ANALISIS KEEKONOMIAN PENAMBAHAN SUMUR PADA LAPANGAN MINYAK “DL” MENGGUNAKAN PSC
COST RECOVERY
Ir. Sayoga Heru, P M.T.
1*, Dwi Laela Nuraeni Solikhah
2(1)(2)Progam Studi Teknik Perminyakan, UPN Veteran Yogyakarta*[email protected]
ABSTRAK
In the "DL" Field, two scenarios are analyzed: Scenario I (1 additional development well) and Scenario II (Scenario I + 2 additional development wells). The results of both scenarios are compared to determine the most profitable option for field development. Based on the economic calculations, Scenario II is identified as the most favorable, with economic indicators including an NPV@10% of 6.11 MMUSD, an ROR of 18.58%, a DPIR of 1.20, and a DPOT of 6.10 years. Sensitivity analysis based on various parameters with a 10% increase and decrease indicates that the most sensitive factors affecting Net Present Value (NPV) are oil price and oil production rate.
Keywords: Cost Recovery, Economic Evaluation, Production Sharing Contract
1.PENDAHULUAN
Minyak dan gas bumi adalah sumber daya alam yang penting untuk keberlangsungan hidup manusia.
Salah satu negara sebagai penghasil sumber daya alam yang melimpah adalah Indonesia. Berdasarkan Peraturan Presiden Nomor 22 Tahun 2017 tentang Rencana Umum Energi Nasional (RUEN), dimana energi dan migas berkontribusi memenuhi lebih dari 40 persen dari kebutuhan nasional. Diatur dalam Pasal 33 ayat (2) UUD 1945, negara berwenang menguasai cabang produksi penting demi menjamin kesejahteraan rakyat. Kegiatan pengelohan minyak dan gas bumi di Indonesia terbagi menjadi dua cara yaitu sistem hulu dan hilir. Dalam melindungi dan menjamin kesejahteraan rakyat, pemerintah berusaha untuk membuat kebijakan yang tidak merugikan negara dalam sistem pengolahan minyak baik hulu maupun hilir. Dimana dalam sistem kegiatan pengolahan hulu dilaksankan dan dikendalikan melalui kontrak kerja sama, sedangankan kegiatan pengolahan hilir dilaksanakan dengan izin usaha. Konsep perjanjian dalam sistem pengolahan minyak dengan penanaman modal disektor minyak dan gas bumi khususnya pada sistem pengolahan hulu mengalami perkembangan, dimana yang awalnya menggunakan cost recovery berubah menjadi sistem gross split.
Production Sharing Contract (PSC)
Production Sharing Contracts (PSC) atau kontrak bagi hasil masih digunakan dan telah mengalami tiga kali perubahan sejak pertama kali diterapkan. Berdasarkan PP Nomor 79 tahun 2010, dijelaskan sistem bagi hasil antara Pemerintah dengan KKKS, setelah sebelumnya dikurangi dengan cost recovery terlebih dahulu. Cost recovery adalah biaya operasi dalam rangka kegiatan operasi perminyakan yang meliputi kegiatan eksplorasi, pengembangan dan eksploitasi migas yang dapat dikembalikan dalam rangka kontrak kerja sama. Melalui keputusan No. 8 Tahun 2017, Pemerintah telah mengubah perjanjian kerjasama PSC dengan mengadopsi sistem pemulihan biaya yang sebelumnya diterapkan pada lapangan minyak dan gas bumi. Kemudian, Kementerian ESDM mengeluarkan peraturan menteri pada Agustus 2020 yang mengatur mengenai kontrak bagi hasil migas yang ada di Indonesia. Berdasarkan Peraturan Menteri ESDM No. 12 Tahun 2020, bentuk kerja sama yang berlaku di wilayah kerja akan semakin fleksibel. Dimana dalam bentuk kontrak bagi antara KKKS dengan pemerintah dapat menggunakan cost recovery atau gross split.
