Bab III Pengolahan Data dan Perhitungan

(1)

24

Bab III Pengolahan Data dan Perhitungan

Pengembangan lapangan Cepu Blok Area E (762.8 km2) atau lebih dikenal lapangan Banyu-urip merupakan tahap pertama dari lima tahapan pengembangan blok Cepu, empat tahapan lainnya adalah: Cepu blok Area A (95.16 km2), Cepu blok B (35.27 km2), Cepu blok C (2.39 km2) dan Cepu blok D (12.57 km2) dapat dilihat pada gambar III.1 terlampir. Plan of Development (POD) tahap I lapangan Banyu-urip didalam memuat rencana kegiatan: pembangunan fasilitas produksi, skenario produksi minyak, pembiayaan dan jadwal pelaksanaan proyek.

III.1. Fasilitas Produksi

Pembangunan fasilitas produksi meliputi: pengembangan sumur produksi dan sumur injeksi, pembangunan Central Processing Facilities (CPF) dan pembangunan jalur perpipaan dari CPF menuju Floating Storage and Offloading (FSO) yang terletak di laut utara pulau Jawa.

III.1.1. Pengembangan Sumur produksi

Pengembangan sumur produksi bertujuan untuk optimasi pengurasan minyak pada reservoir untuk mengoptimalkan produksi minyak di lapangan Banyuurip dibutuhkan sebanyak 47 sumur yang meliputi :

1. Sumur produksi sebanyak 34 sumur yang terdiri dari:

- Pengeboran sumur produksi dengan target lapisan resevoar karbonat sebanyak 30 sumur.

- Pengeboran sumur produksi dengan target lapisan resevoar batuan klastik sebanyak 4 sumur.

2. Sumur injeksi untuk pressure maintenance sebanyak 13 sumur yang terdiri dari: 2 sumur injeksi gas dan 12 sumur injeksi air.

III.1.2. Central Processing Facilities (CPF)

Pembangunan Central Processing Facilities (CPF) dapat dilihat pada gambar II.2 terlampir merupakan fasilitas pemrosesan produksi minyak lapangan di blok Cepu

(2)

secara keseluruhan yang meliputi: fasilitas oil processing, gas dehydration/ injection dan sistem pengolahan air limbah. Waktu yang dibutuhkan untuk pembangunan selama empat tahun sejak tahun 2006 sampai dengan akhir tahun 2010. Estimasi waktu ini merupakan perbandingan waktu pembangunan CPF yang pernah dilakukan oleh Petrochina pada lapangan Mudi-Tuban dengan kapasitas 30.000 barrel/ hari. Kapasitas produksi minyak di lapangan blok Cepu secara keseluruhan diperkirakan mencapai 275 ribu BOPD sehingga pembangunannya akan dilaksanakan menjadi dua tahapan, yaitu;

1. Pembangunan Central Processing Facilities(CPF) tahap I berkapasitas 90 ribu BOPD.

2. Pembangunan Central Processing Facilities(CPF) tahap II berkapasitas 185 ribu BOPD, dilakukan apabila kapasitas produksi minyak lapangan Banyu-urip mencapai 185 ribu BOPD nantinya, hal ini didasarkan pada hasil pengeboran eksplorasi pada sumur A3 dan A4.

III.1.3. Jalur Pipa Minyak (Export pipeline)

Pembangunan jalur pipa minyak adalah fasilitas yang dibutuhkan dalam penjualan produksi minyak dari blok Cepu dengan panjang lintasan sejauh 100 kilometer dari CPF Bojonegoro sampai dengan Floating Storage and Offloading (FSO) yang terletak di pantai utara kabupaten Tuban. Pembangunan jalur pipa minyak ini dibedakan menjadi dua karena medan yang dilalui berupa daratan dan lautan sebagaimana berikut:

1. Pembangunan perpipaan darat dengan diamater pipa 20 inchi, panjang lintasan sejauh 77 kilometer dengan titik awal Central Processing Facilities (CPF) di Bojonegoro sampai dengan pantai utara Talang kabupaten Tuban.

2. Pembangunan perpipaan laut dengan diameter pipa 20 inchi, panjang lintasan sejauh 23 km dengan titik awal pantai utara Talang-Tuban sampai dengan Floating Storage and Offloading (FSO).

