanjangan masa kontrak berlaku peraturan: a. Oil sharing kurang dari 28.8415 % mengingat pemilikan 100 % Indonesia atas asset dan cadangan hidrokarbon yang belum diproduksikan pada akhir masa kontrak. b. Presentase FTP = 20 % x Gross Revenue
81
c. DMO = 25 % d. Fee DMO = 10 % x harga pasar (produksi > 200 MBOPD) e. Untuk produksi < 200 MBOPD, fee DMO = 20 % x harga pasar f. Untuk proyek EOR selama 5 tahun produksi pertama Fee DMO sebesar 100 % dari harga pasar Angka – angka presentase split share diatas hádala gross share yang masih harus dibebani pajak pemerintah (Government Tax). Untuk pola aliran keuangan, ada beberapa perbedaan antara lapangan minyak dan lapangan gas. Perbedaan tersebut untuk yang berlaku sampai saat ini selain besarnya pembagian (share) adalah pada Domestic Marketing Obligation (DMO), dimana kewajiban untuk memasok pasar domestik ini tidak berlaku bagi lapangan gas. Secara keseluruhan pola aliran keuangan minyak dapat dilihat pada gambar dibawah ini.
82
Recoverable Cost,CR Revenue Inv.credit
Cost Rec
Equity to be Split, ES
Perth. Share of Es,PS
Cont.Share of ES,
(1-(SH/(1-T))xES
CS(SH/(1-T))xES
Diff. Price DMO,DDMO
Taxable Income,TI
0.25(SH/(1-T))xES
CS – DDMO + IC
Goverment Tax GT T x TI
Net. Cont. Share,NCS 1 – T x TI
Total Cont. Share,TCS NCS + CR - IC
Cost Cont. Cash Flow,CCF TCS- TC
Gambar 3.1. Pola Keuangan Sistem Kontrak Bagi Hasil Lapangan Minyak
83
BAB IV ANALISA DATA Data yang diperoleh didapatkan dari data geologist, merupakan data sumur yang akan disisipkan (infill drilling) yang didapatkan dari surrounding wells (data sumur sekitar) dimana penulis hanya mendapatkan hasil evaluasinya saja dan tidak mengevaluasi secara detail terhadap hasil interpretasi yang telah dilakukan oleh geologist. 4.1.
Data Reservoar
Data berikut merupakan merupakan data yang yang didapatkan didapatkan dari dari geologist, geologist, data data ini dibutuhkan dalam menentukan OOIP, serta penentuan nilai Ultimate Recovery. Tabel 4.1 Data awal dari dari geologist geologist Area (Acre)
Thickness (ft)
Avg Eff Por
Avg Wtr Saturation
Avg Oil Saturation
Sand
Sand
Sand
Sand
Sand
Well
A
B
P1
35
35
P2
38
P3
C
A
B
0
14
11
38
0
25
29
29
29
P4
31
31
P5
35
P6 P7
C
A
B
C
A
0
0.18
0.19
0
0.55
4
0
0.19
0.19
0
22
5
5
0.22
0.13
31
18
12
12
0.17
35
35
20
15
6
34
34
34
15
10
50
50
0
22
14
B
C
A
B
C
0.65
0
0.45
0.35
0
0.50
0.40
0
0.50
0.60
1.00
0.20
0.55
0.70
0.60
0.45
0.30
0.40
0.15
0.17
0.60
0.70
0.75
0
0.30
0.25
0.17
0.16
0.16
0.50
0.70
0.80
0.50
0.30
0.20
8
0.17
0.16
0.24
0.60
0.70
0.60
0.40
0
0.40
0
0.16
0.12
0.00
0.55
0.70
0.00
0.45
0.30
1.00
Sumber : Kota Batak File, 2008
Dari tabel 4.1 diatas dapat dilihat luas area, ketebalan, porositas , saturasi air dan saturasi minyak mempunyai nilai yang berbeda – beda baik untuk setiap sumur dan setiap lapisan (sand A, sand B dan sand C). Dari data ini pula kita mendapatkan nilai OOIP serta Ultimate Ultimate Recoverynya. Recoverynya.
84
4.2.
Data Produksi
Berikut adalah total produksi tiap sumur setiap tahunnya, merupakan penjumlahan dari tiap-tiap sumur, yang dapat kita lihat pada Tabel di bawah ini : Tabel 4.2 Data Produksi Production Profil P01
P02
P03
P04
P05
P06
P07
Total Prod.
