Bab III Kajian Kontrak Pengusahaan dan Harga Gas Metana-B

(1)

Bab III

Kajian Kontrak Pengusahaan dan Harga Gas Metana-B

Bab ini membahas pemodelan yang dilakukan untuk pengembangan kontrak dan harga Gas Metana-B di Indonesia dengan melakukan review terhadap model kontrak pengembangan Gas Metana-B yang diterapkan di negara lain antara lain meliputi aspek biaya dan produksi.

Kajian model kontrak Gas Metana-B dilakukan berdasarkan data dan informasi tersebut di atas. Beberapa masukan (input) penting dalam membangun model tersebut adalah :

1. Model kontrak Migas

2. Model kontrak Gas Metana-B negara lain 3. Usulan kontrak calon investor

Informasi di atas dikaji melalui studi kelayakan yang mencakup aspek sebagai berikut :

1. Hukum, yakni sesuai dengan peraturan perundangan

2. Ekonomi, yakni memberikan keuntungan sebesar-besarnya bagi negara,

pay out time lebih lama daripada gas konvensional, investasi awal lebih

besar daripada gas konvensional. Keekonomian proyek juga harus dapat menarik bagi calon investor

3. Teknik, yakni resiko rendah, produksi awal rendah, membutuhkan

dewatering, dan memerlukan jumlah sumur yang banyak.

III.1 Kajian Model Kontrak Gas Metana-B

Kajian Model Kontrak Gas Metana-B terdiri dari Input, Proses/Kajian dan Output. Deskripsi/diagram kajian model kontrak Gas Metana-B diberikan pada Gambar III.1.

(2)

Input model kontrak Gas Metana-B negara lain, model kontrak migas, model kontrak usulan para calon investor disajikan pada Tabel III.2, Tabel III.3, dan Tabel III.4.

PROSES

(KAJIAN) 1. HUKUM

- SESUAI PERATURAN PERUNDANG-UNDANGAN

2. EKONOMI

- MEMBERIKAN KEUNTUNGAN SEBESAR-BESARNYA BAGI NEGARA

- PAY OUT TIME LEBIH LAMA DARI GAS KONVENSIONAL

- INVESTASI AWAL LEBIH BESAR DARI GAS KONVENSIONAL

3. TEKNIK

- RESIKO RENDAH - PRODUKSI AWAL RENDAH - PERLU DEWATERING

- MEMERLUKAN JUMLAH SUMUR YANG BANYAK

INPUT 1. MODEL KONTRAK MIGAS

2. MODEL KONTRAK CBM NEGARA LAIN 3. USULAN CALON INVESTOR

4. HASIL STUDI OUTPUT MODEL KONTRAK USULAN

j

PROSES (KAJIAN) 1. HUKUM

2. EKONOMI

3. TEKNIK

4. HASIL STUDI OUTPUT MODEL KONTRAK USULAN

j

PROSES (KAJIAN) 1. HUKUM

2. EKONOMI

3. TEKNIK

4. HASIL STUDI OUTPUT MODEL KONTRAK USULAN PROSES (KAJIAN) 1. HUKUM

2. EKONOMI

3. TEKNIK

4. HASIL STUDI

OUTPUT MODEL KONTRAK

USULAN

j

(3)

Tabel III.1. Bentuk model kontrak dan term & condition 4) USULAN Alternatif I USULAN Alternatif II

PARAMETER

(KONTRAK KARYA) (KPS) KKS-MIGAS

R&D (pre-Contract) No recoverable No recoverable No recoverable

Commitment Standard Standard Standard

Minimum gas price ($/MMBTU)

Market price Market price Market price

Gov. tax Standard (44 %) Standard (44 %) Standard (44 %) Sharing/Model/Fiscal Kontrak Karya Production sharing Production sharing

FTP (ETS) N/A N/A 10 % undivided

Net Contractor Split Floating (77 % - 90%) Floating (30 % - 45 %) 30 % - 45 %

Invesment credit N/A 20% N/A

Other incentive Lapangan marginal Lapangan marginal Lapangan marginal

DMO fee 100% 100% 100%

(4)

