pengembangan kontrak kerja sama · pdf filekemampuan keuangan. ... mengatasi keterbatasan...

Rizky Sulaksono, 12202001 Sem II 2007/2008 1

PENGEMBANGAN KONTRAK KERJA SAMA PENGELOLAAN SUMUR TUA DI INDONESIA

Oleh :

Rizky Sulaksono*

Sari Menurut Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) No. 01 Tahun 2008, yang dimaksud

dengan sumur tua adalah sumur-sumur minyak bumi yang dibor sebelum tahun 1970 dan pernah diproduksikan serta terletak pada lapangan yang tidak diusahakan pada suatu wilayah kerja yang terikat Kontrak Kerja Sama dan tidak diusahakan lagi oleh Kontraktor. Sumur tua ini sekarang menjadi ekonomis akibat harga minyak yang melambung tinggi. Sumur-sumur tua di Indonesia terdapat kurang lebih 13824 sumur, antara lain 3623 sumur berada di Sumatera bagian selatan, 3143 sumur di Kalimantan Timur, 2496 sumur di Jawa Tengah, Timur, dan Madura, 2392 sumur di Sumatera bagian utara, 1633 sumur di Sumatera bagian tengah, 100 sumur di Kalimantan bagian selatan, 208 sumur berada di Papua dan sebanyak 229 sumur di Seram. Sumur tua dapat diusahakan oleh KUD/BUMD atas ketentuan-ketentuan yang berlaku. Model kontrak kerja sama yang digunakan adalah Cost & Fee dan Bagi Hasil. Cost & Fee yaitu Kontraktor memberikan fee sebagai imbalan kepada KUD/BUMD per barrel. Sedangkan Kontrak Bagi Hasil, share contractor yang telah di-split dengan Pemerintah di-split kembali untuk KUD/BUMD dan Kontraktor segala operation cost KUD/BUMD dibebankan ke Kontraktor sebagai operation cost Kontraktor. Fee dan share KUD/BUMD sangat mempengaruhi tingkat keekonomisan sumur tua tersebut sehingga harus diketahui fee minimum dan share minimum yang mesti diberikan kepada KUD/BUMD. Kata kunci : Peraturan Menteri ESDM No. 01 Tahun 2008, Cost and Fee, PSC, usaha sumur tua Abstract

According to Minister Regulation of Energy and Mineral Resources No. 01 Year 2008, old well is wells which are drilled before 1970 and ever produced in the working area of cooperation contract and not produced anymore by the contractor. Old wells nowadays become valuable because the crude oil price is high. Old wells in Indonesia are about 13824 wells, they are 3623 wells ini south of Sumatera, 1633 wells ini middle of Sumatera, 2392 wells ini north of Sumatera, 3143 wells in east of Kalimantan, 100 wells in south of Kalimantan, 2496 wells ini middle, east of Java, Madura, 208 wells ini Papua and 229 wells in Seram. The old wells are produced by KUD/BUMD based on term of agreements. Cooperation contract which is used is Cost & Fee model and Sharing Mode. In the Cost & Fee model, Contractor pay fee to KUD/BUMD for producing oils. And for Sharing Model, Contractor share that is after splitted with Government that splitted again for KUD/BUMD revenue and Contractor revenue and all operation cost of KUD/BUMD become operation cost of Contractor. Fee and share of KUD/BUMD are impacting the economic value of old well, therefore must know the minimum fee and minimum share to be given to KUD/BUMD. Keywords : Minister Regulation of Energy and Mineral Resources No. 01 Year 2008, Cost and Fee, PSC, old well business *)Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung

PENDAHULUAN

Kenaikan harga minyak yang melonjak pesat mengakibatkan minyak sangatlah berharga. Sehingga sumur-sumur tua yang tadinya ditinggalkan karena tidak ekonomis, sekarang kembali dibuka dan diproduksikan kembali karena dengan harga minyak yang tinggi sekarang ini, pengembangan sumur-sumur tua ini menjadi ekonomis.

Menurut Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) No. 03 Tahun 2008 tentang pedoman tata cara pengembalian bagian wilayah kerja yang tidak dimanfaatkan oleh kontraktor kontrak kerja sama dalam rangka peningkatan produksi minyak dan gas bumi dijelaskan bahwa

kontraktor berkewajiban untuk mengembangkan setiap penemuan lapangan/struktur yang mengandung minyak dan gas bumi pada wilayah kerjanya dan atau mengusahakan kembali lapangan/struktur yang pernah diproduksikan. Dalam hal mengusahakan kembali lapangan/struktur yang pernah diproduksikan, kontraktor dapat menunjuk badan usaha atau bentuk usaha tetap lain kepada menteri untuk mengembangkan lapangan/struktur tersebut atau kontraktor mengembalikan lapangan/struktur kepada menteri.

Beberapa regulasi telah dirubah berkaitan dengan pengelolaan sumur-sumur tua. Di antaranya adalah Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya


Mineral (ESDM) Nomor 01 Tahun 2008 yang menggantikan Keputusan Menteri Pertambangan dan Energi Nomor 1285.K/30/M.PE/1996 mengenai pedoman pengusahaan pertambangan minyak bumi pada sumur-sumur tua yang sudah tidak sesuai dengan perkembangan peraturan perundang-undangan di bidang minyak dan gas bumi.

Menurut Peraturan Menteri ESDM Nomor 01 Tahun 2008, sumur tua adalah sumur-sumur minyak bumi yang dibor sebelum tahun 1970 dan pernah diproduksikan serta terletak pada lapangan yang tidak diusahakan pada suatu wilayah kerja yang terikat Kontrak Kerja Sama dan tidak diusahakan lagi oleh kontraktor.

Dalam hal kontraktor tidak mengusahakan lagi, KUD atau BUMD dapat mengusahakan dan memproduksikan minyak bumi dari sumur tua dengan persetujuan Menteri. Pelaksanaan usaha dan produksi minyak bumi yang dilakukan KUD atau BUMD dilakukan berdasarkan perjanjian dengan kontraktor. SUMUR-SUMUR TUA DI INDONESIA

Pemerintah Indonesia menawarkan sekitar 13 ribu sumur tua kepada KUD/BUMD untuk diproduksi kembali melalui kontrak kerja sama dengan Kontraktor KKS dan PT. PERTAMINA.

Saat ini setidaknya terdapat sumur tua minyak bumi aktif sebanyak 745 sumur dan non aktif sebanyak 13079 sumur. Sebagian besar berada pada wilayah kerja PT. PERTAMINA dan sebagian lainnya berada di wilayah kerja Kontraktor KKS. Sumur-sumur tua yang berjumlah total 13824 sumur tersebar di seluruh wilayah Indonesia., dapat dilihat pada Tabel 1. Antara lain, 3623 sumur berada di Sumatera bagian selatan, 3143 sumur di Kalimantan Timur, 2496 sumur di Jawa Tengah, Timur, dan Madura, 2392 sumur di Sumatera bagian utara, 1633 sumur bagian tengah, 100 sumur di Kalimantan bagian selatan 208 sumur berada di Papua dan sebanyak 229 sumur di Seram.

Tabel 1. Jumlah Sumur Tua di Indonesia Wilayah Jumlah Sumur

Sumatera bagian utara 2392 Sumatera bagian tengah 1633 Sumatera bagian selatan 3623 Kalimantan bagian timur 3143

Kalimantan bagian selatan 100 Jawa Tengah-Timur-Madura 2496

Papua 208Seram 229 Total 13824

Pembukaan sumur-sumur tua di Indonesia

untuk KUD/BUMD diharapkan dapat menambah produksi minyak Indonesia sebesar 5 ribu sampai 12 ribu bbl/day.

PENGUSAHAAN SUMUR TUA Berdasarkan Peraturan Menteri ESDM No. 01

Tahun 2008, untuk mengusahakan sumur tua harus mengajukan permohonan kepada kontraktor dengan tembusan menteri, dirjen, dan BP migas dengan melampirkan dokumen administratif dan teknis. Permohonan tersebut didasarkan atas rekomendasi dari Pemerintah Kabupaten/Kota dan disetujui oleh Pemerintah Propinsi. Untuk dokumen administratif meliputi : 1. Akte pendirian KUD/BUMD dan perubahannya

yang telah mendapatkan pengesahan dari instansi yang berwenang.

2. Surat Tanda Daftar Perusahaan. 3. Nomor Pokok Wajib Pajak (NPWP). 4. Surat Keterangan Domisili. 5. Rekomendasi dari Pemerintah Kabupaten/Kota

dan disetujui oleh Pemerintah Propinsi setempat.

6. Surat pernyataan tertulis di atas materai mengenai kesanggupan memenuhi ketentuan perundang-undangan. Sedangkan untuk dokumen teknis meliputi :

1. Peta lokasi sumur tua yang dimohonkan. 2. Jumlah sumur yang dimohonkan. 3. Rencana memproduksikan minyak bumi

termasuk usulan imbalan jasa. 4. Rencana program keselamatan dan kesehatan

kerja serta pengelolaan lingkungan hidup termasuk penanggung jawab pelaksanaan.