2010
54,750.00
87,600.00
65,700.00
62,050.00
76,650.00
62,050.00
87,600.00
498,410
2011
34,232.56
59,287.65
40,653.34
37,550.13
46,397.69
38,859.03
54,097.12
313,089
2012
27,068.68
48,774.66
31,978.76
29,210.98
36,098.44
30,751.55
42,511.77
248,407
2013
21,403.99
40,125.86
25,155.16
22,723.80
28,085.39
24,335.61
33,407.52
197,250
2014
16,924.76
33,010.68
19,787.57
17,677.29
21,851.06
19,258.27
26,253.02
156,777
2015
13,382.89
27,157.17
15,565.31
13,751.52
17,000.62
15,240.26
20,630.72
124,743
2016
10,582.24
22,341.61
12,244.00
10,697.58
13,226.86
12,060.56
16,212.47
99,381
2017
8,367.69
18,379.96
9,631.38
8,321.86
10,290.79
9,544.27
12,740.44
79,293
2018
6,616.57
15,120.80
7,576.25
6,473.74
8,006.47
7,552.97
10,011.97
63,377
2019
5,231.92
12,439.55
5,959.63
5,036.05
6,229.21
5,977.13
7,867.82
50,7 60 50,760
2020
4,137.03
10,233.75
4,687.97
3,917.64
4,846.47
4,730.07
6,182.86
40,7 56 40,756
2021
3,271.27
8,419.08
3,687.66
3,047.61
3,770.66
3,743.20
4,858.75
32,819
TH
Sumber : Kota Batak File, 2008
Data produksi produksi total diatas diatas yang yang akan dipakai dipakai dalam dalam mencari mencari nilai nilai dari parameter ekonominya, nilai tersebut didapatkan dari perkalian dari produksi total harian (BOPD) dikalikan dengan 1 tahun (365 hari). Berikut tabel produksi perhari :
85
TOTAL PROFIL PRODUKSI
1.600 1.400 1.200 B 1.000 O P D
800 600 400 200 0 2008
2010
2012
2014 2016 Tahun
2018
2020
2022
Gambar 4.1 Produksi Produksi Total Total Gambar diatas diatas merupakan merupakan produksi produksi total total untuk semua sumur sumur (P01 – P07) yang menunjukkan produksi tertinggi pada tahun 2010 dengan total produksi 1,370 BOPD dan produksi berkurang hingga tahun 2021 dengan produksi 84 BOPD. Untuk produksi setiap sumur P01 – P07 dapat dilihat pada lampiran. 4.3. 4.3.
Harga Harga Minyak Minyak,, Kontr Kontrak ak Bag Bagii Hasil Hasil dan dan Oper Operati ating ng Cos Costt
Harga minyak minyak yang digunakan digunakan dalam dalam kasus ini adalah adalah $40/bbl, $40/bbl, $50/bbl, $50/bbl, $60/ $60/bb bbl, l, $70/ $70/bbl bbl dan $80 $80/b /bbl bl,, dengan dengan pola pola kont kontra rak k adala adalah h kon kontr trak ak bagi bagi hasi hasil. l. Sedangkan untuk operating cost yang diperlukan $3.73/bbl. Harga operating cost ini dapat berubah – ubah pada waktu tertentu, tapi tapi pada kondisi ini nilai operating cost sesuai dengan kontrak yang telah ditetapkan untuk lapangan “XYZ”.
86
4.4.