Tabel III.2. Perbandingan bentuk kontrak dan term & condition beberapa negara 4) KETERANGAN

TIPE KONTRAK JANGKA WAKTU

TAHAPAN - Eksplorasi 6 + 4 - Eksplorasi Phase 1 = 1.5 thn - Phase I (Eksplorasi) 3 tahun

- Eksploitasi 30 - Eksplorasi Phase 2 = 1.5 thn - Phase IIA (Pilot Assesment) 3 tahun - Pengembangan - Phase IIB (Konfirmasi Pasar) 2 tahun - Produksi 20 tahun - Phase III (Development) 5 tahun - Phase IV (Produksi) 25 tahun

FIRM COMMITMENT AKTIVITAS DAN ANGGARAN 3 tahun AKTIVITAS DAN ANGGARAN ( Phase I + II ) 8 tahun

RELINQUISHMENT - Akhir tahun -3 25% - Akhir masa eksplorasi - - Akhir Phase II 20%

- Akhir tahun -6 25% - Akhir Phase III

-- Akhir tahun --10 30%

PARTICIPATING INTEREST BUMD / perusahaan nasional 10% - CUCBM < 51% Tidak ada - Kontraktor > 49%

SPLIT

- Split 70/30

- FTP 10%, Share

INDONESIA CHINA CBM INDIA CBM

PSC PSC TAX & ROYALTY

Biaya pengembangan dibagi berdasarkan Participating Interest

30 Tahun 30 Tahun 38 Tahun

- 100% biaya ditanggung oleh Kontraktor - Biaya eksplorasi ditanggung oleh Kontraktor - 100% biaya ditanggung oleh Kontraktor

R/C PSC MALAYSIA Royalty = 10%

Contractor's R/C Ratio Cost Unused Cost Profit split Cost ceiling Pet : Cont. Pet : Cont. 0 < R/C <= 1 70% N.A. 20:80 1 < R/C <= 1,4 60% 20:80 30:70 1,4 < R/C <= 2 50% 30:70 40:60 2 < R/C <= 2,5 30% 40:60 50:50 2,5 < R/C <= 3,0 30% 50:50 60:40 R/C > 3,0 30% 60:40 70:30 Profit

(5)

Tabel III.3. Model kontrak Gas Metana-B Usulan Calon Investor 4)

Parameters A B C D E F

Contract basis Royalty PSC (Modified) PSC (Modified) PSC (Modified) PSC (Modified) PSC (Modified)

Gas price ($/MMBTU) - 5 3

Market price plus CPI

escalation 2.5 3

Goverment Tax 44% 44% 44% - 30% 44%

Net Contractor Split N/A 40 % - 45 % 35 % - 45 % 45% 38 % - 48 % 45%

Invesment credit N/A >17% >17% 20% 17% - 20% 20%

Profit sharing PSC Profit sharing PSC Profit sharing

Sharing/Model/Fiscal

Royalty 10-20 % (Flat)

Revenue Production sharing PSC Profit sharing PSC

Holiday 1 - 10 years

5% 10%

5% Holiday for certain period

FTP N/A

Applied after exploration sunk cost recovered (max

(6)

III.2 Penentuan Parameter Keekonomian Gas Metana-B

Pengembangan lapangan direncanakan berdasarkan parameter-parameter biaya yang diperkirakan sebelumnya dan dievaluasi kembali pada proyek skala pilot (percobaan). Contoh kasus dalam kajian ini adalah pengembangan lapangan Gas Metana-B Lapangan X di daerah Sumatera Selatan. Dengan mempertimbangkan karakteristik reservoir batubara dan aspek-aspek umum pada gas konvensional (dengan menganggap hal yang sama pada operasi Gas Metana-B), selanjutnya anggapan pola pengembangan (pilot, produksi dan lain-lain) berikut diaplikasikan dalam penentuan parameter-parameter biaya pengembangannya. Parameter-parameter tersebut digunakan sebagai masukan dalam perhitungan keekonomian dengan model kontrak PSC konvensional, R/C PSC Malaysia, model kontrak usulan calon investor, dan model kontrak usulan. Untuk analisis sensitivitas pada model kontrak usulan juga menggunakan data produksi dan investasi dari negara lain (Kanada dan India).

