PENGEMBANGAN KONTRAK KERJA SAMA PENGELOLAAN SUMUR TUA DI INDONESIA. Oleh : Rizky Sulaksono*

Transkripsi

1 PENGEMBANGAN KONTRAK KERJA SAMA PENGELOLAAN SUMUR TUA DI INDONESIA Oleh : Rizky Sulaksono* Sari Menurut Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) No. 01 Tahun 2008, yang dimaksud dengan sumur tua adalah sumur-sumur minyak bumi yang dibor sebelum tahun 1970 dan pernah diproduksikan serta terletak pada lapangan yang tidak diusahakan pada suatu wilayah kerja yang terikat Kontrak Kerja Sama dan tidak diusahakan lagi oleh Kontraktor. Sumur tua ini sekarang menjadi ekonomis akibat harga minyak yang melambung tinggi. Sumur-sumur tua di Indonesia terdapat kurang lebih sumur, antara lain 3623 sumur berada di Sumatera bagian selatan, 3143 sumur di Kalimantan Timur, 2496 sumur di Jawa Tengah, Timur, dan Madura, 2392 sumur di Sumatera bagian utara, 1633 sumur di Sumatera bagian tengah, 100 sumur di Kalimantan bagian selatan, 208 sumur berada di Papua dan sebanyak 229 sumur di Seram. Sumur tua dapat diusahakan oleh atas ketentuan-ketentuan yang berlaku. Model kontrak kerja sama yang digunakan adalah Cost & dan Bagi Hasil. Cost & yaitu Kontraktor memberikan fee sebagai imbalan kepada per barrel. Sedangkan Kontrak Bagi Hasil, share contractor yang telah di-split dengan Pemerintah di-split kembali untuk dan Kontraktor segala operation cost dibebankan ke Kontraktor sebagai operation cost Kontraktor. dan share sangat mempengaruhi tingkat keekonomisan sumur tua tersebut sehingga harus diketahui fee minimum dan share minimum yang mesti diberikan kepada. Kata kunci : Peraturan Menteri ESDM No. 01 Tahun 2008, Cost and, PSC, usaha sumur tua Abstract According to Minister Regulation of Energy and Mineral Resources No. 01 Year 2008, old well is wells which are drilled before 1970 and ever produced in the working area of cooperation contract and not produced anymore by the contractor. Old wells nowadays become valuable because the crude oil price is high. Old wells in Indonesia are about wells, they are 3623 wells ini south of Sumatera, 1633 wells ini middle of Sumatera, 2392 wells ini north of Sumatera, 3143 wells in east of Kalimantan, 100 wells in south of Kalimantan, 2496 wells ini middle, east of Java, Madura, 208 wells ini Papua and 229 wells in Seram. The old wells are produced by based on term of agreements. Cooperation contract which is used is Cost & model and Sharing Mode. In the Cost & model, Contractor pay fee to for producing oils. And for Sharing Model, Contractor share that is after splitted with Government that splitted again for revenue and Contractor revenue and all operation cost of become operation cost of Contractor. and share of are impacting the economic value of old well, therefore must know the minimum fee and minimum share to be given to. Keywords : Minister Regulation of Energy and Mineral Resources No. 01 Year 2008, Cost and, PSC, old well business *)Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung PENDAHULUAN Kenaikan harga minyak yang melonjak pesat mengakibatkan minyak sangatlah berharga. Sehingga sumur-sumur tua yang tadinya ditinggalkan karena tidak ekonomis, sekarang kembali dibuka dan diproduksikan kembali karena dengan harga minyak yang tinggi sekarang ini, pengembangan sumur-sumur tua ini menjadi ekonomis. Menurut Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) No. 03 Tahun 2008 tentang pedoman tata cara pengembalian bagian wilayah kerja yang tidak