Perhitungan Produksi dan Reserve
Untuk mengetahui profil produksi dari tiap-tiap sumur menggunakan analisa decline curve dan economic limit dibatasi sampai usia kontrak. Dengan menggunakan data geologist pada tabel 4.1. maka reserve untuk tiap – tiap sumur dapat kita hitung dengan langkah kerja sebagai berikut : Menghitung reserve untuk sumur P01 Sand A
Diketahui
Boi
: 1.108
Area (acre)
: 35
Thickness
: 14
Avg Eff Por
: 0.18
Avg Water Saturation : 0.55 RF
: 0.45060
OOIP (MBO) = 7758 x a x h x por(1-Swi)/Boi = 7758 x 35 x 14 x 0.18(1 – 0.55)/1.108 = 277,901.64 STB Menghitung reserve untuk sumur P01 Sand B
Diketahui
Boi
: 1.108
Area (acre)
: 35
87
Thickness
: 11
Avg Eff Por
: 0.19
Avg Water Saturation : 0.65 RF
: 0.45060
OOIP (MBO) = 7758 x a x h x por(1-Swi)/Boi = 7758 x 35 x 11 x 0.19(1 – 0.65)/1.108 = 179,264 STB Menghitung reserve untuk sumur P01 Sand C
Diketahui
Boi
: 1.108
Area (acre)
:0
Thickness
:0
Avg Eff Por
:0
Avg Water Saturation : 0 RF
: 0.45060
OOIP (MBO) = 7758 x a x h x por(1-Swi)/Boi = 7758 x 0 x 0 x 0 (1 – 0)/1.108 =0
88
UR total sumur P01 = (OOIPA + OOIPB + OOIPC ) x RF =(277.901.64 + 179,264 + 0) x 0.45 = 457,165 x 0.45060 = 206,000 STB Untuk perhitungan OOIP sumur P02 sampai P07dapat dilihat pada lampiran. Dengan perhitungan OOIP untuk semua sumur tersebut maka didapatkan hasil ultimate recovery dengan menggunakan metoda volumetrik dari sumur P01 sampai P07, nilai untuk semua sumur tersebut dapat kita lihat pada tabel 4.3. dibawah ini: Tabel 4.3 Hasil Perhitungan Reserve OOIP (MBO) Well
Sand A
Sand B
Sand C
Total sand
Recovery Ultimate Factor Recovery
P1 P2 P3 P4 P5 P6
277,902 631,913 442,248 265,676 416,607 242,823
179,264 121,327 39,595 117,210 176,445 114,269
0 0 81,221 110,699 47,052 182,831
457,165 753,240 563,064 493,585 640,105 539,923
0.45060 0.43678 0.43512 0.45787 0.44993 0.43339
206,000 329,000 245,000 226,000 288,000 234,000
P7
554,543
176,445
0
730,988
0.44871
328,000 1,856,000
Total
Pada tabel ini didapatkan nilai ultimate recovery untuk tiap sumur berbeda – beda dan jika dijumlahkan ultimate recovery untuk semua sumur ( P01 - P07), sebesar 1,856 MBO. Sumur yang paling produktif adalah sumur P02 dengan reserves sebesar 329 MBO oleh kerenanya sumur ini diprioritaskan pertama kali untuk pelaksanaan pengeborannya. Sedangkan sumur yang paling kecil reservesnya terdapat pada sumur P01 dengan nilai 206 MBO.
89
4.5.
Perhitungan Indikator Ekonomi
Berikut ini merupakan hasil perhitungan cash flow dan indikator ekonomi, dalam kasus ini diambil harga minyak $60/bbl dengan ketentuan sebagai berikut : Harga minyak
: $60/bbl
Share after Tax
: 15%
Biaya Produksi
: $3.73
Tax
: 48%
Investment Credit
: 20%
MARR
: 10%
90
Table 4.4 Tabel Cash Flow 1
2
Th
3
Prod
4
Rev
0
Cap
5
3,025,020
1
498,410
2
313,089
3
248,407
4
197,250
5
156,777
6
124,743
7
99,381
8
79,293
9
63,377
10
50,760
11
40,756
12
32,819
Non Cap
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
Dep
OC
IC
UR
CR
REC
ES
CS
DDMO
NCS
TCS
EXP
CF
6,942,780
6,942,780
3,917,760
29,904,600 18,785,311 14,904,411 11,835,020 9,406,599
6 05 00 4
1 ,8 59 ,0 69
6 05 00 4
1 ,1 67 ,8 20
605004
926,558
605004
735,744
605004
584,777
7,484,609 5,962,879 4,757,603 3,802,605 3,045,618 2,445,347 1,969,153
605,004
3,917,760
6,381,833
6,986,837
22,917,763
6,610,893
1,772,824
1,772,824
17,012,487
4,907,448
1,531,562
1,531,562
13,372,850
3,857,553
1,340,748
1,340,748
10,494,272
3,027,194
1,189,781
1,189,781
8,216,818
2,370,236
465,293
465,293
7 ,019,316
2,024,803
370,692
370,692
5 ,592,187
1,613,131
295,764
295,764
4 ,461,839
1,287,069
236,395
236,395
3 ,566,210
1,028,714
189,336
189,336
2,856,282
823,928
152,019
152,019
2,293,328
661,537
122,416
122,416
1,846,738
532,713
465,293 370,692 295,764 236,395 189,336 152,019 122,416
1,940,924
2 ,74 2,9 86
9,124 ,82 0
1,859,069
7,2 65,7 50
1,219,239
1 ,91 7,8 69
3,690 ,69 3
1,167,820
2,5 22,8 73
967,354
1,502,904
3,034,465
926,558
2,107,908
768,138
1,174,709
2,515,457
735,744
1,779,713
610,524
915,050
2,104,831
584,777
1,520,054
485,780
800,292
1,265,585
465,293
800,292
387,014
637,581
1,008,273
370,692
637,581
308,787
508,707
berd804,471
295,764
508,707
246,804
406,594
642,989
236,395
406,594
197,672
325,653
514,989
189,336
325,653
158,712
261,469
413,488
152,019
261,469
127,806
210,552
332,967
122,416
210,552
Untuk harga $40/bbl, $59/bbl,$70/bbl dan $80/bbl pada bab lampiran.
