BIAYA PRODUKSI MINYAK BUMI NKRI COST RECOVERY (2007)

Transkripsi

1 BIAYA PRODUKSI MINYAK BUMI NKRI COST RECOVERY (2007) Johand Dimalouw Berapa besar biaya produksi minyak bumi (alias minyak mentah alias crude oil)? Apakah benar Cost Recovery (CR) dalam kontrak PSC (Production Sharing Contract) antara Pemerintah NKRI dan Perusahaan/Pengusaha Migas merugikan NKRI dan Rakyatnya? Pertanyaan-pertanyaan ini sering diangkat dalam pembicaraan masyarakat di pemberitaan maupun di Mailing Lists. Untuk itu saya coba menjelaskan secara ringkas, berdasarkan pengalaman saya dahulu ketika bekerja di perusahaan MIGAS. Cost Recovery atau disingkat CR, adalah istilah yang dipakai dalam kontrak MIGAS kita, PSC (Production Sharing Contract) atau Kontrak Bagi Hasil atau istilah baru lainnya yg kini digunakan spt KKS. Secara umum, dalam PSC, perusahaan MIGAS yg terikat kontrak dengan Pemerintah NKRI untuk mencari dan memproduksi Minyak Bumi yang seratus persen adalah milik Pemerintah NKRI. Kontraktor harus menyediakan dananya sendiri dalam proses pencarian/eksplorasi dan dan produksi minyak bumi. Setelah berhasil memproduksi minyak bumi, maka minyak bumi itu dibagi di antara Pemerintah NKRI dan Kontraktor Migas tsb. Dari 100% produksi (dihitung per tahun) akan dibagi sebagai berikut: 1. 25% diambil sebagai Minyak DMO (Domestic Marker Obligation) yaitu minyak untuk kebutuhan dalam negeri NKRI. Ini bagian yang utama. 2. Dari jumlah sisa yg 75%, diambil sebagian untuk membayar biaya produksi yg telah dikeluarkan oleh kontraktor. Nilai mata uang dikonversi ke nilai minyak bumi, dengan harga ICP (Indonesian Crude Price) saat itu ygbesarannya ditentukan sesuai dgn nilai/harga pasar minyak Indonesia dan disebut Cost Recovery Oil atau minyak CR. Jadi minyak CR ini adalah penggantrian biaya produksi, yg secara detel diatur dalam PSC. 3. Kemudian sisa minyak bumi (setelah dikurangi minyak DMO dan minyak CR di atas) disebut minyak keuntungan usaha (Profit Oil), dibagi di antara Pemerintah NKRI dan Kontraktor. Kemudian bagian profit oil milik Kontraktor dihitung dan dipotong pajak penghasilan. Angka akhirnya 85/15 atau 80/20 yang sering disebut-seut di media. Jadi pada dasarnya minyak Cost Recovery (CR) adalah Pengembalian biaya Operasi dan Explorasi oleh pemerintah NKRI kepada Investor MIGAS yang wilayah kerjanya (blok) sudah berproduksi saja. Blok yg belum berproduksi tidak diberikan CR. Pemerintah NKRI dan Kontraktor terikat dalam kontrak PSC untuk masing-masing blok wilayah kerja minyaknya. Misalkan sebuah perusahaan PT ABCD memegang 5 buah kontrak PSC, maka masing-masing Blok harus dilaporkan secara sendiri-sendiri. Jadi tidab boleh keuntungan atau kerugian dialihkan ke Blok yang lainnya. Dari data Cost Recovery (CR) yang dibahas bersama DPR dan dimuat di berbagai harian (lihat Lampiran-1 di bawah), dapat kita hitung beberapa informasi sbb.: 1. CR untuk minyak bumi kita 4,8 Milyar US $ untuk produksi minyak bumi sebesar 347,493, dalam tahun 2007 (data ESDM lampiran-2) atau per hari. Jadi CR minyak bumi per barel = US$ 13,82. Dapat juga kita katakan bahwa