dimanfaatkan oleh kontraktor kontrak kerja sama dalam rangka peningkatan produksi minyak dan gas bumi dijelaskan bahwa kontraktor berkewajiban untuk mengembangkan setiap penemuan lapangan/struktur yang mengandung minyak dan gas bumi pada wilayah kerjanya dan atau mengusahakan kembali lapangan/struktur yang pernah diproduksikan. Dalam hal mengusahakan kembali lapangan/struktur yang pernah diproduksikan, kontraktor dapat menunjuk badan usaha atau bentuk usaha tetap lain kepada menteri untuk mengembangkan lapangan/struktur tersebut atau kontraktor mengembalikan lapangan/struktur kepada menteri. Beberapa regulasi telah dirubah berkaitan dengan pengelolaan sumur-sumur tua. Di antaranya adalah Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Rizky Sulaksono, Sem II 2007/2008 1

2 Mineral (ESDM) Nomor 01 Tahun 2008 yang menggantikan Keputusan Menteri Pertambangan dan Energi Nomor 1285.K/30/M.PE/1996 mengenai pedoman pengusahaan pertambangan minyak bumi pada sumur-sumur tua yang sudah tidak sesuai dengan perkembangan peraturan perundang-undangan di bidang minyak dan gas bumi. Menurut Peraturan Menteri ESDM Nomor 01 Tahun 2008, sumur tua adalah sumur-sumur minyak bumi yang dibor sebelum tahun 1970 dan pernah diproduksikan serta terletak pada lapangan yang tidak diusahakan pada suatu wilayah kerja yang terikat Kontrak Kerja Sama dan tidak diusahakan lagi oleh kontraktor. Dalam hal kontraktor tidak mengusahakan lagi, KUD atau BUMD dapat mengusahakan dan memproduksikan minyak bumi dari sumur tua dengan persetujuan Menteri. Pelaksanaan usaha dan produksi minyak bumi yang dilakukan KUD atau BUMD dilakukan berdasarkan perjanjian dengan kontraktor. SUMUR-SUMUR TUA DI INDONESIA Pemerintah Indonesia menawarkan sekitar 13 ribu sumur tua kepada untuk diproduksi kembali melalui kontrak kerja sama dengan Kontraktor KKS dan PT. PERTAMINA. Saat ini setidaknya terdapat sumur tua minyak bumi aktif sebanyak 745 sumur dan non aktif sebanyak sumur. Sebagian besar berada pada wilayah kerja PT. PERTAMINA dan sebagian lainnya berada di wilayah kerja Kontraktor KKS. Sumur-sumur tua yang berjumlah total sumur tersebar di seluruh wilayah Indonesia., dapat dilihat pada Tabel 1. Antara lain, 3623 sumur berada di Sumatera bagian selatan, 3143 sumur di Kalimantan Timur, 2496 sumur di Jawa Tengah, Timur, dan Madura, 2392 sumur di Sumatera bagian utara, 1633 sumur bagian tengah, 100 sumur di Kalimantan bagian selatan 208 sumur berada di Papua dan sebanyak 229 sumur di Seram. Tabel 1. Jumlah Sumur Tua di Indonesia Wilayah Jumlah Sumur Sumatera bagian utara 2392 Sumatera bagian tengah 1633 Sumatera bagian selatan 3623 Kalimantan bagian timur 3143 Kalimantan bagian selatan 100 Jawa Tengah-Timur-Madura 2496 Papua 208 Seram 229 Total Pembukaan sumur-sumur tua di Indonesia untuk diharapkan dapat menambah produksi minyak Indonesia sebesar 5 ribu sampai 12 ribu bbl/day. PENGUSAHAAN SUMUR TUA Berdasarkan Peraturan Menteri ESDM No. 01 Tahun 2008, untuk mengusahakan sumur tua harus mengajukan permohonan kepada kontraktor dengan tembusan menteri, dirjen, dan BP migas dengan melampirkan dokumen administratif dan teknis. Permohonan tersebut didasarkan atas rekomendasi dari Pemerintah Kabupaten/Kota dan disetujui oleh Pemerintah Propinsi. Untuk dokumen administratif meliputi : 1. Akte pendirian dan perubahannya yang telah mendapatkan pengesahan dari instansi yang berwenang. 2. Surat Tanda Daftar Perusahaan. 3. Nomor Pokok Wajib Pajak (NPWP). 