91
Keterangan & Langkah Kerja :
10
CR
11
REC
: Cost Recovery : Jika (3) > 0 maka CR = NC + OC +UR + Dep
: (15) + (11) – (8) : NCS + Rec – IC
: Revenue
: CR + IC < Rev maka Rec = CR + IC
: $2,742,986 + $6,986,837 - $605,004
: (2) x Price
: CR + IC > Rev, maka Rec = Rev jika tidak
2
Prod
3
Rev
Rec = CR + IC
: $60/bbl x 498,410 bbl 4
Cap
: Capital
5
Non Cap
: Non Capital
6
Dep
: Depreciation1
EXP
$29,904,600)
: (4) + (5) + (7) EXP0
: $6,986,837 12
ES
: Expeditue : Cap + Non Cap + OC : $3,025,020 + $3,917,760 + $0
: Equity to be Split
: $6,942,780
: (4)/(5)
: (3) – (11)
: Operating Cost
: Rev – Rec
: (2) x Biaya Produksi
: $29,904,600 - $6,986,837
: $3,73/bbl x 498,410 bbl
: $22,917,763
: (16) – (17)
: Contractor Share
: TCS – EXP
: Investment Credit
: 15% / ( 1 – 48% ) x (12)
: $9,124,820 - $1,859,069
: 20% x (4)
: Share / (1 – Tax) x ES
: 7,265,750
: 20% x $3,025,020
:15% / (1-48%) x $22,917,763
: $1,859,069
13
CS
:$6,610,893
: $605,004 9
: $9,124,820 17
: $6,381,833 + $605,004 < (Rev =
: $29,904,600
IC
: Total Contractor Share
: CR + IC > Rev maka Rec = Rev
: Tahun
8
TCS
: Produksi
Th
OC
16
: Recovery
1
7
: $2,742,986
14
DDMO
: Diff. Price Domestic Marketing Obligation
UR
: Unrecovered
UR1
: NC
: 25%( 15% / ( 1- 48% ) ) 0,9 x (3)
UR1
: Non Capital
: 25% {15% / (1- 48%)} x 0.9 x 29,904,600 : $1,940,924
: $3,917,760 15
NCS
: Net Contractor Share
UR2
: CR + IC – REC
UR2
: (Cost Recovery + Investment Credit) – Recovery
: ((13) + (8) – (14) )x ( 1 – 48% )
: ($6,381,833 + $605,004) - $6,986,837
: {($6,610,893 + $605,004) - $1,940,924} x
: $0
:{(CS + IC) – DDMO} x (1-Tax) (1-48%)
EXP1
: $0 + $0 + $1,859,069 : $1,859,069
18 CF1
: Cash Flow / Laju Kas
91
10
Keterangan & Langkah Kerja :
CR
: Cost Recovery : Jika (3) > 0 maka CR = NC + OC +UR + Dep
: (15) + (11) – (8)
: CR + IC > Rev maka Rec = Rev
: NCS + Rec – IC
: Revenue
: CR + IC < Rev maka Rec = CR + IC
: $2,742,986 + $6,986,837 - $605,004
: (2) x Price
: CR + IC > Rev, maka Rec = Rev jika tidak
: Tahun
2
Prod
3
Rev
11
REC
Rec = CR + IC
: $60/bbl x 498,410 bbl 4
Cap
: Capital
5
Non Cap
: Non Capital
6
Dep
: Depreciation1
$29,904,600) 12
ES
: Expeditue : (4) + (5) + (7)
EXP0
: Cap + Non Cap + OC : $3,025,020 + $3,917,760 + $0
: Equity to be Split
: $6,942,780
: (4)/(5)
: (3) – (11)
: Operating Cost
: Rev – Rec
: (2) x Biaya Produksi
: $29,904,600 - $6,986,837
: $3,73/bbl x 498,410 bbl
: $22,917,763
: (16) – (17)
: Contractor Share
: TCS – EXP
: Investment Credit
: 15% / ( 1 – 48% ) x (12)
: $9,124,820 - $1,859,069
: 20% x (4)
: Share / (1 – Tax) x ES
: 7,265,750
: 20% x $3,025,020
:15% / (1-48%) x $22,917,763
13
CS
EXP1
: $0 + $0 + $1,859,069 : $1,859,069
18 CF1
: Cash Flow / Laju Kas
:$6,610,893
: $605,004 9
EXP
: $6,986,837
: $1,859,069 IC
: $9,124,820 17
: $6,381,833 + $605,004 < (Rev =
: $29,904,600
8
: Total Contractor Share
: Produksi
Th
OC
TCS