5. Kemampuan keuangan. Jangka waktu perjanjian untuk

memproduksikan minyak bumi paling lama 5 tahun dan dapat diperpanjang untuk jangka waktu paling lama 5 tahun. Perjanjian memproduksikan minyak bumi ini paling sedikit memuat : 1. Jumlah dan lokasi sumur tua yang akan

diproduksi. 2. Imbalan jasa memproduksi minyak bumi. 3. Jangka waktu, perpanjangan dan pengakhiran

perjanjian. 4. Alat bantu mekanik dan teknologi yang

digunakan. 5. Tenaga kerja. 6. Mutu dan spesifikasi minyak bumi. 7. Titik penyerahan minyak bumi. 8. Aspek keselamatan dan kesehatan kerja serta

pengelolaan lingkungan hidup. 9. Penyelesaian perselisihan.

Untuk pengelolaan sumur tua terdapat dua jenis, yang membedakan jenis pengelolaan ini adalah teknologi yang mendukungnya, yaitu :

1. Teknologi Konvensional 2. Teknologi Tepat Guna

Teknologi Konvensional Teknologi konvensional yang sekarang ini

digunakan seperti pada sumur-sumur tua di Cepu adalah metode sumur timba manual dan mekanis. Metode sumur timba manual merupakan teknologi


yang paling sederhana yang dapat digunakan untuk memproduksikan fluida dari sumur-sumur tua. Metode ini tidak memerlukan biaya investasi yang besar dan sangat mudah dalam pengoperasiannya. Akan tetapi disamping kesederhanaan dan kemurahan dalam investasi, teknologi ini memiliki beberapa kekurangan dimana produksi akan sangat terbatas karena sangat bergantung pada tenaga kerja manusia dan memerlukan ruang untuk dapat menarik kabel/kawat baja (yang menarik timba sampai kepermukaan sumur) sepanjang/sejauh kedalaman sumur.

Metode sumur timba mekanis merupakan modifikasi dari metode sumur timba manual dimana tenaga kerja manusia diganti dengan mesin. Kelebihan teknologi ini adalah kinerja produksi tidak tergantung kekuatan tenaga kerja manusia dan tidak memerlukan ruang/space untuk menarik kabel baja karena kabel baja tidak perlu ditarik sejauh kedalaman sumur akan tetapi diubah menjadi digulung oleh mesin. Metode ini memerlukan biaya investasi tambahan berupa mesin penarik yang dapat berupa mesin mobil/truk yang memiliki kekuatan sebesar beban penimbaan

Untuk diagram alir proses produksi sumur tua dengan teknologi konvensional dapat dilihat pada Gambar 1 dan untuk skema produksinya dapat dilihat pada Gambar 2 untuk sumur timba manual dan Gambar 3 untuk sumur timba mekanis.

Gambar 1. Proses Produksi Sumur Tua dengan

Teknologi Konvensional

Skema Sumur Timba ManualSkema Sumur Timba ManualSkema Sumur Timba Manual

Gambar 2. Skema Sumur Timba Manual

Skema Sumur Timba MekanisSkema Sumur Timba Mekanis

Gambar 3. Skema Sumur Timba Mekanis

Teknologi Tepat Guna

Metode sumur Jet Pump merupakan modifikasi alternatif metode yang dapat digunakan dengan beberapa kelebihan yaitu produksi dapat dilakukan secara terus menerus sehingga dapat diharapkan produksi menjadi lebih tinggi dan kontinyu sepanjang waktu. Teknologi ini digunakan untuk mengatasi keterbatasan teknologi konvensional yang saat ini masih sederhana. Meskipun demikian, diperlukan investasi yang cukup besar untuk aplikasinya. Dengan teknologi ini sebenarnya masih dimungkinkan proses peningkatan produksi lanjutan menggunakan pembersihan sumur (acidizing). PROSEDUR PEMANFAATAN SUMUR TUA Berikut adalah prosedur pemanfaatan sumur tua : a. Pemilihan sumur yang akan dibuka b. Persiapan lokasi c. Pelaksanaan pembersihan/pembukaan sumur d. Pengurasan e. Produksi Pemilihan sumur yang akan dibuka

Pemilihan sumur ini berdasarkan pada data geologi dan data sumur yang ada, meliputi : a. Sejarah produksi masa lalu/sebelum

ditinggalkan b. Kedalaman sumur c. Profil sumur d. Kendala yang ada (kondisi sumur terakhir) Persiapan lokasi

Setelah dilakukan pemilihan sumur, dilakukan persiapan lokasi antara lain : a. Pembersihan lokasi sumur b. Pembuatan jalan menuju lokasi sumur c. Pembuatan cellar d. Pembuatan bak penampung minyak hasil

produksi Pelaksanaan pembersihan/pembukaan sumur

Kondisi sumur tua yang ada dalam kondisi tertutup tanah, batu, maupun benda-benda lain

Sumur

Casing

Tidak

Ada

Kedalaman

Tidak

OK

Bersihkan Sumur

Tidak

OK

Timba :

- Manusia - Truck

Bersihkan sumur

Pasang Casing

Timba : - Manusia - Truck

Minyak Rp

Ditinggal, cari sumur lainnya


seperti pipa, besi, dll, sehingga perlu dibersihkan agar kondisi sumur seperti kondisi semula.

Pengurasan

Setelah pembersihan sumur, tahap selanjutnya adalah pengurasan, tujuan pengurasan adalah untuk membersihkan cairan lumpur dan air yang ada di dalam sumur. Pengurasan ini dilakukan sampai fluida keluar dari dalam sumur.

Produksi

Setelah pengurasan selesai dan minyak mulai ikut terproduksi, maka tahap selanjutnya adalah produksi minyak.

Untuk teknologi konvensional proses produksinya adalah dengan cara cairan (minyak dan air) dimasukkan ke dalam bak pemisah sekaligus sebagai penampung minyak, yang selanjutnya dipompa dengan menggunakan pompa alcon ke truck tangki untuk dibawa ke PPM (pusat penampungan minyak). Alat yang digunakan pada tahap produksi ini adalah: a. Truk b. Timba c. Seling timba d. Bak pemisah/penampung e. Pompa Alcon

Sedangkan untuk penggunaan teknologi tepat guna, setelah pengurasan selesai dan minyak mulai ikut terproduksi, kemudian pompa penguras di cabut dan diganti dengan Alat Produksi Tepat Guna (APTG). Alatnya terdiri dari : a. Pompa submersible b. Panel pompa c. Kabel pompa d. Riser pipe 1.5” galvanis medium A e. Kawat pengaman (seling) f. Genset

Keuntungan dari penggunaan teknologi tepat guna ini adalah : a. Lebih aman dibandingkan dengan

menggunakan teknologi konvensional b. Minyak tidak tercecer kemana-mana c. Lingkungan menjadi bersih d. Gas dapat dilokalisir e. Sederhana dan mudah pemasangan f. Spare part mudah g. Kerusakan bisa langsung ditangani di lapangan h. Debit disesuaikan dengan influx sumur i. Biaya operasional murah MODEL KONTRAK SUMUR TUA

Berdasarkan Peraturan Menteri No. 01 Tahun 2008 tentang pedoman pengusahaan pertambangan minyak bumi pada sumur tua, perjanjian memproduksi minyak bumi adalah perjanjian yang dibuat antara Kontraktor KKS dengan KUD/BUMD untuk memproduksi minyak bumi. Pada Gambar 4 dapat dilihat model kontrak sumur tua.

Gambar 4. Model Kontrak Sumur Tua

Berdasarkan Peraturan Menteri No. 01 Tahun 2008 KUD/BUMD bekerja di bawah Kontraktor KKS dengan mendapatkan imbalan dari Kontraktor KKS. Kontrak yang digunakan adalah Cost & Fee dan Bagi Hasil. Pada kontrak Cost & Fee, Kontraktor memberikan fee kepada KUD/BUMD sebagai imbalan dalam memproduksikan minyak dengan harga yang disepakati. Fee ini menjadi operation cost bagi Kontraktor. Pada kontrak bagi hasil, yang di-split antara Kontraktor dengan KUD/BUMD adalah total income Kontraktor, dan semua biaya operasi dari KUD/BUMD ditanggung oleh kontraktor sebagai operation cost Kontraktor. Lamanya kontrak antara KUD/BUMD dengan Kontraktor KKS ditentukan dalam Peraturan Menteri ESDM No. 01 Tahun 2008 yaitu selama 5 tahun, dan dapat diperpanjang untuk jangka waktu paling lama 5 tahun.

Model Kontrak Cost & Fee dapat dilihat pada Gambar 5, dan untuk model Kontrak Bagi Hasil dapat dilihat pada Gambar 6.

Gambar 5. Model Kontrak Cost and Fee antara Kontraktor KKS dengan BUMD/KUD, dan PSC

antara Pemerintah dan Kontraktor KKS

Cost & FeePSC

KUD/ BUMD

Kontraktor KKS

Pemerintah

Sumur Tua

Bagi Hasil


Gambar 6. Model Kontrak Bagi Hasil antara

Kontraktor KKS dengan BUMD/KUD, dan PSC antara Pemerintah dan Kontraktor KKS

Gross Revenue Gross Revenue ini merupakan pendapatan kotor

yang merupakan perkalian produksi minyak dengan harga minyak. Untuk KUD/BUMD, Gross Revenue merupakan imbalan yang diterima dari Kontraktor. First Tranche Petroleum (FTP)

FTP merupakan penyisihan minyak pertama yaitu sebesar 20% dari produksi disisihkan sebelum dikurangin biaya operasi dibagi antara Pemerintah dan Kontraktor. Cost Recovery

Cost recovery merupakan penggantian biaya oleh Pemerintah kepada Kontraktor yang meliputi non capital, depresiasi, operating cost, dan unrecovered. Untuk sumur tua, cost recovery hanya operation cost. Equity to be Split (ES)

Hasil produksi yang telah dikurangi oleh cost recovery dan FTP untuk kemudian dibagi sesuai dengan perjanjian antara Pemerintah dan Kontraktor. Share

Pembagian hasil antara Pemerintah dengan Kontraktor sesuai dengan perjanjian yang ditentukan. Di Indonesia pembagian hasilnya adalah 85:15 (Pemerintah : Kontraktor).