III.2.1 Pengembangan Lapangan

Diperkirakan 367 sumur akan dibor dalam dua tahap pengembangan Lapangan X. Selama tahap pertama, sekitar 210 sumur akan dibor dan diselesaikan dengan spasi 80 acre. Sumur-sumur pilot akan digunakan pula sebagai bagian pola pengembangan. Skala pilot untuk pemboran horisontal dan penyelesaian sumur akan dilakukan. Target utama pada tahap pengembangan adalah untuk mencapai produksi gas yang optimum. Jumlah maksimum sumur yang dibor adalah 30 sampai 40 sumur pertahun.

Tahap kedua pengembangan meliputi perluasan daerah pengembangan dengan membor sumur pengembangan tambahan. Tujuan utama dari tahap ini adalah untuk mempertahankan tingkat produksi selama waktu kontrak. Jumlah sumur total yang dibor adalah 10 sampai 24 sumur per tahun. Pemboran horisontal dan teknik penyelesaian sumur khusus mungkin diaplikasikan untuk mendukung produksi gas dan operasi penjualan.

(7)

III.2.2 Perkiraan Produksi

Peramalan produksi gas dan air diperkirakan berdasarkan kajian simulasi reservoir dan diperlihatkan pada Gambar III.2 dan Gambar III.3.

0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 Waktu, Tahun Pr oduks i G a s Ta hunan , M M s cf 0 100,000 200,000 300,000 400,000 500,000 600,000 700,000 Pr oduks i G a s Kum u la ti f, M M s cf

Gambar III.2 Perkiraan produksi gas tahunan dan kumulatif Lapangan X 4)

0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 40,000 45,000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 Waktu, Tahun P ro duk s i A ir Ta hu na n, M B b ls

(8)

III.2.3 Fasilitas Produksi

Untuk mendukung operasi lapangan yang efisien, perencanaan fasilitas produksi sedikit berbeda dengan sumur konvensional sebagai berikut:

Fasilitas Sumur.

Sistem produksi sumur terdiri dari pompa tipe PCP screw yang digerakan oleh motor listrik yang dipasang di permukaan untuk memproduksikan air dari tubing dan gas dari annulus. Jenis pompa dipilih dengan alasan: (a) selang kapasitas yang besar, (b) jenis intermittent, (c) tahan terhadap gas konsentrasi tinggi dan serpihan batubara (d) lebih murah dibandingkan lainnya.

Jaringan Pipa

Fasilitas kompresor gas dibutuhkan dekat lubang sumur dan diletakan pada stasiun pengumpul. Supaya praktis, sistem kompresi berkapasitas (2-3 MMSCFD) dengan masukan 10 to 20 psig dan keluaran 150 psig akan dipasang guna menjamin produksi gas dari 10 to 20 sumur ke stasiun pusat dan penjualan gas. Dalam jaringan kerja produksi, sumur dihubungkan untuk mendapat gas untuk mendukung bahan bakar dan mengirim air dan gas ke stasiun pemroses gas.

Jaringan kerja pipa dibangun untuk mengakomodasikan proses tersebut. Untuk jaringan pipa gas dan air bertekanan rendah, pipa polyethylene (PE) akan digunakan supaya biaya investasi dan operasinya lebih murah dibandingkan pipa konvensional.

Rencana Masa Datang

Kompresor utama untuk penjualan gas akan dipasang dekat lapangan migas. Lokasi yang dipilih untuk tujuan praktis adalah didekat sistem pipa gas yang ada.

Beberapa kluster dengan kapasitas pemroses gas sekitar 5 sampai 10 MMSCFD akan dipasang dalam daerah proyek. Setiap kluster direncanakan untuk mengakomodasikan 20 sumur.