: Recovery
1
7
: $2,742,986 16
14
DDMO
: Diff. Price Domestic Marketing Obligation
UR
: Unrecovered
UR1
: NC
: 25%( 15% / ( 1- 48% ) ) 0,9 x (3)
UR1
: Non Capital
: 25% {15% / (1- 48%)} x 0.9 x 29,904,600 : $1,940,924
: $3,917,760 15
NCS
: Net Contractor Share
UR2
: CR + IC – REC
UR2
: (Cost Recovery + Investment Credit) – Recovery
: ((13) + (8) – (14) )x ( 1 – 48% )
: ($6,381,833 + $605,004) - $6,986,837
: {($6,610,893 + $605,004) - $1,940,924} x
:{(CS + IC) – DDMO} x (1-Tax) (1-48%)
: $0
92
Untuk mencari NPV maka terlebih dahulu harus dicari harga DF, yaitu : DF1
= 1/(1 + 10%)1 = 1/(1 + 10%)1 = 0.9091
Setelah Harga DF diketahui langkah selanjutnya yaitu mencari nilai NPV : NPV1
= CF1 x DF1 = $7,265,750x 0.9091 = $ 6,605,227
92
Untuk mencari NPV maka terlebih dahulu harus dicari harga DF, yaitu : DF1
= 1/(1 + 10%)1 = 1/(1 + 10%)1 = 0.9091
Setelah Harga DF diketahui langkah selanjutnya yaitu mencari nilai NPV : NPV1
= CF1 x DF1 = $7,265,750x 0.9091 = $ 6,605,227
Tabel 4.5 Tabel Perhitungan NPV
NPV CALCULATION DF (10%)
CF
-6,942,780
1
P.Value
-6,942,780
7,265,750
0.9091
6,605,227
2,522,873 2,107,908
0.8264 0.7513
2,085,019 1,583,702
1,779,713 1,520,054
0.6830 0.6209
1,215,568 943,834
800,292 637,581
0.5645 0.5132
451,744 327,180
508,707
0.4665
237,315
406,594
0.4241
172,435
325,653
0.3855
125,553
261,469
0.3505
91,643
210,552
0.3186
67,088
NPV
6,963,529.36
Maka hasil perhitungan NPV untuk produksi total sumur dapat kita tentukan dengan langkah kerja yang sama untuk setiap tahunnya. Sehingga didapatkan total NPV sebesar : $6,936,529.36. Untuk hasil perhitungan NPV tiap tahunnya dapat dilihat pada tabel diatas. Langkah selanjutnya yaitu dengan mencari nilai DPI dengan langkah kerja sebagai berikut :
DPI 1
DPI 1
DPI
Net Pr esent Value PV of Investment
6,963,529.36 6,942,780
= 2.002989 Tabel 4.6 Perhitungan ROR
15% Disc. Factor
50% P.Value
Disc. Factor
55% P.Value
93
Disc. Factor
P. Value
1
-6,942,780
1
-6,942,780
1
-6,942,780.00
0.8696 0.7561
6,318,044 1,907,654
0.6667 0.4444
4,843,833 1,121,277
0.6452 0.4162
4,687,580.80 1,050,103.13
0.6575 0.5718
1,385,983 1,017,557
0.2963 0.1975
624,565 351,548
0.2685 0.1732
566,052.18 308,335.23
0.4972
755,735
0.1317
200,172
0.1118
169,902.79
0.4323 0.3759
345,988 239,690
0.0878 0.0585
70,259 37,316
0.0721 0.0465
57,710.94 29,662.89
0.3269 0.2843
166,297 115,579
0.0390 0.0260
19,849 10,576
0.0300 0.0194
15,269.12 7,873.63
0.2472
80,496
0.0173
5,647
0.0125
4,068.53
0.2149
56,201
0.0116
3,023
0.0081
2,107.52
0.1869
39,354
0.0077
1,623
0.0052
1,094.91
5,485,799.29
346,908.68
-43,018.33
Nilai ROR yang diambil 55% dan 50%, maka harga ROR akan diperoleh dengan melakukan interpolasi pada saat NPV berharga negatif dan NPV berharga positif. Hasil perhitungan untuk mencari nilai ROR dapat dilihat pada tabel diatas. Langkah kerja untuk perhitungan ROR dengan menggunakan rumus dibawah ini :