3. Pembangunan dan pengadaan Floating Storage and Offloading (FSO) yang berfungsi sebagai tempat penyimpanan sekaligus dermaga pemuatan minyak produksi ke kapal tangker.

(3)

III.2. Produksi Minyak

Hasil pengeboran sumur eksplorasi yang pernah dilakukan Mobil Cepu Ltd tahun 2000 pada sumur Banyu-urip 03 dan 01 yang dibahas pada bab sebelumnya merupakan data perkiraan yang belum akurat, sehingga untuk mendapatkan data cadangan minyak lapangan Banyuurip yang lebih akurat dilakukan pengeboran sumur eksplorasi baru pada titik sumur P10, P50 dan P90 dan dari analisis reservoarnya diperkirakan cadangan minyak sebagai berikut :

1. Sumur P 90 memiliki cadangan original oil in place sebesar 615 MMSTB 2. Sumur P 50 memiliki cadangan original oil in place sebesar 894 MMSTB 3. Sumur P10 memiliki cadangan original oil in place sebesar 1.250 MMSTB.

Tabel III.1.Skenario produksi minyak lapangan Banyu urip

Oil BOPD Gas

YEAR carbonate clastic Total (MSCFD) 2009 1,700 - 1,700 0.6 2010 122,000 - 122,000 45.8 2011 164,500 500 165,000 61.7 2012 163,700 1,400.00 165,100 61.7 2013 139,700 1,300.00 141,000 52.4 2014 100,200 1,200.00 101,400 37.6 2015 64,800 1,100.00 65,900 24.3 2016 44,700 1,000.00 45,700 16.7 2017 31,700 1,000.00 32,700 11.9 2018 23,700 900 24,600 8.9 2019 19,300 800 20,100 7.2 2020 16,300 700 17,000 6.1 2021 13,500 700 14,200 5.1 2022 11,500 600 12,100 4.3 2023 10,200 600 10,800 3.8 2024 9,100 500 9,600 3.4 2025 7,800 500 8,300 2.9 2026 6,700 500 7,200 2.5 2027 6,000 400 6,400 2.2 2028 5,300 400 5,700 2 2029 1,700 400 2,100 0.7 TOTAL 964,100.00 14,500.00 978,600.00 361.8

Pembuatan skenario produksi minyak lapangan Banyu-urip pada tabel III.1 diatas mempergunakan data sumur P 90 karena dianggap paling mewakili kondisi lapangan dan besaran angka produksi terendah. Hasil perlakuan simulasi reservoir dengan mempergunakan ketentuan: faktor resiko sebesar 0,9, rock-fluid sistem oil wet, Recovery Factor injeksi air 39.4% dengan pemakaian diameter tubing: 3-1/2, 4-1/2

(4)

dan 5-1/2 inchi menunjukan bahwa produksi minyak lapangan Banyuurip selama umur lapangan bisa mencapai 352 MSTB dengan puncak produksi rata-rata selama 31 bulan sebesar 165.000 BPD. Apabila produksi awal dimulai tahun 2009 maka puncak produksi minyak rata-rata terjadi pada tahun 2011 sampai dengan tahun 2012 dapat dilihat pada ilustrasigambar III.2 terlampir.

III.3. Pembiayaan Proyek

Total pembiayaan proyek Plan Of Development (POD) tahap I lapangan Banyu-urip selama umur lapangan diperkirakan mencapai US$ 2.795.600.000 yang terdiri dari biaya Non recoverable cost, Capital Expenditures (CAPEX) dan Operational Expenditures (CAPEX) yang terperinci sebagaimana berikut:

1. Non Recoverable Cost

Non Recoverable Cost berupa biaya sunk cost yang sudah dikeluarkan kontraktor untuk kegiatan explorasi (seismic 3D, sumur explorasi dll) sejak tahun 2000, besaran pengajuan biaya sunk cost oleh kontraktor sebesar $USD 372.000.000, besaran ini belum diaudit pihak pemerintah.

2. Capital Expenditure (CAPEX)

Capital Expenditures merupakan biaya yang dikeluarkan kontraktor untuk pembangunan fasilitas Onshore gathering/ Processing, Export pipeline, FSO/Mooring system, Drilling (Production drilling, Injection Drilling), CAPEX yang diusulkan kontraktor sebesar US$ 1.200,000,000, disetujui oleh pemerintah RI sebesar US $ 1.111.000.000, dengan rincian untuk biaya pemboran sebesar US $ 273.000.000, biaya pembangunan fasilitas produksi sebesar US $ 838.000.000 dan secara terperinci dapat dilihat pada tabel III.2 pada halaman berikutnya.