2 biaya produksi (operasi dan investasi) minyak bumi kita adalah sebesar US$ 13,82 per barel rata-rata untuk semua kontraktor. 2. Dengan menggunakan angka harga minyak Indonesia yang disebut IPC, mari kita hitung berapa besar keuntungan usaha minyak bumi kita. Pada lampiran-5 disebut angka ICP adalah $60/bbl untuk tahun 2007 dan produksi minyak bumi NKRI adalah barel. Jadi keuntungan usaha minyak bumi NKRI adalah jumlah produksi dikalikan (ICP/bbl CR/bbl) = US$ selama tahun Jadi keuntungan usaha Minyak bumi ini adalah sebesar 3,34 kali jumlah Cost Recovery atau biaya Produksi Minyak bumi. Misalkan rata-rata keuntungan ini dibagi 75/25 (angka tepatnya saya tidak tahu), maka keuntungan masing-masing pihak adalah sbb.: 1. Pemerintah NKRI = US$ 12,036 Milyar atau untung 251% atas modal ganti biaya CR. 2. Kontraktor Migas = US$ 4,012 Milyar atau untung 84% atas modal investasi dan biaya operasi Jadi usaha minyak bumi yg penuh risiko, terutama pada masa pencarian, eksplorasi itu saat harga minyak naik sangat menguntungkan pihak-pihak terkait. Tentu dalam perhitungan bisnis yg lebih detel cost of money ikut diperhitungkan oleh kontraktor, karena pada masa-masa eksplorasi sampai dengan produksi (sekitar 7 tahun mereka harus menguras isi kantong, para investornya. 3. Sayangnya konsumsi minyak kita menanjak dari tahun ke tahun, sejak pembagunan dilaksanakan (1970), sedangkan produksi minyak kita yang semula menanjak dan sempat mencapai 1,5 juta barel per hari di tahun 1980, mulai menurun sejak tahun 1990an dan kini kita tidak dapat menikmati keuntungan karena kenaikan minyak bumi di pasar global. 4. Data CR untuk blok Rokan yang dikelola oleh Chevron adalah US $ 1,133 milyar. Ini adalah Blok produsen minyak bumi terbesar milik NKRI saat ini. Dari lampiran-4 dan -5, terlihat angka-angka produksi Chevron sekarang. Bila kita andaikan produksi dari blok Rokan itu saja pada tahun 2007 adalah sebesar bbl/hari. Jadi CR untuk Chevron itu setara degan biaya produksi sebesar US$ 8,87 per barel (cukup dekat dgn angka yg saya tahu dulu sekitar US$ 5 per barel. Angka Biaya Produksi yang hanya US$ 8,87 per barel ini merifleksi biaya produksi minyak bumi yang beroperasi di daratan dengan ladang minyak yg besar (Minas, Duri, Bangko, Kotabatak, dll). Dapat kita bayangkan keuntungan yg bisa kita peroleh dari ladang minyak lain yg sampai saat ini belum juga berproduksi dgn berbagai alasan. Tentu dari dalang minyak lepas pantai akan lebih mahal. 5. Data CR untuk PERTAMINA disebut sebesar US$ 1,96 milyar. Dari pemberitaan (lampiran-3) dilaporkan produksi Pertamina dalam tahun adalah sebesar per hari rata-rata atau sama dengan barel setahun. Jadi biaya produksi minyak bumi Pertamina adalah US$ 37,00/barel. Angka ini mewakili biaya produksi dari ladang-ladang minyak lama dan kecil-kecil, yang dikelola oleh Pertamina. Walaupun tinggi biaya produksi dari ladang-ladang lama dan kecil lebih tinggi, tetap saja masih tetap menguntungkan bila diproduksi.

3 Simulasi Dengan kondisi harga minyak bumi saat ini, saya coba membuat simulasi, untuk berbagai harga minyak dan saya lampirkan 2 buah contoh yaitu harga minyak bumi berada pada harga US$90/bbl dan US$60/bbl (lampiran-6 dan -7). Di sini diandaikan produksi per hari adalah bbl, DMO = 25% dan pembagian keuntungan adalah 15% untu kontraktor dan 85% untuk Pemerintah NKRI. Terlihat di sini beberapa kesimpulan saya sbb.: Pada harga minyak bumi US$ 60/bbl maka para kontraktor hanya mampu untuk meningkatkan produksinya sampai dengan biaya produksi pada tingkat US$ 19/bbl karena masih ada profit margin sebesar 20%. Kurang dari profit margin ini, kemungkinan induk perusahaan mereka akan investasi dananya di negara lain. Pada harga minyak bumi US$ 60/bbl, Pertamina sbg perusahaan milik negara, dengan biaya produksi US$ 37/bbl masih tetap memberikan profit magin sebesar 18%, walaupun keuntungannya hanya 3%. Pada harga minyak bumi US$ 90/bbl maka para kontraktor akan mampu untuk meningkatkan produksinya sampai dengan biaya produksi pada tingkat US$ 28/bbl karena masih ada profit margin sebesar 20%. Kurang dari profit margin ini, kemungkinan induk perusahaan mereka akan investasi dananya di negara lain. Pada harga minyak bumi US$ 90/bbl, Pertamina sbg perusahaan milik negara, dengan biaya produksi US$ 37/bbl memberikan profit magin sebesar 70% dan keuntungannya berada pada level 12%. Semoga rekan-rekan mendapatkan gambaran umum yang lebih jelas dan bermanfaat. ---