PSC Cost Recovery
Cost Recovery adalah pengembalian biaya yang telah dikeluarkan kontraktor (KKKS) dari pemerintah, yang mana biaya tersebut meliputi biaya produksi, investasi selama eksplorasi, eksploitasi, dan pengembangan lapangan. Hal ini diatur dalam Peraturan Pemerintah Nomor 79 Tahun 2010 tentang biaya operasi yang dapat dikembalikan dan perlakuan pajak penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi sebagaimana telah diubah dengan Peraturan Pemerintah Nomor 27 Tahun 2017 tentang Perubahan atas Peraturan pemerintah Nomor 79 Tahun 2010 tentang biaya operasi yang dapat dikembalikan dabn perlakuan pajak penghasil di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi.
Indikator Keekonomian 1. NPV (Net Present Value)
Net Present Value (NPV) merupakan nilai keuntungan bersih dari suatu proyek yang diukur pada masa kini (waktu). Suatu proyek dapat dikatakan layak apabila NPV positif atau melebihi target NPV minimum yang dicapai
perusahaan. Jika NPV proyek negatif, maka proyek tersebut mengalami kerugian. Karena NPV proyek adalah nol, biaya untuk menyelesaikan proyek sama dengan pendapatan.
2. Rate of Return (ROR)
ROR atau tingkat pengembalian merupakan nilai relatif dari profitabilitas modal yang diinvestasikan dalam suatu proyek. IRR dapat ditentukan sebagai tingkat diskon yang membuat nilai Net Present Value (NPV) sama dengan nol. Pada setiap perusahaan memiliki batas minimum untuk tingkat pengembalian investasi yang disebut sebagai Minimum Acceptable Rate of Return (MARR). Apabila nilai IRR lebih besar atau setidaknya sama dengan suku bunga bank atau MARR yang telah ditetapkan, hal ini menandakan bahwa proyek tersebut dianggap layak atau menguntungkan. Sebaliknya, jika nilai IRR lebih rendah dari suku bunga bank atau MARR, proyek tersebut mungkin dianggap kurang menguntungkan atau tidak layak secara finansial.
3. Profit to Investment Rasio PIR
PIR atau yang dikenal ROI (Rate of Investment) merupakan rasio arus kas bersih sebelum diskon dengan jumlah investasi. PIR merupakan angka tak berdimensi yang berkaitan dengan total uang yang dihasilkan dari suatu proyek investasi per dolar yang diinvestasikan.
4. Pay Out Time (POT)
POT adalah periode waktu yang dibutuhkan untuk mengembalikan investasi awal yang telah dikeluarkan dalam suatu proyek atau usaha. Konsep ini digunakan untuk mengukur seberapa cepat sebuah investasi dapat menghasilkan pendapatan yang cukup untuk menutupi biaya awal.
2.METODOLOGI PENELITIAN 2.1. Uraian Metode Penlitian
Dalam melakukan penelitian yang berjudul “Analisis Keekonomian Penambahan Sumur Pada Lapangan Minyak “DL” Menggunakan Skema PSC Cost Recovery”
dibuat metodologi sebagai berikut:
1. Melakukan studi literatur mengenai karakteristik reservoir, letak geografis, kondisi geologi regional, dan petroleum system pada lapangan “DL” atau cekungan Jawa Timur Utara.
2. Membuat profil produksi sumur dengan menggunakan grafik peak production.
3. Melakukan estimasi harga minya serta biaya-biaya yang dibutuhkan dalam pengembangan Lapangan Minyak “DL”. Biaya ini terdiri dari tangible dan intangible cost, serta operating cost.
4. Melakukan perhitungan keekonomian dengan sistem kontrak bagi hasil dengan menggunakan skema PSC Cost Recovery.
5. Hasil keekonomian yang diperoleh dari perhitungan skema PSC Cost Recovery kemudian dilakukan
perhitungan terhadap indikator keekonomian seperti NPV, ROR, dan POT.