(9)

III.2.4 Biaya Investasi dan Operasional Proyek

Investasi proyek terdiri dari biaya pemboran dan fasilitas terkait, pipa pengumpul, kompresor tekanan rendah, peralatan produksi dan sistem kompresi penjualan gas. Sistem akuntasi PSC digunakan untuk menentukan biaya proyek tangible dan

intangible. Jadwal depresiasi untuk biaya tangible mengikuti kontrak PSC.

Parameter-parameter biaya ditentukan berdasarkan contoh kasus pengembangan Lapangan X di daerah Sumatera Selatan.

Perhitungan keekonomian dilakukan dengan anggapan-anggapan biaya didasarkan pada pola pengembangan Gas Metana-B Lapangan X di daerah Sumatera Selatan. Parameter-parameter biaya tersebut adalah sebagai berikut:

a. Sumur dan perlengkapanya

• Analisis core dan coring adalah US$ 125.000 per sumur

• Biaya sumur dan perlengkapannya diperkirakan sebesar US$ 400.000 per sumur terdiri dari komponen-komponen berikut:

o Biaya jalan akses dan lokasi per sumur rata-rata US$ 50.000 o Flow line adalah US$ 25.000

o Biaya pemboran, penyelesaian sumur dan perekahan adalah US$ 225.000 per sumur

o Biaya pompa PCP dan instalasinya adalah US$ 100.000 per sumur. b. Pipelines dan peralatan produksi (termasuk penanganan air)

• Pengumpulan gas bertekanan rendah dan kompresor untuk setiap stasiun yang terdiri dari sistem modul @ 5-10 MMSCFD sebesar US$ 1.200.000 • Biaya pemisahan gas-air untuk mengolah sampai 100 MMCFD penjualan

gas adalah US$ 15 MM.

c. Pipelines dan Kompresor untuk penjualan gas

• Kompresi gas untuk penjualan gas dengan kapasitas rencana sebesar 100 MMCFD membutuhkan investasi US$ 45 juta

(10)

o Pipa sepanjang 25 Kilometer, dengan diameter 24 inci untuk mengalirkan gas ke pipa 60 to 80 MMSCFD ke pipa PGN and PLN membutuhkan US$ 9 juta

o Pipa untuk pasar-pasar lain (5-6 lokasi @ 5 MMSCFD) sekitar area proyek membutuhkan US$ 3 juta.

d. Biaya Operasi

Biaya operasi terdiri dari pemeliharaan sumur yang ada, biaya produksi, unit pemrosesan, penanganan air dan kompresi / transportasi gas. Komponen biaya operasi tersebut adalah sebagai berikut :

• Pemeliharaan sumur / biaya produksi. Biaya pemeliharaan sumur rata-rata adalah US$ 25.000 per sumur per tahun

• Biaya Penanganan Air. Secara alamiah, Gas Metana-B akan memproduksi air dengan jumlah yang sangat banyak. Untuk memproduksikan air keluar dari batubara dapat mengambil waktu berbulan-bulan atau bahkan tahunan. Biaya penanganan untuk pengurasan air adalah US$ 0,30 per barrel

• Biaya lainnya adalah untuk restorasi sebesar US $15.000 /sumur.

III.3 Keekonomian Model Kontrak PSC Konvensional

Evaluasi keekonomian pengembangan Gas Metana-B dilakukan dengan skenario produksi dan biaya sebagaimana dijelaskan pada Sub Bab III.2. Keekonomian dengan model kontrak ini akan menjelaskan apakah pengusahaan Gas Metana-B di Indonesia masih layak berdasarkan pertimbangan keekonomian. Analisis keekonomian dilakukan dengan menggunakan model Kontrak PSC Konvensional.

Tujuan

Evaluasi keekonomian dimaksudkan untuk mengetahui kelayakan dari pengembangan Gas Metana-B sesuai dengan Kontrak PSC Konvensional.