ROR i1
NPV 1 * (i2 i1 ) NPV 1 NPV 2
Maka dicari terlebih dahulu nilai dari Diff. of Disc Rate yaitu : i2 – i1 = 55% - 50% = 5% Untuk nilai absolut value of both NPV = 346,908.68+ 43,018.33 = 389,927,01 Dari perhitungan diatas maka diperoleh nilai ROR sebesar : 94
ROR 50%
346,908.68 * 5% 389,927.01
= 54.95% Sedangkan untuk menentukan POT yaitu: POT 1
6,942,780 6,942,780 322,970.24
= 1.96 tahun
95
Tabel 4.7 Tabel Perhitungan POT Pay Out Time CF
CCF
-6,942,780
-6,942,780.00
7,265,750
322,970.24
2,522,873
2,845,843.01
2,107,908
4,953,750.56
1,779,713
6,733,463.43
1,520,054
8,253,517.40
800,292 637,581
9,053,809.21 9,691,390.09
508,707
10,200,096.79
406,594
10,606,690.34
325,653
10,932,343.09
261,469
11,193,811.83
210,552
11,404,363.55
POT (Year)
1.96
Maka POT dengan harga minyak $60/bbl dengan jangka waktu pengembalian selama 1.96 tahun atau 23 bulan. 4.6.
Sensitivitas Harga Minyak
Dari hasil perhitungan indikator ekonomi (NPV, ROR, DPI, POT) untuk semua harga minyak dapat disimpulkan bahwa harga minyak mempengaruhi tingkat keekonomian proyek ini. Semakin tinggi harga minyak semakin tinggi nilai keekonomiannya dan begitu juga sebaliknya.
96
Tabel 4.8 Sensitivitas minyak terhadap indikator ekonomi Harga
NPV
DPI
ROR
POT
40 50 60 70 80
3,801,187.60 5,382,358.48 6,963,529.36 8,544,700.24 10,125,871.12
1.55 1.78 2.00 2.23 2.46
35.85 45.53 54.95 64.25 73.41
2.14 2.04 1.96 1.88 1.82
4.6.1. Net Present Value
Sebagai mana diketahui bahwa syarat suatu proyek dikatakan ekonomis dan layak untuk dikerjakan apabila NPV bernilai positif (NPV lebih besar dari 0). Harga minyak $40-$80/bbl memenuhi syarat NPV > 0, nilai NPV yang diperoleh sebagai berikut : harga $40/bbl = 3,801,187.60, harga $50/bbl = 5,382,358.48, harga $60/bbl = 6,963,529.36, harga $70/bbl = 8,544,700.24 dan harga $80/bbl = 10,125,871.12. 4.6.2. Rate of Return
Untuk harga minyak $40-$80/bbl terlihat bahwa perbedaan harga sangat mempengaruhi parameter ini, karena semakin tinggi harga minyak nilai ROR pun semakin meningkat. Nilai yang didapatkan dari perhitungan adalah :$40 = 35.85%, $50 = 45.53%, $60 = 54.95%, $70 = 64.25% dan $80 = 73.41%. 4.6.3. Discount Probability Index
Suatu proyek dikatakan ekonomis jika DPI lebih besar dari 1(satu), namun dalam hal ini PT. CPI mematok harga DPI minimum sebesar 1.2 maka untuk semua harga yang telah ditentukan
DPI > 1.2 maka nilai DPI yang didapat adalah :
$40=1.55, $50=1.78, $60=2.00, $70=2.23, $80=2.46
97
4.6.4. Pay Out Time
POT suatu proyek yang tidak memenuhi syarat keekonomian jika jangka waktu pengembalian investasi selama umur kontrak itu sendiri. Namun untuk semua harga minyak yang dipakai ($40-$80/bbl) jangka waktu pengembalian dibawah umur kontrak yang telah ditentukan. Didapatkan $40 = 2.14 (26 bulan), $50 = 2.04 (25 bulan), $60 = 1.96 (24 bulan), $70 = 1.88 (23 bulan), $80 = 1.82 (21 bulan).