4 Lampiran-1 Cost Recovery Capai US$ 8,33 Miliar Selama 2007 Alih Istik Wahyuni - detikfinance Rabu, 23/01/ :11 WIB Jakarta - Cost Recovery yang harus dibayarkan pemerintah untuk seluruh kontraktor selama 2007 mencapai US$ 8,33 miliar. Pertamina masih menjadi perusahaan dengan permintaan cost recovery terbesar. Hal itu terungkap dari data yang dipaparkan BP Migas dalam rapat dengar pendapat dengan Komisi VII di gedung MPR/DPR, Jakarta, Rabu (23/1/2008). "Besaran cost recovery untuk seluruh kontraktor KKS produksi tahun 2007 mencapai US$ 8,33 miliar," bunyi data BP Migas. Rinciannya, cost recovery untuk produksi minyak sebesar US$ 4,802 miliar dan untuk produksi gas sebesar US$ 3,535 miliar. Dalam data itu, tercatat cost recovery untuk Pertamina mencapai US$ 1,956 miliar. Angka itu merupakan cost recovery untuk kegiatan hulu Pertamina baik melalui Pertamina EP maupun Joint Operating Body, Joint Operating Agreement, dan kepemilikan saham di beberapa lapangan. Menanggapi angka ini, Direktur Keuangan Pertamina Frederick Siahaan menjelaskan, cost recovery Pertamina sebesar itu masih mengandung cost recovery tidak langsung yang sempat dipersoalkan beberapa waktu lalu. "Angkanya masih dihitung, jadi angka itu (cost recovery) belum dikoreksi," kata Frederick kepada detikfinance disela RDP dengan Komisi VII di saat yang sama. Ia menambahkan, angka cost recovery itu memang tidak berubah jauh dari tahun sebelumnya. Selanjutnya Chevron Pacific Indonesia di Blok Rokan PS mencatat cost recovery sebesar US$ 1,133 miliar dan disusul Inpex di blok East Kalimantan dengan cost recovery sebesar US$ 828 juta dan berikutnya Total E&P Indonesie mencatat cost recovery sebesar US$ 823 juta di blok Mahakam. (lih/arn) Pak, numpang tanya, memangnya pendapatan kita dari minyak bumi berapa? APBN-nya aja cuma Rp 800T atau sekitar USD 80M. Terus investasi yang masuk untuk perminyakan sepanjang tahun 2007 kira-kira berapa?

5 Lampiran-2 Data Produksi Energi NKRI (Sumber ESDM) dlm barel dlm barel dlm barel dlm barel Tahun Produksi Konsumsi Ekspor Impor ,822, ,714, ,623, ,224, ,493, ,302, ,134, ,448, ,289, ,845, ,172, ,545, ,497, ,493, ,766, ,159, ,486, ,494, ,234, ,489, ,814, ,190, ,195, ,761, ,738, ,806, ,901, ,269, ,849, ,668, ,947, ,361, ,415, ,955, ,840, ,206,903.00