(11)

Indikator keekonomian

Beberapa indikator keekonomian yang digunakan untuk mengevaluasi keekonomian pengembangan Gas Metana-B adalah:

1. Rate of Return (ROR) 2. Pay Out Time (POT)

3. Profit to Investment Ratio (PIR) 4. Net Present Value (NPV )

Parameter dan anggapan yang digunakan

Hal-hal berikut ini dipertimbangkan hanya sebagai base case untuk melakukan analisis ekonomi. Faktor-faktor lain yang berpengaruh terhadap indikator keekonomian akan dilakukan analisis sensitivitas.

a. FTP = 10% (base case perhitungan)

b. Cost recovery = 100 % sesudah produksi komersil

c. Government Take: Net Contractor Share = 70:30 (setelah pajak)

d. Profil produksi gas & air mengikuti Gambar III.1 dan Gambar III.2. Harga gas adalah US$ 3,50 /MCF. Kumulatif gas yang diproduksikan adalah 582 BSCF.

Hasil Perhitungan Keekonomian :

Hasil evaluasi ekonomi dengan model Kontrak PSC Konvensional disarikan pada Tabel III.4, Tabel III.5 dan Gambar III.4 dibawah ini. Rincian evaluasi ekonomi ditunjukkan pada Lampiran A.

Tabel III.4. Indikator keekonomian Gas Metana-B model PSC Konvensional Gas Satuan 110307,47 M US$ 1008036.00 M US$ 203957,15 M US$ 22382,65 M US$ 97292,83 M US$ 14,2 Tahun 14,91 Prosen 1,11 Fraksi Indikator Keekonomian Total Minimum Investment

Total Expenditure Total Expenditure @ 10% Net Present Value @ 10%

Net Present Value Indonesia @ 10% Payout Time

Internal Rate of Return Profitability Index

(12)

Tabel III.5. Distribusi pendapatan model PSC Konvensional Kontraktor Indonesia Satuan

1008036 0,00 M US$ 30583,98 47332,35 M US$ 278684,82 431297,94 M US$ 0,00 242996,91 M US$ 1317304,8 721627,2 M US$ M US$ Distribusi Revenue

Total Net Recovery Total FTP Share

2038932 Total Net Share

Total Tax Total Take Total Revenue

Gambar III.4. Distribusi pendapatan model PSC Konvensional

Sensitivitas Keekonomian Proyek

Tujuan analisis sensitivitas adalah untuk melihat bagaimana pengaruh masing-masing parameter keekonomian terhadap indikator keekonomian. Hasil dari analisis tersebut disajikan pada Gambar III.5 sampai dengan Gambar III.12.

(13)

Capital Production Base Gas Price Operating Cost Contractor Share

Spider Diagram - IRR

Factor 0.75 0.85 1 1.1 1.25 In te rn a l R a te o f R e tu rn 0.07 0.09 0.1 0.12 0.14 0.15 0.16 0.18 0.2 0.21

Gambar III.5. IRR sebagai fungsi perubahan harga gas, produksi gas, investasi kapital, investasi non kapital dan Contractor Share

Gambar III.6 IRR sebagai fungsi perubahan harga gas, produksi gas, investasi kapital, investasi non kapital dan Contractor Share (Tornado Chart)

(14)

Capital Production Base Gas Price Operating Cost Contractor Share Spider Diagram - NPV Factor 0.75 0.85 1 1.1 1.25 Net P res en t V a lu e ( M US $ ) -7000 0 7000 14000 21000 28000 35000 42000 49000 56000

Gambar III.7. NPV sebagai fungsi perubahan harga gas, produksi gas, investasi kapital, investasi non kapital dan Contractor Share

(15)

Capital Production Base Gas Price Operating Cost Contractor Share

Spider Diagram - POT

Factor 0.75 0.85 1 1.1 1.25 P a y O u t T im e (Y e a r) 13.05 13.5 13.95 14.4 14.85 15.3 15.75 16.2 16.65 17.1

Gambar III.9. POT sebagai fungsi perubahan harga gas, produksi gas, investasi kapital, investasi non kapital dan Contractor Share

Gambar III.10. POT sebagai fungsi perubahan harga gas, produksi gas, investasi kapital, investasi non kapital dan Contractor Share (Tornado Chart)

(16)