Domestic Market Obligation (DMO) DMO adalah sejumlah minyak yang disisihkan

yaitu sebesar 25% dari share Kontraktor yang dibeli oleh Pemerintah dengan harga 10% dari harga pasar untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri. Tax

Pajak yang mesti dibayarkan kepada Pemerintah. Untuk Kontraktor dikenakan pajak sebesar 44%, sedangkan KUD/BUMD dikenakan pajak usaha sebesar 30%. PERHITUNGAN KEEKONOMISAN PENGELOLAAN SUMUR TUA

Indikator yang sering digunakan untuk mengetahui keekonomisan suatu usaha adalah : NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return), dan POT (Pay Out Time). NPV (Net Present Value)

Nilai absolut keuntungan proyek sumur tua. NPV yang didiskon dengan faktor diskon tertentu (dalam hal ini digunakan faktor diskon 10%, sama dengan rata-rata suku bunga pinjaman saat ini). IRR (Internal Rate of Return)

Perhitungan keuntungan relatif proyek didasarkan atas persentasi pengembalian investasi. Jika IRR lebih besar atau sama dengan nilai minimum keuntungan yang dipersyaratkan, menunjukkan proyek layak diambil, demikian pula sebaliknya. Angka minimum yang dipersyaratkan dalam kajian ini ditetapkan sebesar 15%, yaitu tingkat pengembalian rata-rata proyek hilir migas. POT (Pay Out Time)

Tahun yang menunjukkan pengeluaran modal sudah dapat direcover dari pendapatan proyek.

Untuk data perhitungan dapat dilihat berikut ini

pada Tabel 2 :

Tabel 2. Data Perhitungan Cost & Fee Data Nilai Harga Minyak $ 100 /bbl Fee KUD/BUMD $ 15/bbl Operation Cost Kontraktor $ 2/bbl Operation Cost KUD/BUMD $ 10/bbl FTP 20 % DMO 25 % Discount Rate 10 % Kontraktor KKS Tax 44 % KUD/BUMD Tax 30 % Kontraktor KKS Share 15 % Government Share 85 % Capital $ 20000 Non Capital $ 30000


Data produksi merupakan data hipotetik dengan tingkat penurunan 15 % per tahun dapat dilihat pada Tabel 3 :

Tabel 3. Data Produksi

Tahun Produksi (bbl/day)

2008 30 2009 25.5 2010 21.68 2011 18.42 2012 15.66

Semua investasi dikeluarkan oleh

KUD/BUMD, hasil perhitungannya dapat dilihat pada Tabel 4 :

Tabel 4. Hasil Perhitungan Cost & Fee

Pemerintah Kontraktor KUD/BUMD NPV $1,853,990.78 $256,242.63 $111,064.92 IRR 44% POT 16.3 bulan

Dilihat dari IRR KUD/BUMD yang lebih besar

dari minimum IRR sebesar 15%, pengelolaan sumur tua ini ekonomis untuk dilakukan.

Berikut ini data yang digunakan untuk model bagi hasil antara KUD/BUMD dengan Kontraktor dapat dilihat pada Tabel 5 :

Tabel 5. Data Perhitungan Bagi Hasil Data Nilai Harga Minyak $ 100 /bbl Operation Cost Kontraktor $ 2/bbl Operation Cost KUD/BUMD $ 10/bbl FTP 20 % DMO 25 % Discount Rate 10 % Kontraktor KKS Tax 44 % KUD/BUMD Tax 30 % Kontraktor KKS Share 15 % Government Share 85 % KUD/BUMD Share 25% Kontraktor Share 75% Capital $ 20000 Non Capital $ 30000

Data produksi yang digunakan sama dengan data produksi untuk model kontrak Cost & Fee pada Tabel 3. Hasil perhitungan untuk kontrak Bagi Hasil dapat dilihat pada Tabel 6 berikut ini : Tabel 6. Hasil Perhitungan Kontrak Bagi Hasil

Pemerintah Kontraktor KUD/BUMDNPV $1,921,026.39 $516,451.86 $101,148.41 IRR 34% POT 18.1

Hasil dari perhitungan kontrak bagi hasil menunjukkan IRR yang lebih besar dari minimumnya tetapi lebih rendah dari IRR pada kontrak Cost & Fee, ini disebabkan share KUD/BUMD yang rendah untuk harga minyak $100/bbl dan laju produksi minyak 30 bbl/day. PENENTUAN FEE MINIMUM DAN MAKSIMUM KUD/BUMD PADA MODEL COST & FEE

Untuk menentukan fee minimum dan maksimum diperlukan sensitivitas perhitungan dengan beberapa variable yang dirubah, diantaranya adalah harga minyak, produksi, dan fee. Tabel 7 berikut ini adalah data sensitivitas yang digunakan.

Tabel 7. Data Sensitivitas Nilai

Harga Minyak $100 - $130/bbl Produksi 30 - 50 bbl/day

Fee $12 - $24/bbl

Indikator fee minimum adalah IRR KUD/BUMD sebesar minimum IRRnya yaitu 15%. Sedangkan fee maksimum ditentukan dari besar NPV KUD/BUMD yang tidak boleh melebihi NPV Kontraktor.

Grafik pada Gambar 7 menunjukkan IRR KUD/BUMD untuk harga minyak $100/bbl dan produksi awalnya 30 bbl/day, dapat dilihat fee minimumnya adalah $13.74/bbl. Fee minimum ini digunakan untuk produksi yang sama, dan harga minyak tidak mempengaruhi fee minimum tersebut.

Gambar 7. Grafik IRR KUD/BUMD Untuk

Harga Minyak $100/bbl dan Produksi Awal 30 bbl/day

Harga minyak menentukan fee maksimum yang

dapat diberikan Kontraktor kepada KUD/BUMD. Dapat dilihat pada grafik di Gambar 8 yang menunjukkan fee maksimum untuk harga minyak $100/bbl dan produksi 30 bbl/day yaitu pada


perpotongan NPV Kontraktor dengan KUD/BUMD sebesar $20.38/bbl.

Gambar 8. Grafik NPV Kontraktor dan

KUD/BUMD Untuk Harga Minyak $100/bbl dan Produksi Awal 30 bbl/day

Bila harga minyak naik, maka NPV Kontraktor

pun ikut naik sehingga perpotongan NPV Kontraktor dengan NPV KUD/BUMD pun ikut naik, dapat dilihat pada grafik pada Gambar 9.


KUD/BUMD Untuk Produksi Awal 30 bbl/day

Dilihat dari Gambar 9, nilai fee maksimum yang didapat untuk produksi awal 30 bbl/day dan harga minyak $110/bbl adalah $21.39/bbl, untuk harga minyak $120/bbl adalah $22.39/bbl, dan untuk harga minyak $130/bbl adalah $23.39/bbl. Hasil selengkapnya untuk produksi awal 30 bbl/day dapat dilihat pada Tabel 8.

Tabel 8. Fee Minimum dan Maksimum untuk

Produksi Awal 30 bbl/day Harga

Minyak ($/bbl)

Fee Minimum

($/bbl)

Fee Maksimum

($/bbl) 100 13.74 20.38 110 13.74 21.39

120 13.74 22.39 130 13.74 23.39

Untuk NPV, IRR, dan POT dapat dilihat

hasilnya pada Tabel 9 dan Tabel 10.

Tabel 9. Nilai NPV Pada Saat Fee Minimum atau Fee Maksimum untuk Produksi Awal

30 bbl/day Fee

($/bbl) NPV

Pemerintah Kontraktor KUD/BUMD 13.74 $1,875,981.64 $262,240.13 $83,076.56 20.38 $1,760,093.33 $232,443.00 $222,129.83 21.39 $1,968,958.84 $253,196.28 $253,005.88 22.41 $2,177,649.82 $275,710.72 $275,663.12 23.42 $2,386,515.33 $298,272.77 $298,098.24

Tabel 10. Nilai IRR dan POT Pada Saat Fee Minimum atau Maksimum untuk

Produksi Awal 30 bbl/day Fee

($/bbl) IRR

KUD/BUMD POT KUD/BUMD

(bulan) 13.74 15% 22.5 20.38 139% 7.5 21.39 156% 6.9 22.41 172% 6.3 23.42 188% 5.8

Apabila produksi minyak lebih besar, maka terjadi perubahan fee minimum dan maksimum. Dapat dilihat pada Gambar 10, untuk produksi awal minyak 40 bbl/day diperoleh fee minimum yang lebih rendah dari produksi awal 30 bbl/day yaitu sebesar $12.8/bbl.

Gambar 10. Grafik IRR KUD/BUMD Untuk Harga Minyak $100/bbl dan

Produksi 40 bbl/day Untuk fee maksimum yang didapat, ternyata fee maksimum untuk produksi awal 40 bbl/day sama dengan fee maksimum untuk produksi awal 30 bbl/day, ini dapat dilihat pada Gambar 11.


Gambar 11. Grafik NPV Kontraktor dan KUD/BUMD Untuk Produksi Awal 40 bbl/day

Untuk hasil selengkapnya dapat dilihat pada Tabel 11, 12, dan 13.



