BAB X PROJECT SCHEDULE & ORGANIZATION
10.2. Organization
Mecmata Energy merupakan perusahaan multinasional yang bergerak dalam bidang minyak dan gas bumi. Berdiri pada tahun 2022, perusahaan ini merupakan salah satu perusahaan pengekspor minyak terbesar di Indonesia, yang sudah memiliki koneksi hampir ke seluruh wilayah di Tanah Air maupun di dunia.
Sudah beroperasi di lebih dari 50 negara, perusahaan ini memiliki ratusan ribu pekerja. Perusahaan ini sendiri berpusat di Yogyakarta, Indonesia. Mecmata Energy senantiasa memegang teguh komitmen untuk menyediakan energi dan mengembangkan energi baru dan terbarukan dalam rangka mendukung terciptanya kemandirian energi Nasional.
Pada rencana pengembangan Lapangan “Kompretulesyen-19” yang terletak cekungan Sumatra Tengah, Mecmata Energy telah mengerahkan tim proyek terbaik di bidangnya yang terdiri dari GnG Engineer, Reservoir Engineer, Drilling Engineer, Production Engineer, dan Economic Analyst yang bekerja sama untuk merumuskan skenario terbaik untuk pengembangan lapangan ini. Dengan informasi ini, rencana pengembangan yang baik akan dikembangkan dan diusulkan untuk mengeksploitasi sumber daya hidrokarbon yang berharga secara menguntungkan dan aman.
10.2.1. Project Lead & Drilling Engineer
Bapak Issac Aaron Zefanya Ola adalah insinyur pengeboran sekaligus team lead untuk proyek pengembangan Lapangan Kompretulesyen-19. Beliau merupakan lulusan Heriot-Watt University Edinburgh Campus cabang Sleman dan merupakan seorang insinyur perminyakan ternama, terutama di bidang pemboran.
94 Berbekal dari pengalaman beliau, beberapa project ternama sudah ditangani, seperti deepwater drilling project, hingga horizontal drilling. Tanggung jawab utamanya termasuk mengembangkan program pengeboran dan casing untuk pengembangan Lapangan Bola, rencana penyelesaian dan jadwal operasi sumur, serta perencanaan HSE, CSR, dan ASR
10.2.2. Geological and Geophysical Engineer
Adam Rakha Pandya adalah ahli geologi/geofisika untuk proyek pengembangan Lapangan “Kompretulesyen -19”. Merupakan lulusan King Fahd University cabang Depok Sleman. Tanggung jawab utamanya adalah GnG, di mana ia melakukan analisis geologi, geofisika, dan petrofisika untuk proyek tersebut dengan melakukan studi literatur sesuai dengan kondisi lapangan yang telah diberikan.
10.2.3. Reservoir Engineer
Bapak Faskanata R.G.Tampubolon merupakan insinyur serta peneliti di bidang reservoir. Beliau merupakan lulusan Colorado School of Mines kampus Sleman, dengan predikat sangat memuaskan. Bersama dengan bapak Reynaldi Mulyawan yang merupakan lulusan kampus yang sama, mereka bertanggung jawab proyek pengembangan Lapangan Bola. Dengan latar belakang yang kuat dalam studi simulasi reservoir dengan pengalaman industri dari tNavigator PETREL, CMG, ECLIPSE, dan NEXUS mereka adalah aset berharga bagi tim. Project yang sudah pernah dikerjakan oleh mereka diantaranya, Studi Simulasi Injeksi CO2, Coal Bed Methane, Shale Oil, Reservoir Rekah Alami, dsb. Tanggung jawab utamanya adalah studi reservoir termasuk pembuatan model dinamis Lapangan Kompretulesyen-19 dan bekerja sama dengan tim pengeboran dan produksi untuk memastikan rencana pengembangan yang paling efisien dijalankan. Selain itu ia juga berperan dalam pelaksanaan proyek, di mana ia memastikan bahwa proyek berjalan lancar untuk memenuhi tenggat waktu dengan menetapkan tonggak.
10.2.4. Production Engineer
95 Ibu Alfiona Deovani Nainggolan sebagai production engineer untuk proyek pengembangan Lapangan “Kompretulesyen-19”. Alfiona Deovani memiliki gelar di bidang teknik perminyakan dengan fokus pada teknik dan teknologi produksi pada Colorado School of Mines cabang Denggung. Tanggung jawab utamanya meliputi desain fasilitas produksi dan menentukan profil produksi.