3) Operational Expenditures (OPEX)

Operational Expenditures (OPEX) merupakan estimasi biaya operasional dan pemeliharaan selama umur lapangan, besaran biaya operational expenditures mencapai besaran US$ 1.257.500.000 dan biaya perawatan sumur selama umur lapangan (abandonment) sebesar US$ 55.100.000 dapat dilihat pada tabel III.3 pada halaman berikut.

(5)

Tabel III.2. Capital expenditures POD Tahap I Lapangan Banyuurip

OPERATIONAL EXPENDITURES YEAR

OPERATION COST ABANDOMENT

TOTAL s/d 2005 2006 15,400.00 - 30,800.00 2007 26,600.00 - 53,200.00 2008 30,000.00 - 60,000.00 2009 48,800.00 100 97,800.00 2010 76,600.00 6,900.00 167,000.00 2011 97,300.00 9,300.00 213,200.00 2012 100,300.00 9,300.00 219,200.00 2013 107,000.00 7,900.00 229,800.00 2014 106,000.00 5,700.00 223,400.00 2015 105,000.00 3,700.00 217,400.00 2016 89,000.00 2,600.00 183,200.00 2017 74,000.00 1,800.00 151,600.00 2018 60,900.00 1,400.00 124,600.00 2019 53,700.00 1,100.00 109,600.00 2020 45,400.00 1,000.00 92,800.00 2021 38,300.00 800 78,200.00 2022 34,300.00 700 70,000.00 2023 30,700.00 600 62,600.00 2024 27,700.00 500 56,400.00 2025 24,100.00 500 49,200.00 2026 23,400.00 400 47,600.00 2027 19,000.00 400 38,800.00 2028 17,000.00 300 34,600.00 2029 7,000.00 100 14,200.00 1,257,500.00 55,100.00 2,625,200.00 CAPEX PROGRAM USULAN DISETUJUI KETERANGAN Onshore gathering/

Processing 457,000 457,000 well pad, infrastructure and CPF waterflood

system basin, treating & distribution network

Export pipeline 90,000 89,000 99 km 20" NPS insulated onshore offshore pipeline from CPF to FSO

FSO/ Mooring system 143,000 143,000 1,7 - 20 MB 1970s vintage converted FSO Project Management team 88,000 57,000 Management team

Design Development 23,000 -

Others 107,000 92,000 regulatory studies & community

Drilling 292,000 273,000

Cost tangible & intangible to drill & complete

- Production drilling 225.000 34 production well

- Injection Drilling 67.000 Cost tangible & intangible to drill &complete

15 injection well

TOTAl 1,200,000 1,111,000

(6)

III. 4. Waktu Pelaksanaan

Jadwal kegiatan pembangunan pengembangan lapangan Banyu-urip dapat dilihat pada gambar III.4 terlampir, secara garis besar dibagi menjadi tahapan perencanaan/ persiapan dan tahapan pembangunan yang meliputi kegiatan:

1. Tahapan perencanaaan pada kuartal empat sampai dengan akhir kuartal ke-dua tahun 2008 meliputi kegiatan pembuatan design, perijinan, pembebasan tanah dan persiapan pembangunan.

2. Tahapan Pembagunan dimulai sekitar kuartal ke-tiga tahun 2008 sampai dengan selesai sekitar kuartal I tahun 2012. Pembangunan fisik ini meliputi: pembangunan CPF, jalur perpipaan, pengeboran sumur produksi dan pengeboran sumur injeksi.

III.5. Perhitungan Ekonomi

Perhitungan keekonomian atas keikutsertaan BMUD Blora dalam program Participating Interest (PI) pada proyek POD Tahap I Lapangan Banyu-urip blok Cepu mempergunakan aturan dan ketentuan sistem pengelolaan blok Cepu secara keseluruhan yang meliputi: ketentuan PSC, Joint Operating Agreement (JOA), perjanjian Badan Kerjasama BUMD blok Cepu dan skenario pembiayaan participating Interest (PI) oleh BUMD Blora.