Minyak ($/bbl)

Fee Minimum

($/bbl)

Fee Maksimum

($/bbl)100 12.8 20.38 110 12.8 21.39 120 12.8 22.41 130 12.8 23.42

Tabel 12. Nilai NPV Pada Saat Fee Minimum

atau Fee Maksimum untuk Produksi Awal 40 bbl/day

Fee ($/bbl)

NPV Pemerintah Kontraktor KUD/BUMD

12.8 $2,523,183.35 $355,619.28 $82,928.47 20.38 $2,346,791.11 $307,512.31 $307,427.69 21.39 $2,625,278.45 $337,595.04 $337,341.17 22.41 $2,903,533.09 $367,614.30 $367,550.83 23.42 $3,182,020.43 $397,697.02 $397,464.31

Tabel 13. Nilai IRR dan POT Pada Saat Fee Minimum atau Maksimum untuk

Produksi Awal 40 bbl/day Fee

($/bbl) IRR

KUD/BUMD POT KUD/BUMD

(bulan) 12.8 15% 22.5 20.38 195% 5.7 21.39 216% 5.2 22.41 237% 4.723.42 258% 4.4

Untuk produksi awal 50 bbl/day, fee minimum dan maksimum dapat dilihat pada Gambar 12 dan 13, dan Tabel 14.


Harga Minyak $100/bbl dan Produksi 50 bbl/day

Gambar 13. Grafik NPV Kontraktor dan KUD/BUMD Untuk Produksi Awal 50 bbl/day



Minyak ($/bbl)

Fee Minimum

($/bbl)

Fee Maksimum

($/bbl) 100 12.24 20.38 110 12.24 21.39 120 12.24 22.41 130 12.24 23.42

Untuk NPV, IRR, dan POT pada saat fee

minimum atau maksimum dapat dilihat hasilnya pada Tabel 14 dan Tabel 15.

Tabel 14. Nilai NPV Pada Saat Fee Minimum atau Fee Maksimum untuk Produksi Awal

50 bbl/day Fee

($/bbl) NPV

Pemerintah Kontraktor KUD/BUMD 12.24 $3,170,268.71 $448,966.70 $82,928.47 20.38 $2,933,488.88 $384,390.39 $384,284.61 21.39 $3,281,598.06 $421,993.79 $421,676.47 22.41 $3,629,416.36 $459,517.87 $459,438.54 23.42 $3,977,525.54 $497,121.28 $496,830.39


Tabel 15. Nilai IRR dan POT Pada Saat Fee

Minimum atau Maksimum untuk Produksi Awal 50 bbl/day

Fee ($/bbl)

IRR KUD/BUMD

POT KUD/BUMD (bulan)

12.8 15% 22.5 20.38 249% 4.5 21.39 275% 4.1 22.41 301% 3.823.42 327% 3.5

Dapat dilihat dari hasil sensitivitas bahwa fee

minimum akan turun seiring dengan naiknya laju produksi awal dan tidak dipengaruji oleh harga minyak. Sedangkan fee maksimum akan naik seiring dengan naiknya harga minyak, tetapi menunjukkan angka yang sama apabila laju produksi awal berubah. Cashflow Cost & Fee dapat dilihat pada Lampiran A-1 dan hasil selengkapnya dapat dilihat pada Lampiran B-1 PENENTUAN SHARE MINIMUM DAN MAKSIMUM PADA KONTRAK BAGI HASIL

Dengan cara yang sama dengan penentuan fee minimum dan maksimum untuk model kontrak Cost & Fee, dapat didapat juga share minimum dan maksimum pada model kontrak Bagi Hasil. Untuk laju produksi awal 30 bbl/day untuk harga minyak tertentu, share minimum dapat dilihat pada Gambar 14 dan Tabel 16.

Gambar 14. Grafik IRR KUD/BUMD Untuk Produksi Awal 30 bbl/day

Tabel 16. Share Minimum KUD/BUMD Untuk


Minyak ($/bbl)

Share Minimum

KUD/BUMD

Share Kontraktor

100 20.50% 79.50% 110 18.34% 81.66% 120 16.60% 83.40% 130 15.50% 84.50%

Terlihat bahwa semakin tinggi harga minyak, semakin rendah share KUD/BUMD yang dibutuhkan untuk mencapai minimum IRR.

Untuk share maksimum laju produksi awal 30 bbl/day, dapat dilihat pada Gambar 15, 16, 17, dan 18, dan hasilnya dapat dilihat pada Tabel 17.


KUD/BUMD Untuk Laju Produksi Awal 30 bbl/day dan Harga Minyak $100/bbl






Gambar 18. Grafik NPV Kontraktor dan KUD/BUMD Untuk Laju Produksi Awal 30

bbl/day dan Harga Minyak $130/bbl

Tabel 17. Share Maksimum KUD/BUMD Untuk Produksi Awal 30 bbl/day

Harga Minyak ($/bbl)

Share Maksimum

KUD/BUMD

Share Kontraktor

100 82.00% 18.00% 110 76.75% 23.25% 120 72.48% 27.52% 130 68.95% 31.05%

Dari hasil tersebut di atas, dapat dilihat bahwa

semakin tinggi harga minyak maka semakin rendah share maksimumnya.

Untuk nilai NPV, IRR, dan POT pada saat share maksimum atau minimum dapat dilihat pada Tabel 18, 19 dan 20.

Tabel 18. Nilai NPV Pada Saat Share Minimum

Untuk Laju Alir Produksi Awal 30 bbl/day Share KUD/

BUMD NPV

Pemerintah Kontraktor KUD/BUMD 20.50% $1,924,667.74 $531,017.23 $82,941.69 18.34% $2,151,162.74 $558,394.42 $82,932.17 16.60% $2,377,649.17 $585,737.33 $82,965.49 15.50% $2,604,149.41 $613,135.46 $82,929.79

Untuk IRR dan POT pada saat share minimum

adalah sama yaitu IRR sebesar 15% dan POT 22.5 bulan.

Tabel 19. Nilai NPV Pada Saat Share

Maksimum Untuk Laju Alir Produksi Awal 30 bbl/day

Share KUD/ BUMD


82.00% $1,874,902.72 $331,957.17 $331,766.77 76.75% $2,098,337.57 $347,093.73 $347,058.03 72.48% $2,321,792.40 $362,310.26 $362,249.33 68.95% $2,545,250.10 $377,538.21 $377,426.35

Tabel 20. Nilai IRR dan POT Pada Saat Share Maksimum untuk Produksi Awal 30 bbl/day Share KUD/

BUMD

IRR KUD/BUMD


82.00% 212% 5.2 76.75% 223% 5.0 72.48% 233% 4.8 68.95% 244% 4.6

Untuk laju produksi awal 40 bbl/day untuk

harga minyak tertentu, share minimum dapat dilihat pada Gambar 19 dan Tabel 21.


Produksi Awal 40 bbl/day


Tabel 21. Share Minimum KUD/BUMD Untuk Produksi Awal 40 bbl/day


Share Minimum

KUD/BUMD

Share Kontraktor

100 15.40% 84.60% 110 13.78% 86.22% 120 12.45% 87.55% 130 11.37% 88.63%

Untuk share maksimum laju produksi awal 40

bbl/day, dapat dilihat pada Gambar 20, 21, 22, dan 23, dan hasilnya dapat dilihat pada Tabel 22.









Tabel 22. Share Maksimum KUD/BUMD Untuk


Minyak ($/bbl)

Share Maksimum

KUD/BUMD

Share Kontraktor

100 82.00% 18.00% 110 76.75% 23.25% 120 72.48% 27.52% 130 68.95% 31.05%

Dari hasil tersebut di atas, dapat dilihat bahwa

perubahan laju produksi awal minyak tidak mempengaruhi share maksimum.



Tabel 23. Nilai NPV Pada Saat Share Minimum Untuk Laju Alir Produksi Awal 40 bbl/day

Share KUD/ BUMD


15.40% $2,571,726.12 $730,032.87 $83,076.56 13.78% $2,873,715.65 $766,520.55 $83,082.90 12.45% $3,175,729.93 $803,107.24 $82,965.49 11.37% $3,477,716.92 $839,584.76 $82,984.53





Share KUD/ BUMD


82.00% $2,499,870.29 $442,609.56 $442,355.70 76.75% $2,797,783.42 $462,791.64 $462,744.04 72.48% $3,095,723.21 $483,080.34 $482,999.11 68.95% $3,393,666.80 $503,384.28 $503,235.14


BUMD

IRR KUD/BUMD


82.00% 289% 3.9 76.75% 303% 3.8 72.48% 318% 3.6 68.95% 332% 3.5

Untuk laju produksi awal 50 bbl/day untuk

harga minyak tertentu, share minimum dapat dilihat pada Gambar 24 dan Tabel 26.



Tabel 26. Share Minimum KUD/BUMD Untuk Produksi Awal 40 bbl/day


Share Minimum

KUD/BUMD

Share Kontraktor

100 12.30% 87.70% 110 11.03% 88.97% 120 9.96% 90.04% 130 9.10% 90.90%

Untuk share maksimum laju produksi awal 50

bbl/day, dapat dilihat pada Gambar 25, 26, 27, dan 28, dan hasilnya dapat dilihat pada Tabel 27.