10.2.5. Economic Analyst
Ibu Rahma Fauziah menjabat sebagai ekonom perminyakan dan insinyur reservoir untuk proyek pengembangan “Lapangan Kompretulesyen-19”. Ibu Rahma Fauziah mendapat gelar insinyur teknik perminyakan pada Oklahoma University cabang kampus dua. Beliau memiliki fundamental yang kuat di Field Management bidang minyak dan gas. Tanggung jawab utamanya adalah untuk mengevaluasi ekonomi proyek untuk memastikan hasil yang paling menguntungkan untuk eksploitasi sumber daya hidrokarbon Lapangan
“Kompretulesyen-19”. Selain itu, beliau juga bertugas membantu pemodelan reservoir dan menentukan kasus optimal untuk pengembangan lapangan Lapangan
“Kompretulesyen-19”
96 BAB XI
LOCAL CONTENT
Berdasarkan peraturan pemerintah Indonesia mengenai local content mengacu kepada proses rekrutmen lokal, pelatihan, pembelian alat dan layanan lokal, yang dirancang untuk mengembangkan infrastruktur industri dan keterampilan masyarakat di tempat yang memiliki proyek minyak dan gas.
Peraturan tersebut menyediakan:
11.1. Daftar Kebutuhan Operasional KKS terdiri dari:
1. Kebutuhan barang utama, meliputi semua jenis barang dan peralatan yang dibutuhkan dan harus tersedia dalam kegiatan operasional eksplorasi dan produksi migas dan khusus untuk kegiatan tersebut.
2. Kebutuhan barang pendukung, mencakup semua jenis barang dan peralatan yang dibutuhkan dan harus tersedia dalam kegiatan operasional KKS tetapi tidak khusus untuk kegiatan operasional eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi.
Berdasarkan perencanaan tentang penggunaan barang dan jasa, jasa dan barang yang digunakan dalam rencana pengembangan Lapangan “Kompretulesyen-19” ini sekitar 55.84% dari barang dan jasa domestik.
11.2. Pelaksanaan Pengadaan Barang / Jasa
Pelaksanaan pengadaan barang dan jasa khususnya mengutamakan penggunaan barang yang diproduksi dalam negri dan mengutamakan penggunaan jasa dalam negeri, menggunakan Buku Apresiasi Produksi Dalam Negeri (Buku APDN) yang diterbitkan oleh instansi pemerintah yang membidangi industri minyak dan gas bumi. Kontraktor PSC menggunakan buku APDN sebagai acuan dalam penyusunan strategi pengadaan serta penetapan syarat dan ketentuan dalam pengadaan.
97 11.3. Klasifikasi Barang dan Layanan
Proses pengadaan barang dilakukan dengan menggunakan penawaran yang terbatas untuk barang produksi dalam negeri. Komite pengadaan mengundang semua produsen di dalam negeri atau menunjuk suatu agen yang bertindak sebagai distributor tunggal yang ditunjuk oleh produsen di negara yang tercantum dalam buku APDN, dengan pencapaian kandungan lokal minimal 55% (lima belas persen). Di bawah ini adalah tabel pengadaan:
Tabel XI-1. Daftar TKDN Lapangan “Kompretulesyen-19”
Berdasarkan hasil table diatas, persentasi dari local content untuk Lapangan Kompretulesyen-19 diperkirakan sebesar 55,84%
98 BAB XII
ECONOMICS & COMMERCIAL
12.1. Pendahuluan
Sistem kontrak migas pada pengembangan lapangan “Kompretulesyen-19”
dilakukan menggunakan sistem Production Sharing Contract (PSC) Cost Recovery yang ditetapkan oleh pemerintah Indonesia. Skema sistem PSC Cost Recovery yang digunakan adalah sebagai berikut:
Gambar 12.1. Fiscal regime PSC Lapangan “Kompretulesyen-19”
12.2. Syarat dan Ketentuan PSC Cost Rescovery
Syarat dan ketentuan PSC Cost Recovery yang digunakan pada lapangan Kompretulesyen-19 adalah sebagai berikut:
99 PARAMETER
Contractor Share 40 %
Discount Factor 10 %/Tahun
Escalation Rate 2 %
Tax 30 %
Depresiasi 5 Tahun
Decline Baloon
FTP 20 %
DMO 25 %
Local Content 55 %
Capital Cost 60 %
Non-Capital Cost 40 %
Lama waktu kontrak lapangan Kompretulesyen adalah 30 tahun, kontrak dimulai pada tahun 2021. Analisa keekonomian dilakukan dari awal mulai kontrak pada tahun 2021 hingga kontrak berakhir pada tahun 2051 Metode depresiasi yang digunakan adalah Double Decline Baloon Balance selama 5 tahun. Sistem Baloon merupakan suatu cara untuk menjamin semua capital didepresiasi sehingga pada akhir tahun proyek nilai dari capital adalah nol (salvage value).