6 Lampiran-3 Cadangan Minyak Pertamina capai 2,6 miliar barel Sumber: Kompas Cyber media Jumat, 28 Desember :09 wib JAKARTA,JUMAT - Cadangan minyak dan gas (migas) PT Pertamina (Persero) hingga akhir 2007 tercatat mencapai 2,6 miliar barel setara minyak. Direktur Hulu Pertamina Sukusen Soemarinda dalam paparan akhir tahun di Jakarta, Jumat (28/12) mengatakan, cadangan tersebut terdiri dari minyak 1,07 miliar barel dan gas 8,7 triliun kaki kubik. "Sepanjang 2007, temuan eksplorasi memang agak kurang," katanya. Tahun ini, temuan eksplorasi minyak hanya 34 juta barel dan gas sebesar 507 juta kaki kubik atau total 115 juta barel setara minyak. "Namun, kami sedang membor enam sumur eksplorasi untuk menambah cadangan," katanya. Sukusen menambahkan, sampai Desember 2007, total produksi minyak Pertamina mencapai barel per hari atau naik 7,2 persen dibandingkan Produksi minyak itu terdiri dari produksi PT Pertamina EP barel per hari dan mitra barel per hari. "Tahun 2008, kami targetkan produksi mencapai barel per hari atau naik 24,5 persen dibandingkan tahun ini," katanya. Tingkat produksi 2008 terdiri dari Pertamina EP barel per hari dan mitra barel per hari. Untuk gas, lanjut Sukusen, pada 2007, produksi Pertamina mencapai 1.113,9 juta kaki kubik per hari (MMSCFD) yang terdiri dari Pertamina EP 986 MMSCFD dan mitra 127,9 MMSCFD. Sedangkan pada 2008, Pertamina menargetkan produksi gas mencapai 1.485,3 MMSCFD yang terdiri dari Pertamina EP 1.325,5 MMSCFD dan mitra 159,8 MMSCFD. Sukusen menambahkan, aktivitas hulu migas di luar negeri juga masih berlangsung. Saat ini, lanjutnya, Pertamina memfokuskan pengembangan enam blok migas di Sudan, Qatar, Libya, Vietnam, dan Malaysia. "Aktivitas hulu di luar negeri mencapai 20 persen dari keseluruhan," ujarnya. (ANT/EDJ)

7 Lampiran-4 Pemerintah Masih Andalkan Chevron Kejar Target /12/07 14:28 Jakarta (ANTARA News) - Pemerintah Indonesia masih mengandalkan produksi minyak PT Chevron Pacific Indonesia (CPI) untuk mencapai target produksi yang ditetapkan dalam APBN 2008 sebesar 1,084 juta barel per hari. Wakil Kepala Badan Pelaksana Hulu Minyak dan Gas Bumi (BP Migas) Abdul Muin di sela pertemuan Menteri ESDM Purnomo Yusgiantoro dengan para pemangku kepentingan di sektor ESDM di Jakarta, Jumat mengatakan, pemerintah mengharapkan Chevron berproduksi sekitar barel per hari pada Angka produksi Chevron itu mencapai 40,7 persen dari target nasional 1,084 juta barel per hari. "Chevron memiliki potensi itu. Kuncinya, tinggal menambah sumur dan melakukan perawatan saja," katanya. Selain Chevron, lanjutnya, pemerintah juga berharap pada produksi PT Pertamina (Persero) dan ConocoPhillips. Menurut dia, hampir di semua lapangan yang dikelola Pertamina memiliki potensi minyak cukup tinggi. Menyangkut Blok Cepu, Muin mengatakan, blok tersebut memang akan mulai berproduksi pada "Namun, karena produksinya di akhir tahun, maka tambahan buat 2008 relatif kecil. Tahun 2009, Cepu baru akan memberikan sumbangan produksi cukup besar," katanya. Sebelumnya, dalam rapat dengan Komisi VII DPR, BP Migas mentargetkan produksi 2008 direncanakan berasal antara lain dari Chevron barel per hari, Pertamina barel per hari, Conoco SNSB barel per hari, Inpex barel per hari, CNOOC barel per hari, dan Total Indonesie barel per hari. Selanjutnya, Medco E&P Rimau barel per hari, BP ONWJ barel per hari, BOB CPP barel per hari, Pertamina Hulu-PPI/JOA-JOB barel per hari, Petrochina Jabung barel per hari, dan JOC Pertamina-Mobil Cepu barel per hari. Selain lapangan yang sudah lama ada, BP Migas juga akan mengandalkan produksi minyak 2008 dari setidaknya 22 lapangan baru. Sebanyak 10 lapangan minyak di antaranya merupakan lapangan yang baru berproduksi pada Ke-10 lapangan itu adalah North Duri, Kotabatak, Bekapai, Handil, Tunu 11A, Pulau Gading dan Sungai Kenawang, Fariz, Kuat, Singa, dan Tangguh. Sementara, 12 lapangan lainnya sudah mulai produksi awal 2007, namun akan mencapai produksi dengan jumlah yang cukup besar pada Ke-12 lapangan itu adalah SW Betara, Tunu 12, TSB, Ujung Pangkah, Soka, Fariz, NE Aja, Balam South, KE-32, KE-38, KE-39, dan KE-54.(*) COPYRIGHT 2007