Tabel 27. Share Maksimum KUD/BUMD Untuk


Minyak ($/bbl)

Share Maksimum

KUD/BUMD

Share Kontraktor

100 82.00% 18.00% 110 76.75% 23.25% 120 72.48% 27.52% 130 68.95% 31.05%

Dari hasil tersebut di atas, share maksimum

sama dengan share maksimum untuk laju produksi awal 30 bbl/day dan 40 bbl/day sehingga dapat dikatakan bahwa perubahan laju produksi awal minyak tidak mempengaruhi share maksimum.


Tabel 28. Nilai NPV Pada Saat Share Minimum Untuk Laju Alir Produksi Awal 50 bbl/day

Share KUD/ BUMD


12.30% $3,218,838.45 $929,264.29 $82,941.69 11.03% $3,596,289.66 $974,731.09 $83,128.12 9.96% $3,973,810.69 $1,020,477.15 $82,965.49 9.10% $4,351,288.07 $1,066,048.67 $83,021.03





Share KUD/ BUMD


82.00% $3,124,837.87 $553,261.95 $552,944.62 76.75% $3,497,229.28 $578,489.55 $578,430.05 72.48% $3,869,654.01 $603,850.43 $603,748.89 68.95% $4,242,083.50 $629,230.35 $629,043.92


BUMD

IRR KUD/BUMD


82.00% 366% 3.1 76.75% 384% 3.0 72.48% 401% 2.9 68.95% 419% 2.8

Untuk perhitungan cashflow dapat dilihat pada

Lampiran A-2 dan hasil selengkapnya pada Lampiran B-2. PERBANDINGAN KONTRAK COST & FEE DAN KONTRAK BAGI HASIL Perbandingan kontrak ini dilakukan untuk nilai IRR KUD/BUMD yang sama, salah satunya adalah pada saat minimum IRR yaitu 15%. Untuk perbandingan model Cost & Fee dengan model Bagi Hasil pada laju alir produksi 30 bbl/day dapat dilihat pada Tabel 31, 32, dan 33 serta Gambar 29.

Tabel 31. NPV Pemerintah dan Kontraktor Untuk Laju Produksi Awal 30 bbl/day Kontrak

Cost & Fee Harga

Minyak ($/bbl)

IRR Fee ($/bbl)

NPV

Pemerintah Kontraktor

100 15% 13.74 $1,875,981.64 $262,240.13

110 15% 13.74 $2,102,474.73 $289,609.70

120 15% 13.74 $2,328,967.83 $316,979.27

130 15% 13.74 $2,555,460.93 $344,348.84


Tabel 32. NPV Pemerintah dan Kontraktor

Untuk Laju Produksi Awal 30 bbl/day Kontrak Bagi Hasil


IRR Share KUD/

BUMD

NPV


100 15% 20.50% $1,924,667.74 $531,017.23

110 15% 18.34% $2,151,162.74 $558,394.42

120 15% 16.60% $2,377,649.17 $585,737.33

130 15% 15.50% $2,604,149.41 $613,135.46

Gambar 29. Grafik Perbandingan NPV Antara

Model Cost & Fee dan Bagi Hasil

Tabel 33. Total NPV Untuk Kontrak Cost & Fee dan Bagi Hasil Untuk Laju Produksi Awal 30 bbl/day


IRR Total NPV Cost & Fee

Total NPV Bagi Hasil Selisih

100 15% $2,221,298.33 $2,538,626.66 $317,328.33

110 15% $2,475,161.00 $2,792,489.33 $317,328.33

120 15% $2,729,023.66 $3,046,351.99 $317,328.33

130 15% $2,982,886.33 $3,300,214.66 $317,328.33

Dari Tabel 33, dapat dilihat bahwa total NPV

untuk model Cost & Fee lebih kecil dari Total NPV bagi hasil dikarenakan pada model Cost & Fee, operation cost KUD/BUMD tidak menjadi bagian dari operation cost Kontraktor.

Untuk perbandingan model Cost & Fee dengan model Bagi Hasil pada laju alir produksi 40 bbl/day dapat dilihat pada Tabel 34, 35, dan 36 serta Gambar 30.


Cost & Fee Harga

Minyak ($/bbl)

IRR Fee ($/bbl)

NPV


100 15% 12.8 $2,523,183.35 $355,619.28

110 15% 12.8 $2,825,174.15 $392,112.04

120 15% 12.8 $3,127,164.94 $428,604.80

130 15% 12.8 $3,429,155.74 $465,097.56


Bagi Hasil Harga

Minyak ($/bbl)

IRR Share KUD/

BUMD

NPV


100 15% 20.50% $2,571,726.12 $730,032.87

110 15% 18.34% $2,873,715.65 $766,520.55

120 15% 16.60% $3,175,729.93 $803,107.24

130 15% 15.50% $3,477,716.92 $839,584.76

Gambar 30. Grafik Perbandingan NPV Antara

Model Cost & Fee dan Bagi Hasil

Tabel 36. Total NPV Untuk Kontrak Cost & Fee dan Bagi Hasil Untuk Laju Produksi Awal 30 bbl/day


IRR Total NPV Cost & Fee

Total NPV Bagi Hasil Selisih

100 15% $2,961,731.11 $3,384,835.55 $423,104.44

110 15% $3,300,214.66 $3,723,319.10 $423,104.44

120 15% $3,638,698.22 $4,061,802.66 $423,104.44

130 15% $3,977,181.77 $4,400,286.21 $423,104.44

Dari Tabel 36 dapat dilihat bahwa semakin

tinggi laju produksi awal selisihnya semakin besar, diakibatkan laju produksi awal yang lebih besar


sehingga operation cost KUD/BUMD naik. Untuk hasil perhitungan selengkapnya dapat dilihat pada Lampiran C.

KESIMPULAN DAN SARAN Kesimpulan 1. Model kontrak pengelolaan sumur tua yang

digunakan adalah model kontrak Cost & Fee dan model kontrak Bagi Hasil.

2. Untuk model kontrak Cost & Fee, Kontraktor memberikan imbalan berupa fee yang menjadi operation cost Kontraktor yang akan menjadi cost recovery Kontraktor tetapi operation cost KUD/BUMD tidak dibebankan ke Kontraktor.

3. Fee minimum yang diberikan adalah sesuai dengan minimum IRR KUD/BUMD yaitu 15%, untuk laju produksi awal 30 bbl/day sebesar $13.74/bbl, untuk laju produksi awal 40 bbl/day sebesar $12.8/bbl, untuk laju produksi awal 50 bbl/day sebesar $12.24/bbl. Seiring dengan naiknya laju produksi, fee minimum menjadi lebih rendah, fee minimum ini tidak bergantung kepada harga minyak.

4. Fee maksimum yang diberikan adalah apabila NPV Kontraktor sama dengan NPV KUD/BUMD. Fee maksimum ini dipengaruhi oleh harga minyak, tetapi tidak bergantung dengan laju produksi awalnya. Untuk harga minyak $100/bbl fee maksimum $20.38/bbl, untuk harga minyak $110/bbl fee maksimum $21.39/bbl, untuk harga minyak $120/bbl fee maksimum $22.41/bbl, untuk harga minyak $130/bbl fee maksimum $23.42/bbl. Semakin tinggi harga minyak, semakin tinggi juga fee maksimum.

5. Untuk model kontrak Bagi Hasil, operation cost KUD/BUMD dibebankan ke Kontraktor yang nantinya menjadi cost recovery. Untuk pembagian hasilnya, contractor share setelah di-split dengan pemerintah kemudian di-split lagi untuk KUD/BUMD.

6. Share minimum KUD/BUMD agar memenuhi minimum IRR bergantung pada laju produksi awal minyak dan harga minyak tersebut. Semakin tinggi harga minyak semakin rendah share minimum, dan semakin tinggi produksi juga semakin rendah share minimum. Untuk hasilnya dapat dilihat pada Tabel 16, 21, dan 23.

7. Seperti halnya fee maksimum, share maksimum juga dibatasi oleh NPV Kontraktor yaitu apabila NPV KUD/BUMD sama dengan NPV Kontraktor. Share maksimum ini hanya

dipengaruhi oleh harga minyak saja, tidak dipengaruhi oleh laju produksi awalnya. Untuk harga minyak $100/bbl share maksimum KUD/BUMD adalah 82%, untuk harga minyak $110/bbl share maksimum KUD/BUMD adalah 76.75%, untuk harga minyak $120/bbl share maksimum adalah 73.48%, untuk harga minyak $130/bbl share maksimum adalah 68.95%.

8. Total NPV model kontrak Cost & Fee lebih rendah dari total NPV model bagi hasil dikarenakan operation cost KUD/BUMD tidak menjadi bagian dari operation cost Kontraktor. Semakin besar laju produksi semakin besar pula operation cost KUD/BUMD dan selisih total NPV antara Cost & Fee dengan Bagi Hasil pun semakin besar.

9. Kontrak yang lebih baik adalah Kontrak Bagi Hasil karena total NPV yang lebih besar dari Cost & Fee, tetapi dalam pelaksanaannya lebih sulit karena mesti dilakukan pengawasan pembagian hasil antara Kontraktor dengan KUD/BUMD.

Saran 1. Perlu dikaji lebih lanjut apabila KUD/BUMD

tidak memiliki modal cukup dan Kontraktor dapat memberikan pinjaman modal ke KUD/BUMD dan pembayaran cicilannya langsung dibebankan ke penghasilan KUD/BUMD.

2. Perlu dikaji lebih lanjut apabila fee dan operation cost KUD/BUMD menjadi bagian dari operation cost Kontraktor pada model kontrak Cost & Fee.