12.1.1. Landasan Hukum
1. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 22 Tahun 2008 mengenai Jenis-jenis Biaya Kegiatan Usaha Hulu Migas Yang Tidak Dapat Dikembalikan Kepada Kontraktor Kontrak Kerja Sama
2. Peraturan Pemerintah Nomor 79 Tahun 2010 tentang Biaya Operasi Yang Dapat Dikembalikan dan Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (PP 79/2010).
3. Peraturan Pemerintah Republik Indonesia Nomor 27 Tahun 2017 Tentang Perubahan Atas Peraturan Pemerintah Nomor 79 Tahun 2010 Temang Biaya Operasi Yang Dapat Dikembalikan Dan Perilakuan Pajak Penghasilan Di Bidang Usaha Hulu Minyak Dan Gas Bumi.
100 4. Pasal 56 PP No. 35 Tahun 2004 tentang Kegiatan Usaha Hulu Migas.
12.3. Model dan Variabel Ekonomi
Lapangan Kompretulesyen-19 merupakan lapangan yang telah berproduksi dari tahun 2012 - 2021, yang kemudian akan dilakukan POD hingga 30 tahun dari awal tahun produksi hingga tahun 2051. Analisa Ekonomi akan dilakukan terhadap 4 skenario yang menggunakan sistem kontrak berupa Cost Recovery (PSC Conventional) yang sesuai dengan regulasi dari pemerintah Indonesia.
12.4. PSC Cost Recovery
Production Sharing Contract (PSC) adalah sistem bagi hasil di mana kedua pihak yang terlibat (antara Pemerintah sebagai host dan perusahaan migas asing atau nasional) membagi hasil produksi minyak dan gas bumi yang dihasilkan, tidak membagi hasil penjualan minyak dan gas bumi sebagai dilakukan di sistem sebelumnya. PSC merupakan bentuk kerjasama usaha pertambangan minyak dan gas bumi antara pemegang manajemen dengan perusahaan minyak asing dan nasional. Fiskal Production Sharing Contract - Conventional digambarkan pada bagan berikut:
12.5. Cost Estimation Mecmata Energy
Estimasi biaya yang dikeluarkan oleh Mecmata Energy dapat diketahui dari rincian tabel pada lampiran 1.1.
12.6. Project Economic
Project Economic memuat hasil dari perhitungan ekonomi. Hasil perhitungan yg dimuat berupa indikasi ekonomi, distribusi revenue, profil NCF, Payout Time, dan Analisa sensitivitas. Project economic dilakukan pada skenario terbaik yaitu skenario 2
101 Tabel XII-5. Indikator Ekonomi Lapangan “Kompretulesyen-19”
Perhitungan ekonomi dari Lapangan “Kompretulesyen-19” menggunakan PSC-Cost Recovery. Evaluasi penentuan skenario yang optimum dari beberapa skenario yang telah dibuat, dilihat dari parameter ke ekonomiannya. Jika dilihat dari parameter NPV nya, Lapangan “Kompretulesyen-19” dapat di kerjakan dengan skenario 4, yaitu dengan menggunakan 3 sumur produksi, 2 sumur infill, 3 sumur Pressure Maintenance dan 1 Sumur Waterflood. NPV digunakan karena merupakan keuntungan bersih yang diperoleh di akhir pengerjaan suatu proyek.
Berbeda dengan NCF yang tidak memperhitungkan discount factor. Pada skenario 4 memiliki NPV sebesar 1,98 MMUSD dengan cummulative production sebesar 1,51 MMSTB. Berdasarkan NPV, proyek dinilai layak karena berpotensi menghasilkan keuntungan.