8 Lampiran-5 Target Produksi Minyak 2008 Diragukan Sinar Harapan Rabu, 29 Agustus 2007 Oleh Novan Dwi Putranto Jakarta-Sejumlah anggota Komisi VII DPR meragukan target produksi minyak mentah pemerintah sebesar 1,034 juta barel per hari. Anggota Komisi VII DPR Zulkliemansyah menyangsikan target produksi minyak tersebut mengingat kecenderungannya yang mengalami penurunan dari tahun ke tahun. Tahun ini saja, target produksi harus direvisi. Bagaimana bisa tahun depan produksi akan meningkat, ujarnya usai rapat kerja dengan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Purnomo Yusgiantoro, Selasa (28/8). Hal senada disampaikan Sonny Keraf yang mengatakan pemerintah seharusnya memberikan angka-angka yang lebih realistis, karena angka itu akan berpengaruh pada asumsi makro lainnya. Pada APBN tahun 2007, produksi minyak ditetapkan sebesar satu juta barel per hari, namun dalam RAPBN 2007 direvisi menjadi barel per hari. Meski demikian, Komisi VII DPR menyepakati tingkat lifting minyak dalam RAPBN 2008 sebesar 1,034 juta barel per hari dengan harga patokan minyak Indonesia (Indonesian Crude Price/ICP) US$ 60 per barel seperti yang diajukan pemerintah. Ketua Komisi VII DPR Airlangga Hartarto mengatakan, pihaknya akan memonitor pencapaian angka-angka tersebut dalam rapat-rapat mendatang. Kami akan tagih target pemerintah, khususnya dalam produksi minyak dalam rapat-rapat mendatang, katanya. Dengan lifting minyak itu maka penerimaan migas 2008 diperkirakan mencapai Rp 112,3 triliun atau mengalami kenaikan Rp 6,9 triliun (6,5 persen) dibandingkan RAPBN Perubahan 2007 sebesar Rp 105,4 triliun. Angka lifting merupakan tingkat produksi setelah dikurangi pengalihan barel minyak dengan gas di Lapangan Duri milik PT Chevron Pacific Indonesia (CPI). Dengan demikian, tingkat produksi minyak mentah dan kondensat tahun 2008 ditargetkan mencapai 1,084 juta barel per hari. Harga Minyak DPR menilai asumsi harga minyak Indonesia ICP sebesar US$ 60 terlalu rendah dibandingan dengan harga minyak dunia saat ini. Jangan sampai tiga bulan lagi, kami diajak duduk bersama untuk merevisi, kata Misbah Hidayat, anggota Komisi VII DPR dari FPKB. Namun, Gubernur Organisasi Negara-negara Pengekspor Minyak (OPEC) untuk Indonesia Maizar Rahman menjelaskan, tingginya harga minyak belakangan ini merupakan siklus tahunan dan sekarang dalam kecenderungan turun. Menurut dia, sejumlah faktor yang mempengaruhi penurunan harga minyak adalah kenaikan jumlah permintaan minyak dunia yang dapat dipenuhi negara-negara OPEC dan non-opec. Selain itu, kapasitas kilang dunia mencukupi dan produksi premium di Amerika melebih permintaan karena telah melewati musim berpergian, persediaan stok minyak di atas lima tahun, dan sentimen pasar pada perdagangan berjangka cenderung turun. Hanya kondisi cuaca dan geopolitik yang memungkinkan harga minyak bergerak naik, kata Maizar. Optimistis Badan Pelaksana Hulu Minyak dan Gas Bumi (BP Migas) optimistis target produksi minyak 2008 bisa tercapai dengan mengandalkan produksi minyak mentah dari 10 kontraktor kontrak kerja sama (KKKS). Wakil Kepala BP Migas Abdul Muin mengatakan, produksi minyak 10 KKKS terbesar tersebut mencapai barel per hari. Tingkat produksi minyak 10 KKKS itu mencapai 80,1 persen dari target RAPBN 2008 sebesar 1,034 juta barel per hari, katanya. Kesepuluh KKKS itu adalah PT Chevron Pasific Indonesia (CPI) sebesar barel per hari, PT Pertamina EP barel per hari, ConocoPhillips