98
BAB V PEMBAHASAN Sebelum melakukan proyek infill drilling setiap perusahaan sebaiknya melakukan study atau pun penelitian untuk menemukan peluang yang telah disepakati bersama dalam hal ini menambah jumlah sumur sisipan sebanyak 7 sumur. Disini kita tidak membahas kenapa hanya 7 sumur yang di tambah karena hal ini merupakan salah satu interpretasi dari geologist. 5.1.
Perhitungan Reserve
Dalam penulisan ini metoda yang digunakan untuk menghitung reserve yaitu dengan menggunakan metoda volumetric. Hal ini disebabkan karena ketersediaan data yang kita peroleh dan dalam metoda volumetrik ini lebih cepat serta dapat dilakukan diawal produksi karenanya untuk alasan itulah metoda ini yang kita gunakan dalam menghitung reserve ini. OOIP total berjumlah 4,178 MBO yang didapatkan dari penjumlahan total OOIP masing – masing sand (A sand, B sand dan C sand). Untuk A sand sebesar 2,831 MBO, B sand 924 MBO, dan C sand 421 MBO. Sedangkan nilai reserves merupakan perkalian antara total OOIP dengan recovery factor, nilai Recovery factor tiap –tiap sumur berbeda yang di dapat dari data produksi, nilai reserve tersebut sebagai berikut : P01 = 0.45060, P02 = 0.43678, P03 = 0.43512, P04 = 0.45787, P05 = 0.44993, P06 = 0.43339, P07 = 0.44871. Nilai reserve tiap – tiap sumur sangat bervariasi yaitu : P01 = 206 MBO, P02 =329 MBO, P03 =245 MBO, P04 = 226 MBO, P05 = 288 MBO, P06 = 234 MB, P07 = 328 MBO. Dengan demikian dapat kita lihat hasil total reserve sebesar 1,856 MBO dengan reserves terbesar didapat pada sumur P02 sebesar 329 MBO sedangkan untuk 99
reserves terkecil terdapat pada sumur P01 yaitu 206 MBO. Dalam hal ini parameter yang mempengaruhi reserve antara lain : porositas, saturasi, formasi volume factor, area, ketebalan, dan recovery factor. 5.2.
Hasil Perhitungan Produksi
Dalam perhitungan ini untuk mengetahui profil produksi dari tiap-tiap sumur menggunakan analisa decline curve analisys exponential dan economic limit dibatasi sampai usia kontrak hingga tahun 2021.Berikut merupakan pembahasan perhitungan ekonomi dari tiap – tiap indikator ekonomi untuk harga minyak $40-$80/bbl. 5.2.1. Net Present Value (NPV)
Nilai NPV didapat dari penjumlahan NPV1 hingga NPV12 dengan hasil penjumlahan untuk harga minyak $40/bbl NPV = $3,801,187.60 harga minyak $50/bbl NPV = $5,382,358.48 harga minyak $60/bbl NPV = $6,963,529.36 harga minyak $70/bbl NPV = $8,544,700.24 harga minyak $80/bbl NPV = $10,125,871.12 NPV vs Harga Minyak
12.000.000 10.000.000 8.000.000 6.000.000 4.000.000 2.000.000 0 0
20
Harga Minyak 40 60
80
Gambar 5.1 NPV vs Harga minyak 100
100
Nilai NPV untuk semua harga minyak diatas lebih besar dari 0. Maka untuk semua harga diatas memenuhi syarat NPV > 0.