3. Perlu dikaji lebih lanjut manfaat dari sumur tua ini untuk Pemerintah Kota/Kabupaten dan Pemerintah Propinsi.

DAFTAR NOTASI Q = laju produksi, bbl/day P = harga minyak, $/bbl NPV = net present value, $ ES = equity to be split, $ IRR = internal rate of return, % POT = pay out time, bulan DAFTAR PUSTAKA 1. Partowidagdo, Widjajono. “Manajemen dan

Ekonomi Minyak dan Gas Bumi”, Penerbit Program Studi Pembangunan Pasca Sarjana ITB, 2002.


2. Arsegianto. “Ekonomi Minyak dan Gas Bumi”, Diktat Kuliah Teknik Perminyakan ITB, 2000.

3. Simamora, Rudi. “Hukum Perminyakan”, Penerbit Djambatan, 2000.

4. Johnston, Daniel. “Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing Contracts”, PernWwll Publishing Company, 1994.

5. Seba, Richard. “Economic of Worldwide Petroleum Production”, OGCI and Petro Skills Publication, 2003.

6. Undang-Undang Republik Indonesia No.22 Tahun 2001.

7. Peraturan Menteri ESDM No. 01 Tahun 2008. 8. Peraturan Menteri ESDM No. 03 Tahun 2008. 9. www.esdm.go.id


LAMPIRAN A-1 Perhitungan Cashflow Kontrak Cost & Fee

A. Harga Minyak 100 $/bbl NPV Pemerintah $1,853,990.78 B. Operating Cost KUD/BUMD 10 $/bbl NPV Kontraktor $ 256,242.63 C. Operating Cost Contractor 2 $/bbl NPV KUD/BUMD $ 111,064.92 D. Fee KUD/BUMD 15 $/bbl IRR KUD/BUMD 44% E. FTP 20% POT KUD/BUMD 16.3 bulan F. DMO 25% G. Discount Rate 10% H. Contractor Share 15% I. Government Share 85% J. Contractor Tax 44% K. KUD/BUMD Tax 30%

Tahun (0)

Produksi (bbl/day)

(1)

Gross Revenue

(2) Capital Non

Capital

Fee KUD/BUMD

(3)

Operating Cost Contractor

(4)

FTP (5)

Cost Recovery

(6)

Recovery (7)

Equity to Be Split

(8)

Contractor Share

(9)

Government Share (10)

DDMO (11)

Contractor Taxable Income

(12)

Contractor Tax (13)

Expenditure

0 20,000 30,000 1 30.00 1,095,000 164,250 21,900 219,000 186,150 186,150 689,850 184,781 505,069 65,993 118,788 52,267 2 25.50 930,750 139,613 18,615 186,150 158,228 158,228 586,373 157,064 429,308 56,094 100,970 44,427 3 21.68 791,138 118,671 15,823 158,228 134,493 134,493 498,417 133,504 364,912 47,680 85,824 37,763 4 18.42 672,467 100,870 13,449 134,493 114,319 114,319 423,654 113,479 310,175 40,528 72,951 32,098 5 15.66 571,597 85,740 11,432 114,319 97,171 97,171 360,106 96,457 263,649 34,449 62,008 27,284

KUD/BUMD

Gross Revenue

(14)

Operating Cost

KUD/BUMD (15)

KUD/BUMD Taxable Income

(16)

KUD/BUMD Tax (17)

Government Cashflow

(18)

Contractor Cashflow

(19)

KUD/BUMD Cashflow

(20)

Government Cummulative

Cashflow

Contractor Cummulative

Cashflow

KUD/BUMD Cummulative

Cashflow (20)

POT (21)

-50,000 164,250 109,500 54,750 16,425 639,754 88,421 38,325 639,754 88,421 -11,675 0 139,613 93,075 46,538 13,961 543,791 75,158 32,576 1,183,544 163,579 20,901 1.35839 118,671 79,114 39,557 11,867 462,222 63,884 27,690 1,645,767 227,464 48,591 0 100,870 67,247 33,623 10,087 392,889 54,302 23,536 2,038,655 281,765 72,127 0 85,740 57,160 28,580 8,574 333,955 46,156 20,006 2,372,611 327,922 92,133 0

(2) = (1)*A*365 (8) = (2)-(5)-(7) (14) = (3) (21) = IF(20a)*(20b)<0 then (0b)-((20a)/(20b)-(20a)) else 0(3) = (1)*D*365 (9) = (8)*(H/(1-J)) (15) = (1)*B (4) = (1)*C*365 (10) = (8)-(9) (16) = (14)-(15) (5) = (2)*E (11) = (F)*(H/(1-J))*0.9*(2) (17) = (16)*K (6) = (3)+(4) (12) = (9)-(11) (18) = (10)+(11)+(13)+(17) (7) = IF(6)>(2) then (2)-(5) else (6) (13) = (12)*J (19) = (12)-(13)+(7)


LAMPIRAN A-2 Perhitungan Cashflow Kontrak Bagi Hasil

A. Harga Minyak 100 $/bbl NPV Pemerintah $1,921,026.39 B. Operating Cost KUD/BUMD 10 $/bbl NPV Kontraktor $ 516,451.86 C. Operating Cost Contractor 2 $/bbl NPV KUD/BUMD $ 101,148.41 D. FTP 20% IRR KUD/BUMD 34% E. DMO 25% POT KUD/BUMD 18.1 bulan F. Discount Rate 10% G. Contractor Share 15% K. Contractor Share 75% H. Government Share 85% L. KUD/BUMD Share 25% I. Contractor Tax 44% J. KUD/BUMD Tax 30%

Tahun (0)

Produksi (1)

Gross Revenue

(2) Capital Non

Capital

Operating Cost

Contractor (3)

FTP (4)

Cost Recovery

(5)

Recovery (6)

Equity to Be Split

(7)

Contractor Share

(8)

Government Share

(9)

Contractor Revenue

(10)

DDMO (11)

Contractor Taxable Income

(12)

Contractor Tax (13)

Expenditure

0 20,000 30,000 1 30.00 1,095,000 131,400 219,000 131,400 131,400 744,600 199,446 545,154 149,585 65,993 83,592 36,780 2 25.50 930,750 111,690 186,150 111,690 111,690 632,910 169,529 463,381 127,147 56,094 71,053 31,263 3 21.68 791,138 94,937 158,228 94,937 94,937 537,974 144,100 393,873 108,075 47,680 60,395 26,574 4 18.42 672,467 80,696 134,493 80,696 80,696 457,277 122,485 334,792 91,864 40,528 51,336 22,588 5 15.66 571,597 68,592 114,319 68,592 68,592 388,686 104,112 284,574 78,084 34,449 43,635 19,200

KUD/BUMD

Gross Revenue

(14)

KUD/BUMD Tax (15)

Government Cashflow

(16)

Contractor Cashflow

(17)

KUD/BUMD Cashflow

(18)

Government Cummulative

Cashflow

Contractor Cummulative

Cashflow

KUD/BUMD Cummulative

Cashflow (19)

POT (20)

-50,000 49,862 14,958 662,886 178,211 34,903 662,886 178,211 -15,097 0 42,382 12,715 563,453 151,480 29,668 1,226,338 329,691 14,571 1.508866 36,025 10,808 478,935 128,758 25,218 1,705,273 458,448 39,788 0 30,621 9,186 407,095 109,444 21,435 2,112,368 567,892 61,223 0 26,028 7,808 346,030 93,027 18,220 2,458,398 660,920 79,443 0

(2) = (1)*A*365 (8) = (7)*(G/(1 - I)) (14) = (8) - (10) (3) = (1)*(B + C)*365 (9) = (7) - (8) (15) = (14)*J (4) = (1)*D*365 (10) = (8)*K (16) = (9) + (11) + (13) + (15) (5) = (3) (11) = (E)*(G/(1-I))*0.9*(2) (17) = (12) - (13) + (6)(6) = IF(5)>(2) then (2) - (4) else (5) (12) = (10) - (11) (18) = (14) -(15) (7) = (2) - (4) - (6) (13) = (12)*I (21) = IF(19a)*(19b)<0 then (0b)-((19a)/(19b)-(19a)) else 0


LAMPIRAN B-1 Hasil Perhitungan Kontrak Cost & Fee

Harga Minyak 100 $/bbl Produksi Awal 30 bbl/day

Fee NPV IRR POT Pemerintah Kontraktor KUD/BUMD KUD/BUMD KUD/BUMD

13.74 $1,875,981.64 $262,240.13 $83,076.56 15% 22.5 15 $1,853,990.78 $256,242.63 $111,064.92 44% 16.3 16 $1,836,537.73 $251,482.70 $133,277.90 64% 13.2 17 $1,819,084.67 $246,722.78 $155,490.88 82% 11.2 18 $1,801,631.61 $241,962.85 $177,703.87 99% 9.8 19 $1,784,178.55 $237,202.93 $199,916.85 116% 8.7

20.38 $1,760,093.33 $230,634.23 $230,570.77 139% 7.5 21 $1,749,272.43 $227,683.08 $244,342.82 149% 7.1

Harga Minyak 110 $/bblProduksi Awal 30 bbl/day


21.39 $1,968,958.84 $253,196.28 $253,005.88 156% 6.9 22 $1,958,312.47 $250,292.72 $266,555.80 165% 6.5