Capital Production Base Gas Price Operating Cost Contractor Share Spider Diagram - PI Factor 0.75 0.85 1 1.1 1.25 P ro fit a b ili ty In d e x 0.95 0.98 1.02 1.05 1.08 1.12 1.16 1.19 1.23 1.26

Gambar III.11. Productivity Index sebagai fungsi perubahan harga gas, produksi gas, investasi kapital, investasi non kapital dan Contractor Share

Gambar III.12. Productivity Index sebagai fungsi perubahan harga gas, produksi gas, investasi kapital, investasi non kapital dan

(17)

Hasil dari analisis sensitivitas menunjukan bahwa keekonomian pengembangan Gas Metana-B dapat disarikan sebagai berikut:

• Sangat sensitif terhadap produksi dan harga gas,

• Sensitif terhadap operating cost serta relatif sensitif terhadap

Contractor Share dan investasi.

Analisis multi-sensitivitas dilakukan terhadap parameter-parameter yang sangat sensitif terhadap indikator keekonomian. Perbedannya dengan analisis sensitivitas pada spider diagram/tornado chart adalah analisis ini adalah untuk mengevaluasi pengaruh lebih dari satu parameter keekonomian terhadap indikator keekonomian. Pada analisis sensitivitas dengan spider diagram yang berubah hanya satu parameter dan parameter lainnya dianggap tidak berubah. Sebagai contoh adalah profil perubahan IRR dan NPV terhadap perubahan parameter produksi dan perubahan harga secara bersama-sama. Hasil analisis tersebut disajikan pada Gambar III.13 sampai dengan Gambar III.16.

2.5 US$/MCF 3 US$/MCF 3.5 US$/MCF 4 US$/MCF 4.5 US$/MCF

Multi Sensitivity Production - IRR

Factor 0.75 0.85 1 1.1 1.25 In te rn a l R a te o f R e tu rn 0 0.04 0.07 0.11 0.14 0.18 0.21 0.25 0.28 0.32

Gambar III.13. IRR sebagai fungsi perubahan produksi gas pada berbagai harga gas

(18)

Multi Sensitivity Production - NPV

Factor 0.75 0.85 1 1.1 1.25 Net P res en t V a lu e ( M US $ ) -45000 -30000 -15000 0 15000 30000 45000 60000 75000 90000

Gambar III.14. NPV sebagai fungsi perubahan produksi gas pada berbagai harga gas

Multi Sensitivity Operating Cost - IRR

Gambar III.15. IRR sebagai fungsi perubahan operating cost pada berbagai harga gas

(19)

Multi Sensitivity Operating Cost - NPV

Factor 0.75 0.85 1 1.1 1.25 N e t P re s e n t V a lu e (M U S $ ) -30000 -15000 0 15000 30000 45000 60000 75000 90000 105000

Gambar III.16. NPV sebagai fungsi perubahan operating cost pada berbagai harga gas

(20)

III.4 Keekonomian Model Kontrak R/C PSC Malaysia

Evaluasi keekonomian pengembangan Gas Metana-B dilakukan dengan skenario produksi dan biaya sebagaimana dijelaskan pada Sub Bab III.2. Keekonomian dengan model kontrak ini akan menjelaskan apakah pengusahaan Gas Metana-B di Indonesia masih layak berdasarkan pertimbangan keekonomian. Analisis keekonomian dilakukan dengan menggunakan model Kontrak R/C PSC Malaysia.

Tujuan

Evaluasi keekonomian dimaksudkan untuk mengetahui kelayakan dari pengembangan Gas Metana-B sesuai dengan Kontrak R/C PSC Malaysia.