6. Melakukan analisa sensitivitas terhadap indikator keekonomian untuk mengetahui parameter mana yang paling berpengaruh dalan menentukan hasil keekonomian.
2.2. Flow Chart Penelitian
2.3. Perhitungan Data 1. Menghitung Biaya Investasi
Biaya Investasi = Tangible + Intangible1 ...2.1 2. Menghitung Biaya Operating
Operating cost = OPEX + ASR ...2.2 3. Menghitung Escalation Factor
Escalation Rate = (1 + escalation rate)(i-tahun n) ...2.3 4. Menghitung Biaya Depresiasi
Di = (Tangible cost - Depresiasi) x Depresiasi Rate ...2.4 5. Menghitung Gross Revenue (GR)
Gross Revenue = Oil price x annual production ..2.5 6. Menghitung First Tranch Petroleum (FTP)
FTP = % FTP X Gross Revenue ...2.6 7. Menghitung Remaining GR
Remaining GR = Gross revenue – FTP...2.7 8. Menghitung Cost To be Recovered (CTR)
CTR = Intangible cost + Operating cost (ASR + OPEX) + depresiasi + Unrecovered ...2.8 9. Menghitung Cost Recovery (CR)
CR = IF (Remaining GR > Cost to be Recovered ; Cost to be Recovered; Remaining GR) ... 2.9 10. Menghitung Unrecoverable Cost (UR)
UR = Cost to be recovered– cost recovery ... 2.10 11. Menghitung Equity to be Split (ETS)
ETS = (GR – FTP) – Recovery ... 2.11 12. Menghitung Domestik Market Obligation (DMO)
Gross DMO = IF (Equity to be Split > 0; Gross Revenue x Cont. Share Before Tax x Gov. Share Before Tax; 0) ... 2.12 13. Menghitung Taxable Income
Ti = ETS Contractor + FTP Contractor ... 2.13 14. Menghitung Pajak (Tax)
Tax = Taxable Income x Tax ... 2.14 15. Menghitung Net Contractor Share (NCS)
NCS = Taxable Income - Tax ... 2.15 16. Menghitung Total Contractor Share
TCS = Net Contractor Share + Recovery... 2.16 17. Menghitung Expenditure
Expenditure = Tangible cost + intangible cost + Operating cost (ASR + OPEX) ... 2.17 18. Menghitung Contractor Net Cash Flow (NCF)
NCF = Total contractor share – Expenditure .... 2.18 19. Menghitung Cumulative Contractor NCF
Cum. Contractor NCF = Cont. NCF tahun n + Cont.
NCF n-1 ... 2.19 20. Menghitung GOI Take
GOI Take = FTP GOI + ETS GOI + Tax ... 2.20 21. Menghitung Discount Factor
Discount factor = 1/ (1+ discount rate)n ... 2.21 22. Menghitung Discounted Contractor NCF
(NPV@10%)
Contr. NPV@10% = NCF x Discount Factor.... 2.22 23. Menghitung Discounted Government NCF
(NPV@10%)
Gov. NPV@10% = NCF x Discount Factor ... 2.23 3.HASILDANPEMBAHASAN 3.1. Analisa Skenario
Gambar 3.1. Letak Geografis Cekungan Jawa Timur Utara (Ditjend Migas ESDM, 2007)
Lapangan “DL” merupakan salah satu lapangan onshore yang terletak pada cekungan Jawa Timur Utara.
Lapangan ini terletak di Desa Rahayu, Kabupaten Tuban,
Provinsi Jawa Timur Lapangan “DL” direncanakan akan dimulai pada tahun 2025 dengan usulan sumur pengembangan untuk memproduksikan minyak dari reservoir karbonat formasi Tuban. Pada skenario I diusulkan 1 sumur pengembangan serta Pembangunan fasilitas flowline di tahun 2025. Sedangkan Skenario II diusulkan skenario I dengan penambahan 2 sumur pengembangan serta pembangunan fasilitas flowline, yang kegiatannya dilakukan di tahun 2025, 2026, dan 2027. Pada analisis keekonomian ini akan dilakukan perbandingan terhadap skenario pengembangan yang ada.