4. Surat Keterangan Domisili. 5. Rekomendasi dari Pemerintah Kabupaten/Kota dan disetujui oleh Pemerintah Propinsi setempat. 6. Surat pernyataan tertulis di atas materai mengenai kesanggupan memenuhi ketentuan perundang-undangan. Sedangkan untuk dokumen teknis meliputi : 1. Peta lokasi sumur tua yang dimohonkan. 2. Jumlah sumur yang dimohonkan. 3. Rencana memproduksikan minyak bumi termasuk usulan imbalan jasa. 4. Rencana program keselamatan dan kesehatan kerja serta pengelolaan lingkungan hidup termasuk penanggung jawab pelaksanaan. 5. Kemampuan keuangan. Jangka waktu perjanjian untuk memproduksikan minyak bumi paling lama 5 tahun dan dapat diperpanjang untuk jangka waktu paling lama 5 tahun. Perjanjian memproduksikan minyak bumi ini paling sedikit memuat : 1. Jumlah dan lokasi sumur tua yang akan diproduksi. 2. Imbalan jasa memproduksi minyak bumi. 3. Jangka waktu, perpanjangan dan pengakhiran perjanjian. 4. Alat bantu mekanik dan teknologi yang digunakan. 5. Tenaga kerja. 6. Mutu dan spesifikasi minyak bumi. 7. Titik penyerahan minyak bumi. 8. Aspek keselamatan dan kesehatan kerja serta pengelolaan lingkungan hidup. 9. Penyelesaian perselisihan. Untuk pengelolaan sumur tua terdapat dua jenis, yang membedakan jenis pengelolaan ini adalah teknologi yang mendukungnya, yaitu : 1. Teknologi Konvensional 2. Teknologi Tepat Guna Teknologi Konvensional Teknologi konvensional yang sekarang ini digunakan seperti pada sumur-sumur tua di Cepu adalah metode sumur timba manual dan mekanis. Metode sumur timba manual merupakan teknologi Rizky Sulaksono, Sem II 2007/2008 2

3 yang paling sederhana yang dapat digunakan untuk memproduksikan fluida dari sumur-sumur tua. Metode ini tidak memerlukan biaya investasi yang besar dan sangat mudah dalam pengoperasiannya. Akan tetapi disamping kesederhanaan dan kemurahan dalam investasi, teknologi ini memiliki beberapa kekurangan dimana produksi akan sangat terbatas karena sangat bergantung pada tenaga kerja manusia dan memerlukan ruang untuk dapat menarik kabel/kawat baja (yang menarik timba sampai kepermukaan sumur) sepanjang/sejauh kedalaman sumur. Metode sumur timba mekanis merupakan modifikasi dari metode sumur timba manual dimana tenaga kerja manusia diganti dengan mesin. Kelebihan teknologi ini adalah kinerja produksi tidak tergantung kekuatan tenaga kerja manusia dan tidak memerlukan ruang/space untuk menarik kabel baja karena kabel baja tidak perlu ditarik sejauh kedalaman sumur akan tetapi diubah menjadi digulung oleh mesin. Metode ini memerlukan biaya investasi tambahan berupa mesin penarik yang dapat berupa mesin mobil/truk yang memiliki kekuatan sebesar beban penimbaan Untuk diagram alir proses produksi sumur tua dengan teknologi konvensional dapat dilihat pada Gambar 1 dan untuk skema produksinya dapat dilihat pada Gambar 2 untuk sumur timba manual dan Gambar 3 untuk sumur timba mekanis. OK Timba : - Manusia - Truck Ada Kedalaman OK Tidak Bersihkan Sumur Sumur Casing Tidak Ditinggal, cari sumur lainnya Minyak Rp Gambar 1. Proses Produksi Sumur Tua dengan Teknologi Konvensional Skema Sumur Timba Manual Tidak Bersihkan sumur Pasang Casing Timba : - Manusia - Truck Gambar 2. Skema Sumur Timba Manual Skema Sumur Timba Mekanis Gambar 3. Skema Sumur Timba Mekanis Teknologi Tepat Guna Metode sumur Jet Pump merupakan modifikasi alternatif metode yang dapat digunakan dengan beberapa kelebihan yaitu produksi dapat dilakukan secara terus menerus sehingga dapat