9 SNSB barel per hari, Inpex barel per hari, dan China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) barel per hari. Selain itu, KKKS lainnya adalah Total Indonesia barel per hari, Medco EP Rimau barel per hari, BP ONWJ barel per hari, BOB CPP barel per hari, dan Pertamina Hulu-PPI/JOA-JOB barel per hari.(dwi)

10 Lampiran- 6 Simulasi Harga Minyak US$ 90/Bbl & Biaya Produksi ICP (US$) PRODUKSI per hari (bbl) Biaya per Bbl (US$)l Profit OiL Total NKRI Total PSC Profit Margin NKRI Porfit Margin PSC Keterangan , ,778 86,861 13, % 491% , ,556 84,972 15, % 238% , ,444 84,028 15, % 188% , ,333 83,083 16, % 154% , ,222 82,139 17, % 130% , ,111 81,194 18, % 112% , ,000 80,250 19, % 98% Rokan Blok , ,889 79,306 20, % 86% , ,778 78,361 21, % 77% , ,667 77,417 22, % 69% , ,556 76,472 23, % 63% , ,444 75,528 24, % 57% , ,333 74,583 25, % 53% , ,222 73,639 26, % 48% , ,111 72,694 27, % 45% , ,000 71,750 28, % 41% , ,889 70,806 29, % 38% , ,778 69,861 30, % 36% , ,667 68,917 31, % 33% , ,556 67,972 32, % 31% , ,444 67,028 32, % 29% , ,333 66,083 33, % 27% , ,222 65,139 34, % 26% , ,111 64,194 35, % 24% , ,000 63,250 36, % 23% , ,889 62,306 37, % 21% , ,778 61,361 38, % 20% , ,667 60,417 39, % 19% , ,556 59,472 40, % 18% , ,444 58,528 41,472 94% 17% , ,333 57,583 42,417 89% 16% , ,222 56,639 43,361 84% 15% , ,111 55,694 44,306 79% 14% , ,000 54,750 45,250 74% 13% , ,889 53,806 46,194 70% 12% Pertamina , ,778 52,861 47,139 66% 12% , ,667 51,917 48,083 62% 11% , ,556 50,972 49,028 58% 10% , ,444 50,028 49,972 55% 10% , ,333 49,083 50,917 52% 9% , ,222 48,139 51,861 48% 9%

11 Lampiran-7 Simulasi Harga Minyak US$ 60/Bbl & Biaya Produksi ICP (US$) PRODUKSI per hari (bbl) Biaya per Bbl (US$)l Profit OiL Total NKRI Total PSC Profit Margin NKRI Porfit Margin PSC Keterangan , ,667 85,917 14, % 323% , ,333 83,083 16, % 154% , ,667 81,667 18, % 120% , ,000 80,250 19, % 98% , ,333 78,833 21, % 81% , ,667 77,417 22, % 69% , ,000 76,000 24, % 60% Rokan Blok , ,333 74,583 25, % 53% , ,667 73,167 26, % 46% , ,000 71,750 28, % 41% , ,333 70,333 29, % 37% , ,667 68,917 31, % 33% , ,000 67,500 32, % 30% , ,333 66,083 33, % 27% , ,667 64,667 35, % 25% , ,000 63,250 36, % 23% , ,333 61,833 38, % 21% , ,667 60,417 39, % 19% , ,000 59,000 41,000 97% 17% , ,333 57,583 42,417 89% 16% , ,667 56,167 43,833 81% 14% , ,000 54,750 45,250 74% 13% , ,333 53,333 46,667 68% 12% , ,667 51,917 48,083 62% 11% , ,000 50,500 49,500 57% 10% , ,333 49,083 50,917 52% 9% , ,667 47,667 52,333 47% 8% , ,000 46,250 53,750 43% 8% , ,333 44,833 55,167 38% 7% , ,667 43,417 56,583 35% 6% , ,000 42,000 58,000 31% 5% , ,333 40,583 59,417 28% 5% , ,667 39,167 60,833 24% 4% , ,000 37,750 62,250 21% 4% , ,333 36,333 63,667 18% 3% Pertamina , ,667 34,917 65,083 16% 3% , ,000 33,500 66,500 13% 2% , ,333 32,083 67,917 11% 2% , ,667 30,667 69,333 8% 1% , ,000 29,250 70,750 6% 1% , ,333 27,833 72,167 4% 1%