Berdasarkan perbandingan tersebut maka dapat ditentukan skenario mana yang paling menguntungkan pada Lapangan “DL”. Skema yang digunakan pada kontrak ini adalah PSC Cost Recovery. Produksi Lapangan “DL” termasuk dalam Wilayah Kerja Tuban East Java yang sudah berproduksi sejak 1998 melalui 27 sumur produksi. Status terkini sumur-sumur tersebut, 16 Sumur aktif, 4 sumur water injector, 6 sumur shut in, dan 1 sumur abandoned.
Lapangan “DL” merupakan salah satu lapangan onshore yang terletak pada cekungan Jawa Timur Utara.
Lapangan ini terletak di Desa Rahayu, Kabupaten Tuban, Provinsi Jawa Timur Lapangan “DL” direncanakan akan dimulai pada tahun 2025 dengan usulan sumur pengembangan untuk memproduksikan minyak dari reservoir karbonat formasi Tuban. Pada skenario I diusulkan 1 sumur pengembangan serta Pembangunan fasilitas flowline di tahun 2025. Sedangkan Skenario II diusulkan skenario I dengan penambahan 2 sumur pengembangan serta pembangunan fasilitas flowline, yang kegiatannya dilakukan di tahun 2025, 2026, dan 2027. Pada analisis keekonomian ini akan dilakukan perbandingan terhadap skenario pengembangan yang ada.
Berdasarkan perbandingan tersebut maka dapat ditentukan skenario mana yang paling menguntungkan pada Lapangan “DL”. Skema yang digunakan pada kontrak ini adalah PSC Cost Recovery. Produksi Lapangan “DL” termasuk dalam Wilayah Kerja Tuban East Java yang sudah berproduksi sejak 1998 melalui 27 sumur produksi. Status terkini sumur-sumur tersebut, 16 Sumur aktif, 4 sumur water injector, 6 sumur shut in, dan 1 sumur abandoned.
Gambar 3.2. Skema PSC Cost Recovery Generasi 6 3.2. Data dan Asumsi
Gambar 3.3. Grafik Produksi Minyak Skenario I
Gambar 3.4. Grafik Produksi Minyak Skenario II Pada rencana kegiatan pengembangan lapangan minyak “DL” dengan menggunakan model PSC Cost Recovery, terdapat beberapa asumsi yang digunakan.
Berikut merupakan asumsi yang digunakan untuk perhitungan keekonomian pengembangan lapangan minyak “DL”:
1. Durasi Proyek : 14 tahun
2. Oil Price (Flat) :76.81 USD/BBL (ICP Januari 2025)
3. Effective Tax Rate : 22%
4. Contractor Share Oil: 51.2821% (before tax) 5. Government Share Oil: 49.7179% (before tax) 6. FTP (Shareable) : 10%
7. DMO Volume : 25%
8. DMO Fee : 100%
9. Discount Rate : 10%
10. Depresiasi : 5 tahun
11. OPEX (Var dan Fixed) : 2 Var (USD/Barel) 12. ASR : 2% dari biaya investasi 13. OPEX Escalation Rate/year : 2%
14. Cash Flow Basis : stand alone
15. Discount Factor Basis: Beginning year (awal tahun) 3.3. Perhitungan Keekonomian
Perhitungan Skenario I
Dalam perhitungan keekonomian pada skenario I, diperlukan data biaya tangible dan intangible, serta OPEX yang kemudian akan digunakan untuk menghitung aliran kas (cash flow). Untuk biaya ASR akan dimasukkan kedalam biaya OPEX dimana perhitungannya diambil dari 2% biaya investasi yang dibayarkan setiap tahunnya.
Berikut contoh perhitungan pada tahun 2026.