III..5.1. Keekonomian Kontraktor

Perhitungan keekonomian proyek POD tahap I Lapangan Banyu-urip mempergunakan ketentuan kontrak kerjasama (PSC) blok Cepu dari perhitungan akan diketahui besaran bagi hasil antara pemerintah dengan kontraktor. Besaran bagi hasil pihak kontrator akan dijadikan sebagai acuan untuk perhitungan keekonomian program PI. Fiscal term PSC Blok Cepu adalah sebagai berikut:

1. PSC split for contractor after Tax 15% percent

2. FTP 20% percent

3. Investment Credit (terhadap tangible) 15.780% percent

4. Bagian kontraktor 26.786% percent

(7)

6. Max Cost Recovery 100% percent 7. Sunk Cost Repayment of Cost Recovery 100% percent

8. Gross DMO 25% percent

9. DMO fee 15% percent

10. Start of DMO 1 Year

11. Tax GoI 44% Percent

12. Depreciation Declining Balance (year) 5 Year

13. Discount Factor 10% Percent

Didalam perhitungan mempergunakan asumsi–asumsi sebagai berikut:

1. Mempergunakan skenario pengembangan lapangan Banyuurip sesuai dengan POD Tahap I lapangan Banyu-urip yang telah dibahas diatas.

2. Harga minyak mentah (crude oil) mempergunakan harga minyak dunia pada saat ini sebesar $ 100 / barrel

3. Intangible : tangible value mempergunakan 80 / 20 yang biasa dipakai untuk pengeboran sumur dalam.

4. Biaya sunk cost dari mulai tahun 1996 s/d 2006 mempergunakan sebesaran US $ 250.000.000 dengan anggapan bahwa nilai tersebut merupakan nilai hasil audit dari nilai pengajuan sebesar US $ 372.000.000.

5. Jadwal pelaksanaan proyek sesuai dengan jadwal yang telah ditetapkan.

III.5.2. Keekonomian Program PI

Perhitungan keekonomian program Participating Interest (PI) bagian BUMD Blora berdasarkan porsi bagi hasil kontraktor dan mempergunakan ketentuan perjanjian Badan Kerjasama (BKS) BUMD Blok Cepu sebagai berikut :

1. Investasi adalah cash-call program Participating Interest (PI) sepanjang umur PSC kepada BKS yang akan diteruskan ke BUMD Blora sebesar 2.1850% 2. Sunk cost dipotongkan dari bagi hasil BUMD Blora sebesar 2.1850% selama 5

tahun sejak produksi minyak mencapai puncak pada tahun 2011.

3. Biaya operasi BKS akan dipotongkan kepada setiap BUMD dan tidak dimasukan dalam perhitungan.

(8)

III.5.3. Keekonomian Skenario Pembiayaan

Dari perhitungan keekonomian program Participating Interest (PI)- BUMD Blora akan dijadikan dasar perhitungan keekonomian BUMD Blora dengan pihak ke II dalam pembiayan cash call, hal ini dilakukan karena kemampuan finansial BUMD Blora tidak mampu untuk membiayai program tersebut, dengan mempergunakan ketentuan sebagai berikut :

1. Bagi hasil dengan pihak II didasarkan pada Net Profit atau Net Entitlement. 2. Interest dibayar dari proyek dengan interest SIBOR + 2% = (sekitar 7%). 3. Payback time (Break Event Point) didasarkan hitungan tahun.

4. Biaya Pre-operating expenditure sebesar US$ 100.000 dan komposisinya berubah sesuai dengan porsi pembiayaan antara BUMD dan rekanan

5. Pembayaran pajak pendapatan tidak dimasukan dalam perhitungan karena dibayarkan masing-masing pihak secara terpisah.

Skenario pembiayaan cash-call program Participating Interest (PI) oleh BUMD Blora dengan melibatkan pihak ke II mempergunakan ketentuan–ketentuan sebagai berikut : 1. Skenario Pembiayaan I a. Porsi Pembiayaan - Rekanan 100 % - BUMD Blora 0 % b. Pembagian Keuntungan - Sebelum BEP BUMD Blora (%) 34.00 % Rekanan 66.00 % - Setelah BEP BUMD Blora 64.00 % Rekanan 36.00 % c. Ketentuan Lain

(9)

2. Skenario pembiayaan II a. Porsi Pembiayaan - Rekanan 75 % - BUMD Blora 25 % b. Pembagian Keuntungan - Sebelum BEP BUMD Blora 49.5 % Rekanan 50.50 % - Setelah BEP BUMD Blora 27.00 % Rekanan 73.00 % c. Ketentuan Lain