5.2.2. Rate of Return Nilai ROR didapatkan dengan langkah perhitungan sebagai berikut :
Harga minyak $40/bbl ROR = 35.85%
Harga minyak $50/bbl ROR = 45.53%
Harga minyak $60/bbl ROR = 54.95%
Harga minyak $70/bbl ROR = 64.25%
Harga minyak $80/bbl ROR = 73.41% ROR harus lebih besar dari MARR, pada kondisi ini MARR yang kita gunakan sebesar
10%.
ROR vs Harga Minyak
80 70 R O R %
60 50 40 30 20 10 0 0
20
Harga Minyak 40 60
80
Gambar 5.2 ROR vs Harga minyak.
101
100
5.2.3. Discounted Profability Index (DPI)
DPI minimum yang diharapkan untuk ekonomisnya suatu proyek haruslah lebih besar dari satu, namun dalam hal ini PT. CPI menetapkan DPI minimum adalah 1.2 untuk harga minyak $60/bbl ini DPI didapat sebesar :
Harga minyak $40/bbl DPI = 1.55
Harga minyak $50/bbl DPI = 1.78
Harga minyak $60/bbl DPI = 2.00
Harga minyak $70/bbl DPI = 2.23
Harga minyak $80/bbl DPI = 2.46
DPI vs Harga Minyak
3,00 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 0,00 0
20
Harga Minyak 40
60
80
100
Gambar 5.3 DPI vs Harga minyak Dengan demikian nilai DPI ini memenuhi nilai ekonomisnya karena DPI diatas 1.2
5.2.4. Pay Out Time (POT)
Didapatkan dari perhitungan berikut :
Harga minyak $40/bbl POT = 2.14 Tahun = 26 Bulan
Harga minyak $50/bbl POT = 2.04 Tahun = 25 Bulan
Harga minyak $60/bbl POT = 1.96 Tahun = 24 Bulan
Harga minyak $70/bbl POT = 1.88 Tahun = 23 Bulan
102
Harga minyak $80/bbl POT = 1.82 Tahun = 21 Bulan.
POT vs Harga Minyak
2,20 2,15 t a h
2,10 2,05 2,00
u n
1,95 1,90 1,85 1,80 0
20
Harga Minyak 40 60
80
100
Gambar 5.4 POT vs Harga minyak Berbeda dengan indikator ekonomi lainnya, nilai POT menurun seiring dengan kenaikan harga minyak. Hal ini disebabkan karena dengan naiknya harga minyak maka keuntungan akan bertambah dan mengakibatkan pengembalian modal akan semakin cepat. Dengan demikian POT untuk harga minyak diatas memenuhi syarat keekonomian. 5.3
Sensitivitas Harga Minyak
Harga minyak memberikan peranan dalam penetun ekonomis atau tidaknya suatu proyek yang akan kita lakukan. Untuk mendapatkan hasil yang diinginkan maka harga minyak $40-$80/bbl dapat digunakan dalam pelaksanaan proyek ini. Hasilnya NPV bernilai positif, terpenuhinya DPI minimum yang ditetapkan oleh PT. CPI, bunga yang menyebabkan Present wort sekarang sama dengan nol (ROR) dapat lebih besar dari MARR (10%) juga POT lebih singkat dari lamanya kontrak.
103
BAB VI KESIMPULAN Dari hasil kesimpulan baik perhitungan yang bersifat teknis maupun yang bersifat ekonomis maka dapat ditarik kesimpulan sebagai berikut:
NPV berharga positif dengan harga minyak mulai $40/bbl dan selanjutnya proyek ini dikatakan ekonomis
DPI minimum yang diharapkan untuk ekonomisnya suatu proyek haruslah lebih besar dari satu, namun dalam hal ini PT. CPI menetapkan DPI minimum adalah 1.2 untuk harga minyak $40/bbl ini DPI didapat sebesar 1.5 dengan demikian nilai DPI ini memenuhi nilai ekonomisnya.
POT dengan harga minyak $40/bbl dengan jangka waktu pengembalian selama 2.14 tahun
ROR pada kasus ini bernilai 35.85% , ini berarti ROR > MARR (10%)
Dengan melihat indikator ekonomi tersebut maka perencanaan proyek infill drilling ini layak untuk dilaksanakan.
104