1. Menghitung Biaya Investasi
Biaya Investasi = Tangible + Intangible1 = 0 MMUSD + 0 MMUSD
= 0 MMUSD 2. Menghitung Biaya Operating
Operating cost = OPEX + ASR
= 1.4 MMUSD + 0.021 MMUSD
3. Menghitung Escalation Factor
Escalation Rate = (1 + escalation rate)(i-tahun n)
= (1 + 2%)(1-0) = 1.02 4. Menghitung Biaya Depresiasi
Di = (Tangible cost - Depresiasi) x Depresiasi Rate
= (1.932 USD – 0.483) x 25%
= 0.362 MMUSD
5. Menghitung Gross Revenue (GR) (2026) Gross Revenue = Oil price x annual production
=77 USD/BBL X 75556.12 BBL = 5,817,821.24 USD
= 5.8 MMUSD
6. Menghitung First Tranch Petroleum (FTP) FTP = % FTP X Gross Revenue
= 10% x 5.8 MMUSD
= 0.58 MMUSD
FTP Contractor = FTP X % Contractor share
= 0.58 MMUSD X 51.2821%
= 0.30 MMUSD
FTP Government = FTP X Government share
= 0.58 MMUSD X 48.7179%
= 0.28 MMUSD 7. Menghitung Remaining GR
Remaining GR = Gross revenue – FTP
= 5.8 MMUSD – 0.58 MMUSD
= 5.22 MMUSD 8. Menghitung Cost To be Recovered (CTR)
CTR = Intangible cost + Operating cost (ASR + OPEX) + depresiasi + Unrecovered
= 0 MMUSD + 1.43 MMUSD + 0.36 + 8.68
= 10.48 MMUSD
9. Menghitung Cost Recovery (CR)
CR = IF (Remaining GR > Cost to be Recovered ; Cost to be Recovered; Remaining GR)
= IF (5.22 MMUSD > 10.48; 10.48;5.22)
= 5.22 MMUSD
10. Menghitung Unrecoverable Cost (UR) UR = Cost to be recovered– cost recovery
= 10.48 MMUSD – 5.22 MMUSD
= 5.25 MMUSD
11. Menghitung Equity to be Split (ETS) ETS = (GR – FTP) – Recovery
= 5.22 MMUSD – 5.22 MMUSD
= 0 MMUSD
ETS Contractor = ETS x % Contractor Share Before Tax
= 0 x 51.2821%
= 0 MMUSD
ETS Government = ETS X Government Share Before Tax
= 0 x 48.7179%
= 0 MMUSD
12. Menghitung Domestik Market Obligation (DMO) Gross DMO = IF (Equity to be Split > 0; Gross
Revenue x Cont. Share Before Tax x Gov. Share Before Tax; 0)
= IF (0 > 0; 5.8 x 51.2821% x 48.7179%;0)
= 0 MMUSD
Dikarenakan pada kontrak DMO Fee sebesar 100%, maka DMO kembali dengan besaran 100%.
Net DMO = Gross DMO – Fee DMO
= 0 MMUSD 13. Menghitung Taxable Income
Ti = ETS Contractor + FTP Contractor
= 0 + 0.30 MMUSD
= 0.30 MMUSD 14. Menghitung Pajak (Tax)
Tax = Taxable Income x Tax
= 0.30 MMUSD X 22%
= 0.07 MMUSD
15. Menghitung Net Contractor Share (NCS) NCS = Taxable Income - Tax
= 0.30 MMUS – 0.07 MMUSD
= 0.23 MMUSD
16. Menghitung Total Contractor Share TCS = Net Contractor Share + Recovery
= 0.23 MMUSD + 5.22 MMUSD
= 5.46 MMUSD
17. Menghitung Expenditure
Expenditure = Tangible cost + intangible cost + Operating cost (ASR + OPEX)
= 0 MMUSD + 0 MMUSD +1.43 MMUSD
= 1.43 MMUSD
18. Menghitung Contractor Net Cash Flow (NCF) NCF = Total contractor share – Expenditure
= 5.46 MMUSD – 1.43 MMUSD
= 4.03 MMUSD
19. Menghitung Cumulative Contractor NCF
Cum. Contractor NCF = Cont. NCF tahun n + Cont.