22.41 $2,177,649.82 $275,710.72 $275,663.12 172% 6.3 23 $2,167,352.51 $272,902.37 $288,768.78 181% 6.0



23.42 $2,386,515.33 $298,272.77 $298,098.24 188% 5.8 24 $2,376,392.55 $295,512.01 $310,981.77 197% 5.6




12.8 $2,523,183.35 $355,619.28 $82,928.47 15% 22.5 14 $2,495,258.46 $348,003.40 $118,469.24 51% 15.1 15 $2,471,987.71 $341,656.84 $148,086.56 76% 11.7 16 $2,448,716.97 $335,310.27 $177,703.87 99% 9.8 17 $2,425,446.22 $328,963.70 $207,321.18 122% 8.4 18 $2,402,175.48 $322,617.14 $236,938.49 144% 7.3 19 $2,378,904.73 $316,270.57 $266,555.80 165% 6.5

20.38 $2,346,791.11 $307,512.31 $307,427.69 195% 5.7 21 $2,332,363.25 $303,577.44 $325,790.42 208% 5.3



21.39 $2,625,278.45 $337,595.04 $337,341.17 216% 5.2 22 $2,611,083.30 $333,723.63 $355,407.73 228% 4.9



22.41 $2,903,533.09 $367,614.30 $367,550.83 237% 4.7 23 $2,889,803.35 $363,869.82 $385,025.04 249% 4.5



23.42 $3,182,020.43 $397,697.02 $397,464.31 258% 4.4 24 $3,168,523.40 $394,016.01 $414,642.35 270% 4.2




12.24 $3,170,268.71 $448,966.70 $82,928.47 15% 22.5 13 $3,148,161.50 $442,937.46 $111,064.92 44% 16.3 14 $3,119,073.07 $435,004.26 $148,086.56 76% 11.7 15 $3,089,984.64 $427,071.05 $185,108.19 105% 9.4 16 $3,060,896.21 $419,137.84 $222,129.83 133% 7.8 17 $3,031,807.78 $411,204.63 $259,151.47 160% 6.7 18 $3,002,719.35 $403,271.42 $296,173.11 187% 5.9 19 $2,973,630.92 $395,338.21 $333,194.75 213% 5.2

20.38 $2,933,488.88 $384,390.39 $384,284.61 249% 4.5 21 $2,915,454.06 $379,471.80 $407,238.03 265% 4.3



21.39 $3,281,598.06 $421,993.79 $421,676.47 275% 4.1 22 $3,263,854.12 $417,154.54 $444,259.67 291% 3.9



22.41 $3,629,416.36 $459,517.87 $459,438.54 301% 3.8 23 $3,612,254.19 $454,837.28 $481,281.30 316% 3.6



23.42 $3,977,525.54 $497,121.28 $496,830.39 327% 3.5 24 $3,960,654.25 $492,520.02 $518,302.94 342% 3.4


LAMPIRAN B-2 Hasil Perhitungan Kontrak Bagi Hasil


Share NPV IRR POT KUD/BUMD Pemerintah Kontraktor KUD/BUMD KUD/BUMD KUD/BUMD

20.50% $1,924,667.74 $531,017.23 $82,941.69 15% 22.5 25.00% $1,921,026.39 $516,451.86 $101,148.41 34% 18.1 30.00% $1,916,980.46 $500,268.12 $121,378.09 53% 14.7 35.00% $1,912,934.52 $484,084.37 $141,607.77 71% 12.3 40.00% $1,908,888.59 $467,900.63 $161,837.45 87% 10.7 45.00% $1,904,842.65 $451,716.88 $182,067.13 103% 9.6 50.00% $1,900,796.71 $435,533.14 $202,296.81 118% 8.6 55.00% $1,896,750.78 $419,349.39 $222,526.49 133% 7.8 60.00% $1,892,704.84 $403,165.65 $242,756.17 148% 7.2 82.00% $1,874,902.72 $331,957.17 $331,766.77 212% 5.2 90.00% $1,868,429.22 $306,063.18 $364,134.26 235% 4.8



18.34% $2,151,162.74 $558,394.42 $82,932.17 15% 22.5 20.00% $2,149,661.46 $552,389.30 $90,438.57 24% 20.5 25.00% $2,145,139.53 $534,301.58 $113,048.22 46% 16.0 30.00% $2,140,617.60 $516,213.87 $135,657.86 66% 13.0 35.00% $2,136,095.67 $498,126.15 $158,267.51 84% 11.0 40.00% $2,131,573.74 $480,038.44 $180,877.15 102% 9.6 45.00% $2,127,051.81 $461,950.72 $203,486.79 119% 8.5 50.00% $2,122,529.89 $443,863.01 $226,096.44 136% 7.7 55.00% $2,118,007.96 $425,775.29 $248,706.08 152% 7.0 60.00% $2,113,486.03 $407,687.58 $271,315.72 169% 6.4 65.00% $2,108,964.10 $389,599.86 $293,925.37 185% 5.9 76.75% $2,098,337.57 $347,093.73 $347,058.03 223% 5.0 80.00% $2,095,398.31 $335,336.72 $361,754.30 233% 4.8




16.60% $2,377,649.17 $585,737.33 $82,965.49 15% 22.5 20.00% $2,374,250.59 $572,142.98 $99,958.42 33% 18.3 25.00% $2,369,252.66 $552,151.30 $124,948.03 56% 14.3 30.00% $2,364,254.74 $532,159.61 $149,937.64 77% 11.6 35.00% $2,359,256.82 $512,167.93 $174,927.24 97% 9.9 40.00% $2,354,258.90 $492,176.24 $199,916.85 116% 8.7 45.00% $2,349,260.98 $472,184.56 $224,906.46 135% 7.7 50.00% $2,344,263.06 $452,192.87 $249,896.06 153% 7.0 55.00% $2,339,265.14 $432,201.19 $274,885.67 171% 6.3 60.00% $2,334,267.22 $412,209.50 $299,875.27 189% 5.8 72.48% $2,321,792.40 $362,310.26 $362,249.33 233% 4.8 80.00% $2,314,275.53 $332,242.76 $399,833.70 260% 4.3



15.50% $2,604,149.41 $613,135.46 $82,929.79 15% 22.5 20.00% $2,598,839.71 $591,896.67 $109,478.27 42% 16.6 25.00% $2,593,365.80 $570,001.02 $136,847.84 67% 12.8 30.00% $2,587,891.89 $548,105.36 $164,217.41 89% 10.6 35.00% $2,582,417.97 $526,209.71 $191,586.98 110% 9.1 40.00% $2,576,944.06 $504,314.05 $218,956.55 131% 7.9 45.00% $2,571,470.14 $482,418.40 $246,326.12 151% 7.1 50.00% $2,565,996.23 $460,522.74 $273,695.69 170% 6.4 55.00% $2,560,522.32 $438,627.09 $301,065.26 190% 5.8 60.00% $2,555,048.40 $416,731.43 $328,434.82 209% 5.3 68.95% $2,545,250.10 $377,538.21 $377,426.35 244% 4.6 75.00% $2,538,626.66 $351,044.47 $410,543.53 267% 4.2




15.40% $2,571,726.12 $730,032.87 $83,076.56 15% 22.5 20.00% $2,566,763.11 $710,180.81 $107,891.63 41% 16.8 25.00% $2,561,368.53 $688,602.48 $134,864.54 65% 13.1 30.00% $2,555,973.94 $667,024.16 $161,837.45 87% 10.7 35.00% $2,550,579.36 $645,445.83 $188,810.36 108% 9.2 40.00% $2,545,184.78 $623,867.50 $215,783.27 128% 8.1 45.00% $2,539,790.20 $602,289.18 $242,756.17 148% 7.2 50.00% $2,534,395.62 $580,710.85 $269,729.08 168% 6.4 55.00% $2,529,001.04 $559,132.52 $296,701.99 187% 5.9 60.00% $2,523,606.45 $537,554.20 $323,674.90 206% 5.4 82.00% $2,499,870.29 $442,609.56 $442,355.70 289% 3.9 85.00% $2,496,633.55 $429,662.56 $458,539.44 300% 3.8



13.78% $2,873,715.65 $766,520.55 $83,082.90 15% 22.5 15% $2,872,244.52 $760,636.01 $90,438.57 24% 20.5 20% $2,866,215.28 $736,519.06 $120,584.77 53% 14.8 25% $2,860,186.04 $712,402.11 $150,730.96 78% 11.5 30% $2,854,156.80 $688,285.15 $180,877.15 102% 9.6 35% $2,848,127.56 $664,168.20 $211,023.34 125% 8.2 40% $2,842,098.32 $640,051.25 $241,169.53 147% 7.2 45% $2,836,069.09 $615,934.29 $271,315.72 169% 6.4 50% $2,830,039.85 $591,817.34 $301,461.92 190% 5.8 55% $2,824,010.61 $567,700.39 $331,608.11 212% 5.2 60% $2,817,981.37 $543,583.43 $361,754.30 233% 4.8

76.75% $2,797,783.42 $462,791.64 $462,744.04 303% 3.8 80% $2,793,864.42 $447,115.62 $482,339.07 317% 3.6