- Pre Operasional expenditures 75.000 US $ 3. Skenario pembiayaan III

a. Porsi Pembiayaan - Rekanan 50 % - BUMD Blora 50 % b. Pembagian Keuntungan - Sebelum BEP BUMD Blora (%) 33.00 % Rekanan (%) 67.00 % - Setelah BEP BUMD Blora (%) 18.00 % Rekanan (%) 82.00 % c. Ketentuan Lain

- Pre Operasional expenditures ($) 50.000 US $ 4. Skenario IV

a. Porsi Pembiayaan

- Rekanan 25 %

- BUMD Blora 75 %

(10)

b. Pembagian Keuntungan - Sebelum BEP BUMD Blora (%) 16.5 % Rekanan (%) 83.50 % - Setelah BEP BUMD Blora (%) 9.00 % Rekanan (%) 91.00 % c. Ketentuan Lain

- Pre Operasional expenditures ($) 25.000 US $

III.6. Ringkasan Indikator Keekonomian

Berdasarkan perhitungan keekonomian proyek POD Tahap I Lapangan Banyu-urip dengan mempergunakan ketentuan dan asumsi diatas, ringkasan indikator ekonomi sebagai berikut :

1. Indikator keekonomian Contraktor share

Net Cash Flow (000)$US 4,094,469.71 NPV @ 10% (000)$US 1,334,473.31

Contractor's IRR (%) 32.92%

POT (year) 4.87

PIR ($/$) 1.42 3. Indikator keekonomian program Participating Interest (PI) BUMD Blora. Net Cash Flow (000)$US 85,094.16 NPV @ 10% (000)$US 35,386.27

IRR (%) 49.15%

POT (year) 4.71 PIR ($/$) 1.49 4. Indikator keekonomian program Participating Interest (PI) BUMD Blora yang

pembiayaannya melibatkan pihak ke II (rekanan) dengan berbagai skenario pembiayaan dapat dilihat pada tabel III.4 terlampir.

(11)

Tabel.III .4. Ringkasan indikator ekonomi dengan PI berbagai skenario pembiayaan

INDIKATOR KEEKONOMIAN

Skenario I BUMD Blora Pihak Rekanan

Net Cash Flow (000)$US 54,955.30 28,164.83 NPV @ 10% (000)$US 25,389.00 8,769.88

Contractor's IRR (%) - 23.18%

POT (year) - 5.35 PIR ($/$) - 0.70

Skenario II BUMD Blora Pihak Rekanan

Contractor's IRR (%) 89.54% 25.34%

POT (year) 4.37 5.24 PIR ($/$) 1.84 0.88

Skenario III BUMD Blora Pihak Rekanan

POT (year) 4.58 5.13 PIR ($/$) 1.51 1.10

Skenario IV BUMD Blora Pihak Rekanan

POT (year) 4.69 5.06 PIR ($/$) 1.45 1.13

(12)

Gambar III.1. Peta Wilayah Kerja Pertambangan Blok Cepu

(13)

CENTRAL PROCESSING FACILITY (CPF)

•

185 kbd oil (165 kbd annual average)

•

295 kbd total liquid

•

200 kbd produced water

•

365 kbd water injection

•

124 Mscfd produced gas

•

50 Mscfd gas injection PANJANG PIPA Di darat 77 km x 20’ Di Laut 23 km x 20’ EXPORT SYSTEM 20” X-60 pipeline, insulated 2 Million bbl FSO (tanker i

P. Jawa

U

Gambar III.2. Central Processing Fasilities dan export pipeline blok Cepu

S l

CP

Shore

(14)

PROFIL PRODUKSI LAP BANYU URIP 0.0 20.0 40.0 60.0 80.0 100.0 120.0 140.0 160.0 180.0 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 Tahun pr od uk s i ( k b d) oil gas 37 Gambar III.3. Profil produksi minyak lapangan Banyu urip

(15)

POD Approval

Full Field Development

FEED Update

EPC Bidding

Land Acquisition

Line Pipe

Field Facilities & Pipeline

Drilling Early Production Concept Selection Engineering and Contracting Procurement & Q3 Q2 Q1 Q3 Q4 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 2010 2011 2012 Q2 Q1 Q4 Q3 Q2 Q1 Q4 2006 2007 2008 2009 Construction Sch Res. Scp Bidding FEED Update