NCF n-1
= 3.66 MMUSD + (-10.07) MMUSD
= -6.41 MMUSD 20. Menghitung GOI Take
GOI Take = FTP GOI + ETS GOI + Tax
= 0.28 MMUSD + 0 MMUSD + 0.07 MMUSD
= 0.35 MMUSD 21. Menghitung Discount Factor
Discount factor = 1/ (1+ discount rate)n
= 1/ (1 + 10%)1
= 0.91
22. Menghitung Discounted Contractor NCF (NPV@10%)
Contr. NPV@10% = NCF x Discount Factor
= 4.03 MMUSD X 0.91
= 3.66 MMUSD
23. Menghitung Discounted Government NCF (NPV@10%)
Gov. NPV@10% = NCF x Discount Factor
= 0.35 MMUSD X 0.91 MMUSD
= 0.32 MMUSD Perhitungan Skenario II
Dalam perhitungan keekonomian pada skenario II, diperlukan data biaya tangible dan intangible, serta OPEX yang kemudian akan digunakan untuk menghitung aliran kas (cash flow). Untuk biaya ASR akan dimasukkan kedalam biaya OPEX dimana perhitungannya diambil dari 2% biaya investasi yang dibayarkan setiap tahunnya.
Berikut contoh perhitungan pada tahun 2026.
1. Menghitung Biaya Investasi
Biaya Investasi = Tangible + Intangible1
= 1.58 MMUSD + 9.50 MMUSD
= 11.08 MMUSD 2. Menghitung Biaya Operating
Operating cost = OPEX + ASR
= 1.42 MMUSD + 0.062 MMUSD
= 1.43 MMUSD 3. Menghitung Escalation Factor
Escalation Rate = (1 + escalation rate)(i-tahun n)
= (1 + 2%)(1-0)
= 1.02 4. Menghitung Biaya Depresiasi
Di = (Tangible cost - Depresiasi) x Depresiasi Rate
= (1.932 USD – 0.483) x 25% + (1.58% X 25%)
= 0.757 MMUSD
5. Menghitung Gross Revenue (GR) (2026) Gross Revenue = Oil price x annual production
=77 USD/BBL X 82035.12 BBL = 6,301,117.57USD
= 6.30 MMUSD
6. Menghitung First Tranch Petroleum (FTP) FTP = % FTP X Gross Revenue
= 10% x 6.30 MMUSD
= 0.63 MMUSD
FTP Contractor = FTP X % Contractor share
= 0.63 MMUSD X 51.2821%
= 0.32 MMUSD
FTP Government = FTP X Government share
= 0.63 MMUSD X 48.7179%
= 0.31 MMUSD 7. Menghitung Remaining GR
Remaining GR = Gross revenue – FTP
= 6.30 MMUSD – 0.63 MMUSD
= 5.67 MMUSD 8. Menghitung Cost To be Recovered (CTR)
CTR = Intangible cost + Operating cost (ASR + OPEX) + depresiasi + Unrecovered
= 9.50 MMUSD + 1.48 MMUSD + 0.76 + 8.72
= 20.46 MMUSD 9. Menghitung Cost Recovery (CR)
CR = IF (Remaining GR > Cost to be Recovered ; Cost to be Recovered; Remaining GR)
= IF (5.67 MMUSD > 20.46; 20.46;5.67)
= 5.67 MMUSD
10. Menghitung Unrecoverable Cost (UR) UR = Cost to be recovered– cost recovery
= 20.46 MMUSD – 5.67 MMUSD
= 14.79 MMUSD
11. Menghitung Equity to be Split (ETS) ETS = (GR – FTP) – Recovery
= 5.67 MMUSD – 5.67 MMUSD
= 0 MMUSD
ETS Contractor = ETS x % Contractor Share Before Tax
= 0 x 51.2821%
= 0 MMUSD
ETS Government = ETS X Government Share Before Tax
= 0 x 48.7179%
= 0 MMUSD
12. Menghitung Domestik Market Obligation (DMO)
Gross DMO = IF (Equity to be Split > 0; Gross Revenue x Cont. Share Before Tax x Gov. Share Before Tax; 0)
= IF (0 > 0; 6.30 x 51.2821% x 48.7179%;0)
= 0 MMUSD
Dikarenakan pada kontrak DMO Fee sebesar 100%, maka DMO kembali dengan besaran 100%.