Jika NPV mengukur investasi dari profitabilitasnya, metode Pay Out Time mengukur kecepatan pengembalian investasi. Pada skenario 4 memiliki POT sebesar 1,7 tahun. Angka tersebut sudah terbilang cukup cepat jika dibandingkan dengan total waktu dari kontrak, yaitu 30 tahun. Adapun dengan melihat nilai ROR
Basecase + Work Over
Skenario 1 + PM
Skenario 2 + Infill2
Skenario 3 + WF+ CTI 1 Split
2 Contractor 169,7% 326,0% 1131,7% 820,0% -1762,3%
3 Government 586,2% 1822,0% 8338,3% 12180,2% 24454,2%
4 Oil Production MMBBL 0,107008443 0,187486491 0,985546203 1,34304377 2,26816756
5 Oil Price USD/BBL 92,65 92,65 92,65 92,65 92,65
10 Production Period Years 13 29 29 29 29
11 Gross Revenue MMUSD 11 0 117,9271735 162,0808882
Investment MMUSD 3 5 9 11 13
Sunk Cost MMUSD 0 0 0 0 0
Capital MMUSD 2,77 3,450128808 5,807886083 7,574347449 8,46934188 Non-capital MMUSD 0,607196262 1,32456528 2,71003994 3,768836345 4,30259055 Total Operational Cost MMUSD
Operating Cost MMUSD 1 3 17 23 26
Contractor
Net Cash Flow MMUSD 4,74 8,94 40,28 40,28 41,62
NPV@10% MMUSD 0,28 1,10 4,41 4,41 1,98
IRR % 37,30% 82,43% 11,42% 11,42% 6,18%
POT Years 1,57 3,76 1,77 1,77 1,76
PIR 1,40 1,87 3,55 3,55 3,26
DPIR 0,08 0,23 0,39 0,39 0,15
Government
Government Share MMUSD 3,26 13,24 58,55 58,55 66,48
Net DMO MMUSD 0,41 0,79 41,58 41,58 54,20
Tax MMUSD 1,13 2,17 5,47 5,47 3,41
GOI Take MMUSD 5,862222939 18,22043286 121,80 121,802 142,50
NPV@10% Government MMUSD 0,28 1,10 4,41 4,41 1,98
13
14
15
Unit Basecase
Skenario Pengembangan Lapangan
%
12
No. Parameter Keekonomian
102 yang lebih besar dari nilai discount factor, dan MARR, Lapangan
“Kompretulesyen-19” dapat dikembangkan secara ekonomis dengan menggunakan skenario 4.
12.5.1. Profil NCF dan POT
Net Cash Flow digunakan untuk mengetahui fluktuasi uang masuk dan keluar yang dialami kontraktor setiap tahunnya. Dari grafik Net Cash Flow terlihat bahwa pada awal tahun 2022 dan 2023 terdapat pengeluaran investasi NCF negatif, dan pada tahun 2024 sudah menunjukkan nilai NCF positif yang menandakan sudah ada uang yang berasal dari produksi.
103 BAB XIII
CONCLUSION
1. Lapangan Kompretulesyen-19 direncanakan akan dikembangkan dengan menggunakan skenario 4 yaitu dengan penambahan 3 sumur pressure maintenance, 2 sumur infill dan 1 sumur waterflood . Berdasarkan simulasi reservoir, pengembangan ini mampu memperoleh nilai recovery factor sebesar 13,56% dengan cumulative produksi sebesar 1,76 MMSTB pada akhir masa kontrak.
2. Pemboran berhasil dilakukan secara vertikal untuk ketiga sumur existing.
Sedangkan untuk beberapa sumur seperti infill, dan sumur workover dilakukan directional drilling. Pemboran berhasil dilakukan menggunakan lumpur KCL Polymer dan Polymer, dengan semen CMHEC, serta dengan tiga trayek saja, yaitu conductor, surface, dan production. Dalam kegiatan PnA (penutupan sumur) ditutup dengan tiga barrier utama surface plug, secondary barrier, dan primary well barrier.
3. Fluida produksi dari sumur dialirkan menuju manifold menggunakan flowline, lalu mengalir ke separator melalui header, lalu fluida dari separator dialirkan ke gas treating system melewati gas scrubber, dialirkan ke oil treating system melewati FWKO, dan dialirkan ke water treating system melewati oil skimmer.
4. Mecmata Energy selaku operator migas yang akan mengakusisi kepemilikan Lapangan ”Kompretulesyen-19” menargetkan %TKDN sebesar 55,84%.
5. Berdasarkan hasil analisa keekonomian per-skenario pengembangan lapangan, maka lapangan “Kompretulesyen-19” layak untuk dikembangkan, dengan menggunakan skenario 4. Karena hasil analisa keekonomian skenario 4 dapat memberikan harga indikator keuntungan: NPV = 1,98 MMUSD, POT
= 1,7 tahun, dan DPIR = 0,15.