Hal-hal berikut ini dipertimbangkan hanya sebagai base case untuk melakukan analisis ekonomi. Term & condition model Kontrak R/C PSC Malaysia. a. Produksi Gas & Harga Gas

Profil produksi gas & air mengikuti Gambar III.1 dan Gambar III.2. Harga gas adalah US$ 3,50 /MCF. Kumulatif gas yang diproduksikan

(21)

b. Biaya Proyek

Sumur pemboran : US$ 170,96 Juta Fasilitas produksi : US$ 92,4 Juta Investasi total : US$ 742,46 Juta Investasi kapital : US$ 137,33 Juta

Investasi bukan kapital : US$ 139,84 Juta

Operating cost : US$ 465,29 Juta

Hasil evaluasi ekonomi dengan model Kontrak R/C PSC Malaysia disarikan pada Tabel III.6 dibawah ini.

Tabel III.6. Hasil perhitungan Gas Metana-B dengan Kontrak R/C PSC Malaysia

Indikator Keekonomian Gas Satuan

Total Minimum Investment 277.171 M US$

Total Expenditure 742.458 M US$

Total Expenditure @ 10% 225.797 M US$

Net Present Value @ 10% 22.294 M US$

Net Present Value Indonesia @ 10% 255.436 M US$

Payout Time 16,59 Tahun

Internal Rate of Return 11,59% Prosen

Profitability Index 2.77 Fraksi

Rincian dari evaluasi ekonomi diperlihatkan pada Lampiran A.

III.5 Keekonomian Model Kontrak Usulan Calon Investor

Evaluasi keekonomian pengembangan Gas Metana-B dilakukan dengan skenario produksi dan biaya sebagaimana dijelaskan pada Sub Bab III.2. Keekonomian dengan model kontrak ini akan menjelaskan apakah pengusahaan Gas Metana-B di Indonesia masih layak berdasarkan pertimbangan keekonomian. Analisis keekonomian dilakukan dengan menggunakan salah satu model Kontrak Usulan Calon Investor.

(22)

Tujuan

Evaluasi keekonomian dimaksudkan untuk mengetahui kelayakan dari pengembangan Gas Metana-B sesuai dengan model yang diusulkan oleh Calon Investor.

Hal-hal berikut ini dipertimbangkan hanya sebagai base case untuk melakukan analisis ekonomi. Faktor-faktor lain yang berpengaruh terhadap indikator keekonomian akan dilakukan analisis sensitivitas.

a. FTP = 0% (base case perhitungan)

b. Cost recovery = 100 % sesudah produksi komersil

c. Government Take : Net Contractor Share = 45 : 55 (setelah pajak)

d. Profil produksi gas & air mengikuti Gambar III.1 dan Gambar III.2. Harga gas adalah US$ 3,50 /MCF. Kumulatif gas yang diproduksikan adalah 582 BSCF.

Hasil evaluasi ekonomi dengan model Kontrak Usulan Calon Investor disarikan pada Tabel III.7, Tabel III.8 dan Gambar III.17 dibawah ini. Rincian evaluasi ekonomi ditunjukkan pada Lampiran A.

(23)

Tabel III.7. Indikator keekonomian Gas Metana-B model Kontrak Usulan Calon Investor

Gas Satuan 104.628 M US$ 1.008.036 M US$ 203.957 M US$ 114.931 M US$ 160.388 M US$ 13,03 Tahun 25,62 Prosen 1,56 Fraksi Profitability Index Net Present Value @ 10%

Net Present Value Indonesia @ 10% Payout Time

Internal Rate of Return

Indikator Keekonomian Total Minimum Investment

Total Expenditure Total Expenditure @ 10%

Tabel III.8. Distribusi pendapatan model Kontrak Usulan Calon Investor Kontraktor Indonesia Satuan

1.008.036 0 M US$ 1.031.471 450.245 M US$ 0 810.441 M US$ 2.039.506 1.260.686 M US$ M US$ Distribusi Revenue Total Net Recovery

3.300.193

Total Net Share Total Tax Total Take Total Revenue

Gambar III.17. Distribusi pendapatan model Kontrak Usulan Calon Investor

Sensitivitas Keekonomian Proyek

Tujuan analisis sensitivitas adalah untuk melihat bagaimana pengaruh masing-masing parameter keekonomian terhadap indikator keekonomian. Hasil dari analisis tersebut disajikan pada Gambar III.17 sampai dengan Gambar III.25.