12.45% $3,175,729.93 $803,107.24 $82,965.49 15% 22.5 15% $3,172,331.34 $789,512.89 $99,958.42 33% 18.3 20% $3,165,667.45 $762,857.31 $133,277.90 64% 13.2 25% $3,159,003.55 $736,201.73 $166,597.37 91% 10.4 30% $3,152,339.66 $709,546.15 $199,916.85 116% 8.7 35% $3,145,675.76 $682,890.57 $233,236.32 141% 7.5 40% $3,139,011.87 $656,234.99 $266,555.80 165% 6.5 45% $3,132,347.97 $629,579.41 $299,875.27 189% 5.8 50% $3,125,684.08 $602,923.83 $333,194.75 213% 5.2 55% $3,119,020.18 $576,268.25 $366,514.22 236% 4.7 60% $3,112,356.29 $549,612.67 $399,833.70 260% 4.3

72.48% $3,095,723.21 $483,080.34 $482,999.11 318% 3.6 75% $3,092,364.60 $469,645.93 $499,792.12 329% 3.5



11.37% $3,477,716.92 $839,584.76 $82,984.53 15% 22.5 15% $3,472,418.17 $818,389.77 $109,478.27 42% 16.6 20% $3,465,119.62 $789,195.56 $145,971.03 74% 11.9 25% $3,457,821.07 $760,001.36 $182,463.79 103% 9.5 30% $3,450,522.51 $730,807.15 $218,956.55 131% 7.9 35% $3,443,223.96 $701,612.94 $255,449.31 157% 6.8 40% $3,435,925.41 $672,418.74 $291,942.07 184% 6.0 45% $3,428,626.86 $643,224.53 $328,434.82 209% 5.3 50% $3,421,328.31 $614,030.32 $364,927.58 235% 4.8 55% $3,414,029.76 $584,836.12 $401,420.34 261% 4.3 60% $3,406,731.20 $555,641.91 $437,913.10 286% 4.0

68.95% $3,393,666.80 $503,384.28 $503,235.14 332% 3.5 75% $3,384,835.55 $468,059.29 $547,391.37 362% 3.2




12.30% $3,218,838.45 $929,264.29 $82,941.69 15% 22.5 15% $3,215,197.11 $914,698.92 $101,148.41 34% 18.1 20% $3,208,453.88 $887,726.01 $134,864.54 65% 13.1 25% $3,201,710.66 $860,753.10 $168,580.68 92% 10.3 30% $3,194,967.43 $833,780.19 $202,296.81 118% 8.6 35% $3,188,224.20 $806,807.29 $236,012.95 143% 7.4 40% $3,181,480.98 $779,834.38 $269,729.08 168% 6.445% $3,174,737.75 $752,861.47 $303,445.22 192% 5.7 50% $3,167,994.52 $725,888.56 $337,161.35 216% 5.2 55% $3,161,251.29 $698,915.65 $370,877.49 239% 4.760% $3,154,508.07 $671,942.74 $404,593.62 263% 4.3 82% $3,124,837.87 $553,261.95 $552,944.62 366% 3.1 85% $3,120,791.93 $537,078.20 $573,174.30 380% 3.0



11.03% $3,596,289.66 $974,731.09 $83,128.12 15% 22.5 15% $3,590,305.64 $950,795.02 $113,048.22 46% 16.0 20% $3,582,769.10 $920,648.83 $150,730.96 78% 11.5 25% $3,575,232.55 $890,502.63 $188,413.70 108% 9.2 30% $3,567,696.00 $860,356.44 $226,096.44 136% 7.7 35% $3,560,159.45 $830,210.25 $263,779.18 163% 6.6 40% $3,552,622.90 $800,064.06 $301,461.92 190% 5.8 45% $3,545,086.36 $769,917.87 $339,144.66 217% 5.1 50% $3,537,549.81 $739,771.68 $376,827.40 243% 4.6 55% $3,530,013.26 $709,625.48 $414,510.13 270% 4.2 60% $3,522,476.71 $679,479.29 $452,192.87 296% 3.8

76.75% $3,497,229.28 $578,489.55 $578,430.05 384% 3.0 80% $3,492,330.52 $558,894.53 $602,923.83 401% 2.9




9.96% $3,973,810.69 $1,020,477.15 $82,965.49 15% 22.5 10% $3,973,744.05 $1,020,210.59 $83,298.69 16% 22.4 15% $3,965,414.18 $986,891.11 $124,948.03 56% 14.3 20% $3,957,084.31 $953,571.64 $166,597.37 91% 10.4 25% $3,948,754.44 $920,252.16 $208,246.72 123% 8.3 30% $3,940,424.57 $886,932.69 $249,896.06 153% 7.0 35% $3,932,094.70 $853,613.22 $291,545.41 183% 6.0 40% $3,923,764.83 $820,293.74 $333,194.75 213% 5.2 45% $3,915,434.97 $786,974.27 $374,844.09 242% 4.6 50% $3,907,105.10 $753,654.79 $416,493.44 271% 4.2 55% $3,898,775.23 $720,335.32 $458,142.78 300% 3.8 60% $3,890,445.36 $687,015.84 $499,792.12 329% 3.5

72.48% $3,869,654.01 $603,850.43 $603,748.89 401% 2.9 75% $3,865,455.75 $587,057.42 $624,740.16 416% 2.8



9.10% $4,351,288.07 $1,066,048.67 $83,021.03 15% 22.5 10% $4,349,645.90 $1,059,479.97 $91,231.90 24% 20.3 15% $4,340,522.71 $1,022,987.21 $136,847.84 67% 12.8 20% $4,331,399.52 $986,494.45 $182,463.79 103% 9.5 25% $4,322,276.33 $950,001.70 $228,079.74 137% 7.6 30% $4,313,153.14 $913,508.94 $273,695.69 170% 6.4 35% $4,304,029.95 $877,016.18 $319,311.63 203% 5.4 40% $4,294,906.76 $840,523.42 $364,927.58 235% 4.8 45% $4,285,783.57 $804,030.66 $410,543.53 267% 4.2 50% $4,276,660.38 $767,537.90 $456,159.48 299% 3.8 55% $4,267,537.19 $731,045.15 $501,775.43 331% 3.5 60% $4,258,414.00 $694,552.39 $547,391.37 362% 3.2

68.95% $4,242,083.50 $629,230.35 $629,043.92 419% 2.8 75% $4,231,044.44 $585,074.11 $684,239.22 457% 2.5


LAMPIRAN C DATA HASIL PERHITUNGAN PERBANDINGAN KONTRAK COST & FEE DENGAN KONTRAK BAGI HASIL



IRR Fee ($/bbl)

NPV Share KUD/BUMD

NPV Total NPV Cost & Fee

Total NPV Bagi Hasil Selisih NPV OC

KUD/BUMD Pemerintah Kontraktor KUD/BUMD Pemerintah Kontraktor KUD/BUMD

100 15% 13.74 $1,875,981.64 $262,240.13 $83,076.56 20.50% $1,924,667.74 $531,017.23 $82,941.69 $2,221,298.33 $2,538,626.66 $317,328.33 $317,328.33 110 15% 13.74 $2,102,474.73 $289,609.70 $83,076.56 18.34% $2,151,162.74 $558,394.42 $82,932.17 $2,475,161.00 $2,792,489.33 $317,328.33 $317,328.33 120 15% 13.74 $2,328,967.83 $316,979.27 $83,076.56 16.60% $2,377,649.17 $585,737.33 $82,965.49 $2,729,023.66 $3,046,351.99 $317,328.33 $317,328.33 130 15% 13.74 $2,555,460.93 $344,348.84 $83,076.56 15.50% $2,604,149.41 $613,135.46 $82,929.79 $2,982,886.33 $3,300,214.66 $317,328.33 $317,328.33



IRR Fee ($/bbl)

NPV Share KUD/BUMD




100 15% 12.8 $2,523,183.35 $355,619.28 $82,928.47 15.40% $2,571,726.12 $730,032.87 $83,076.56 $2,961,731.11 $3,384,835.55 $423,104.44 $423,104.44 110 15% 12.8 $2,825,174.15 $392,112.04 $82,928.47 13.78% $2,873,715.65 $766,520.55 $83,082.90 $3,300,214.66 $3,723,319.10 $423,104.44 $423,104.44 120 15% 12.8 $3,127,164.94 $428,604.80 $82,928.47 12.45% $3,175,729.93 $803,107.24 $82,965.49 $3,638,698.22 $4,061,802.66 $423,104.44 $423,104.44 130 15% 12.8 $3,429,155.74 $465,097.56 $82,928.47 11.37% $3,477,716.92 $839,584.76 $82,984.53 $3,977,181.77 $4,400,286.21 $423,104.44 $423,104.44



IRR Fee ($/bbl)

NPV Share KUD/BUMD




100 15% 12.24 $3,170,268.71 $448,966.70 $82,928.47 12.30% $3,218,838.45 $929,264.29 $82,941.69 $3,702,163.88 $4,231,044.44 $528,880.55 $528,880.55 110 15% 12.24 $3,547,757.20 $494,582.65 $82,928.47 11.03% $3,596,289.66 $974,731.09 $83,128.12 $4,125,268.33 $4,654,148.88 $528,880.55 $528,880.55 120 15% 12.24 $3,925,245.70 $540,198.60 $82,928.47 9.96% $3,973,810.69 $1,020,477.15 $82,965.49 $4,548,372.77 $5,077,253.32 $528,880.55 $528,880.55 130 15% 12.24 $4,302,734.20 $585,814.55 $82,928.47 9.10% $4,351,288.07 $1,066,048.67 $83,021.03 $4,971,477.21 $5,500,357.77 $528,880.55 $528,880.55

pengembangan kontrak kerja sama · pdf filekemampuan keuangan. ... mengatasi keterbatasan...

Documents