Net DMO = Gross DMO – Fee DMO
= 0 MMUSD 13. Menghitung Taxable Income
Ti = ETS Contractor + FTP Contractor
= 0 + 0.32 MMUSD
= 0.32 MMUSD 14. Menghitung Pajak (Tax)
Tax = Taxable Income x Tax
= 0.32 MMUSD X 22%
= 0.07 MMUSD
15. Menghitung Net Contractor Share (NCS) NCS = Taxable Income - Tax
= 0.32 MMUS – 0.07 MMUSD
= 0.25 MMUSD
16. Menghitung Total Contractor Share TCS = Net Contractor Share + Recovery
= 0.25 MMUSD + 5.67 MMUSD
= 5.92 MMUSD 17. Menghitung Expenditure
Expenditure = Tangible cost + intangible cost + Operating cost (ASR + OPEX)
= 1.58 MMUSD + 9.50 MMUSD +1.48 MMUSD
= 12.56 MMUSD
18. Menghitung Contractor Net Cash Flow (NCF) NCF = Total contractor share – Expenditure
= 5.92 MMUSD – 12.56 MMUSD
= -6.64 MMUSD
19. Menghitung Cumulative Contractor NCF
Cum. Contractor NCF = Cont. NCF tahun n + Cont.
NCF n-1
= -6.64 MMUSD + (-10.11) MMUSD
= -16.75 MMUSD 20. Menghitung GOI Take
GOI Take = FTP GOI + ETS GOI + Tax
= 0.31 MMUSD + 0 MMUSD + 0.07 MMUSD
= 0.38 MMUSD 21. Menghitung Discount Factor
Discount factor = 1/ (1+ discount rate)n
= 1/ (1 + 10%)1
= 0.91
22. Menghitung Discounted Contractor NCF (NPV@10%)
Contr. NPV@10% = NCF x Discount Factor
= -6.64 MMUSD X 0.91
= -6.03 MMUSD
23. Menghitung Discounted Government NCF (NPV@10%)
Gov. NPV@10% = NCF x Discount Factor
= 0.38 MMUSD X 0.91 MMUSD
= 0.34 MMUSD 3.4. Indikator Keekonomian
Setelah perhitungan cash flow dari kedua skenario pengembangan lapangan dengan skema PSC Cost Recovery, dapar ditentukan masing-masing indikator keekonomian seperti NPV, ROR, DPOT, dan DPIR.
Analisis indikator keekonomian ini juga menentuka skenario pengembangan yang menguntungkan.
Skenario I, nilai NPV@10% sebesar 2.90 MMUSD dengan nilai ROR sebesar 19.26%, DPIR 1.25, dan DPOT selama 5.2 tahun. Sedangkan pada skenario II nilai NPV@10% sebesar 6.11 MMUSD dengan nilai ROR sebesar 18.58%, DPIR 1.2 tahun, dan DPOT selama 6.10 tahun.
Dari analisis kedua skenario tersebut, keduanya layak untuk dilakukan pengembangan lapangan. Dari analisis Indikator ekonomi, skenario yang terbaik dan dipilih untuk pengembangan lapangan “DL” yaitu skenario 2 dengan pertimbangan NPV lebih besar.