(24)

Capital Non Capital Production Base Gas Price Operating Cost Contractor Share

Spider Diagram - IRR

Factor 0.75 0.85 1 1.1 1.25 In te rn a l R a te o f R e tu rn 0.18 0.2 0.22 0.24 0.26 0.28 0.3 0.32 0.34 0.36

(25)

Capital Non Capital Production Base Gas Price Operating Cost Contractor Share Spider Diagram - NPV Factor 0.75 0.85 1 1.1 1.25 N e t P rese n t V a lu e ( M U S $) 45000 60000 75000 90000 105000 120000 135000 150000 165000 180000

(26)

Capital Non Capital Contractor Share

Spider Diagram - POT

Factor 0.75 0.85 1 1.1 1.25 P ay O u t T im e ( Y ear ) 12.87 12.91 12.96 13 13.05 13.09 13.14 13.18 13.23 13.27

Gambar III.22. POT sebagai fungsi perubahan investasi kapital, investasi non kapital dan Contractor Share

Gambar III.23. POT sebagai fungsi perubahan harga gas, produksi gas, investasi kapital, investasi non kapital dan Contractor Share (Tornado Chart)

(27)

Capital Non Capital Production Base Gas Price Operating Cost Contractor Share Spider Diagram - PI Factor 0.75 0.85 1 1.1 1.25 P ro fit a b ilit y In d e x 1.26 1.33 1.4 1.47 1.54 1.61 1.68 1.75 1.82 1.89

Gambar III.24. Productivity Index sebagai fungsi perubahan harga gas, produksi gas, investasi kapital, investasi non kapital dan Contractor Share

Gambar III.25. Productivity Index sebagai fungsi perubahan harga gas, produksi gas, investasi kapital, investasi non kapital dan

(28)

Hasil dari analisis sensitivitas menunjukan bahwa keekonomian pengembangan Gas Metana-B dapat disarikan sebagai berikut:

• Sangat sensitif terhadap produksi dan harga gas,

• Sensitif terhadap operating cost serta relatif sensitif terhadap

Contractor Share dan investasi.

Analisis multi-sensitivitas dilakukan terhadap parameter-parameter yang sangat sensitif terhadap indikator keekonomian. Perbedannya dengan analisis sensitivitas pada spider diagram/tornado chart adalah analisis ini adalah untuk mengevaluasi pengaruh lebih dari satu parameter keekonomian terhadap indikator keekonomian. Pada analisis sensitivitas dengan spider diagram yang berubah hanya satu parameter dan parameter lainnya dianggap tidak berubah. Sebagai contoh adalah profil perubahan IRR dan NPV terhadap perubahan parameter produksi dan perubahan harga secara bersama-sama. Hasil analisis tersebut disajikan pada Gambar III.26 sampai dengan Gambar III.29.

2.02 US$/MCF 2.52 US$/MCF 3.02 US$/MCF 3.52 US$/MCF 4.02 US$/MCF

Multi Sensitivity Production - IRR

Factor 0.75 0.85 1 1.1 1.25 In te rn a l R a te o f R e tu rn 0.08 0.12 0.16 0.2 0.24 0.28 0.32 0.36 0.4 0.44

Gambar III.26. IRR sebagai fungsi perubahan produksi gas pada berbagai harga gas

(29)

Multi Sensitivity Production - NPV

Factor 0.75 0.85 1 1.1 1.25 Net P res en t V a lu e ( M US $ ) -35000 0 35000 70000 105000 140000 175000 210000 245000 280000

Gambar III.27. NPV sebagai fungsi perubahan produksi gas pada berbagai harga gas

Multi Sensitivity Operating Cost - IRR

Gambar III.28. IRR sebagai fungsi perubahan operating cost pada berbagai harga gas

(30)

Multi Sensitivity Operating Cost - NPV

Factor 0.75 0.85 1 1.1 1.25 Net P res en t V a lu e ( M US $ ) 0 25000 50000 75000 100000 125000 150000 175000 200000 225000

Gambar III.29. NPV sebagai fungsi perubahan operating cost pada berbagai harga gas