3.5. Analisa Sensitivitas
Setelah diketahui bahwa skenario II merupakan skenario terbaik, dilakukan analisa sensitivitas terhadap indikator keekonomian, dengan parameter berupa oil price, oil production, OPEX dan investment. Analisis ini dapat terlihat parameter mana yang paling berpengaruh terhadap hasil dari indikator keekonomian dengan membuat spider diagram yang membandingkan ke 4 parameter tersebut. Pada perhitungan analisis ini digunakan asumsi bahwa parameter ekonomi kenaikan dan penurunan setiap 10% hingga minimal 70% dan maksimal 130%. Parameter menjadi 70%, 80%, 90%, 100%, 110%, 120%, dan 130% terhadap parameter saat ini. Berdasarkan analisa sensitivitas yang dilakukan, untuk oil price dan oil production apabila dilakukan sensitivitas 70%, nilai NPV berkurang karena produksi dan pengeluaran yang dilakukan sedikit. Pada analisa sensitivitas perubahan indikator keekonomian ini yang paling sensitif adalah oil price dan oil production.
Gambar 3.5. Grafik Sensitivitas Produksi terhadap Indikator Ekonomi Skenario II
Pada gambar grafik 3.5 menunjukkan hubungan antara sensitivitas produksi terhadap indikator keekonomian seperti NPV (Net Present Value) untuk kontraktor dan pemerintah, DPOT (Discounted Payout Time), ROR (Rate of Return), DPIR (Discounted Profit to Investment Rasio). Peningkatan sensitivitas produksi menunjukkan nilai positif terhadap indikator keekonomian.
4. KESIMPULAN
Berdasarkan penelitian yang telah dilakukan terkait perhitungan keekonomian lapangan “DL” menggunakan skema PSC Cost Recovery, dapat disimpulkan sebagai berikut:
1. Berdasarkan hasil analisis keekonomian setiap skenario yang direncanakan layak untuk dilaksanakan, skenario II merupakan skenario terbaik atau yang diusulkan untuk pengembangan lapangan “DL”, dengan nilai NPV@10% sebesar MMUSD 6.11; ROR 18.58%. Dan nilai DPOT yaitu 6.10 tahun.
2. Berdasarkan hasil analisis sensitivitas keekonomian lapangan “DL”, terdapat empat parameter yaitu oil price, oil production, OPEX, dan investment. Dari keempat parameter tersebut menunjukkan oil price dan oil production mempunyai pengaruh yang besar terhadap hasil sensitivitas NPV, ROR, DPOT, dan DPIR.
5.
REFERENSI[1] Anam, M. C., Dewi, R. C. K., & Pradhana, A. P. (2024).
Perkembangan Konsep Perjanjian Production Sharing Contract Dalam Mekanisme Pengolahan Minyak dan Gas di Indonesia. YUSTISIA MERDEKA: Jurnal Ilmiah Hukum, 10(1), 41-49.
[2] Lubiantara, B. (2012). Ekonomi Migas Tinjauan Aspek Komersial Kontrak Migas. Grasindo.
[3] Sa’adah, A. F., Fauzi, A., & Juanda, B. (2017). Peramalan penyediaan dan konsumsi bahan bakar minyak Indonesia dengan model sistem dinamik. Jurnal Ekonomi dan Pembangunan Indonesia, 17(2), 2.
[4] SKK Migas. 2018 Pedoman Tata Kerja tentang Plan of Development Revisi-02. Jakarta: SKK Migas.
[5] SKK Migas. 2021. Kebijakan Akuntansi Kontrak Kerja Sama Untuk Kegiatan Usaha Hulu Minyak Dan Gas Bumi.
Jakarta: SKK Migas.
[6] Pertamina Hulu Energi – Tuban East Java. 2024. Overview Wilayah Kerja Tuban East Jawa.
[7] Sutowo, Ibnu. 1972. Peranan Minyak Dalam Ketahanan Negara. Jakarta: PT Pertamina.
[8] Ariyon, M. (2019, January). Studi perbandingan Keekonomian Pengembangan Lapangan Minyak Marginal menggunakan Production Sharing Contract dan Gross Split.
In Prosiding SENTRA (Seminar Teknologi dan Rekayasa) (No. 4, pp. 23-29).