diharapkan produksi menjadi lebih tinggi dan kontinyu sepanjang waktu. Teknologi ini digunakan untuk mengatasi keterbatasan teknologi konvensional yang saat ini masih sederhana. Meskipun demikian, diperlukan investasi yang cukup besar untuk aplikasinya. Dengan teknologi ini sebenarnya masih dimungkinkan proses peningkatan produksi lanjutan menggunakan pembersihan sumur (acidizing). PROSEDUR PEMANFAATAN SUMUR TUA Berikut adalah prosedur pemanfaatan sumur tua : a. Pemilihan sumur yang akan dibuka b. Persiapan lokasi c. Pelaksanaan pembersihan/pembukaan sumur d. Pengurasan e. Produksi Pemilihan sumur yang akan dibuka Pemilihan sumur ini berdasarkan pada data geologi dan data sumur yang ada, meliputi : a. Sejarah produksi masa lalu/sebelum ditinggalkan b. Kedalaman sumur c. Profil sumur d. Kendala yang ada (kondisi sumur terakhir) Persiapan lokasi Setelah dilakukan pemilihan sumur, dilakukan persiapan lokasi antara lain : a. Pembersihan lokasi sumur b. Pembuatan jalan menuju lokasi sumur c. Pembuatan cellar d. Pembuatan bak penampung minyak hasil produksi Pelaksanaan pembersihan/pembukaan sumur Kondisi sumur tua yang ada dalam kondisi tertutup tanah, batu, maupun benda-benda lain Rizky Sulaksono, Sem II 2007/2008 3

4 seperti pipa, besi, dll, sehingga perlu dibersihkan agar kondisi sumur seperti kondisi semula. KUD/ BUMD Kontraktor KKS Pemerintah Pengurasan Setelah pembersihan sumur, tahap selanjutnya adalah pengurasan, tujuan pengurasan adalah untuk membersihkan cairan lumpur dan air yang ada di dalam sumur. Pengurasan ini dilakukan sampai fluida keluar dari dalam sumur. Cost & Bagi Hasil Sumur Tua PSC Produksi Setelah pengurasan selesai dan minyak mulai ikut terproduksi, maka tahap selanjutnya adalah produksi minyak. Untuk teknologi konvensional proses produksinya adalah dengan cara cairan (minyak dan air) dimasukkan ke dalam bak pemisah sekaligus sebagai penampung minyak, yang selanjutnya dipompa dengan menggunakan pompa alcon ke truck tangki untuk dibawa ke PPM (pusat penampungan minyak). Alat yang digunakan pada tahap produksi ini adalah: a. Truk b. Timba c. Seling timba d. Bak pemisah/penampung e. Pompa Alcon Sedangkan untuk penggunaan teknologi tepat guna, setelah pengurasan selesai dan minyak mulai ikut terproduksi, kemudian pompa penguras di cabut dan diganti dengan Alat Produksi Tepat Guna (APTG). Alatnya terdiri dari : a. Pompa submersible b. Panel pompa c. Kabel pompa d. Riser pipe 1.5 galvanis medium A e. Kawat pengaman (seling) f. Genset Keuntungan dari penggunaan teknologi tepat guna ini adalah : a. Lebih aman dibandingkan dengan menggunakan teknologi konvensional b. Minyak tidak tercecer kemana-mana c. Lingkungan menjadi bersih d. Gas dapat dilokalisir e. Sederhana dan mudah pemasangan f. Spare part mudah g. Kerusakan bisa langsung ditangani di lapangan h. Debit disesuaikan dengan influx sumur i. Biaya operasional murah MODEL KONTRAK SUMUR TUA Berdasarkan Peraturan Menteri No. 01 Tahun 2008 tentang pedoman pengusahaan pertambangan minyak bumi pada sumur tua, perjanjian memproduksi minyak bumi adalah perjanjian yang dibuat antara Kontraktor KKS dengan untuk memproduksi minyak bumi. Pada Gambar 4 dapat dilihat model kontrak sumur tua. Gambar 4. Model Kontrak Sumur Tua Berdasarkan Peraturan Menteri No. 01 Tahun 2008 bekerja di bawah Kontraktor KKS dengan mendapatkan imbalan dari Kontraktor KKS. Kontrak yang digunakan adalah Cost & dan Bagi Hasil. Pada kontrak Cost &, Kontraktor memberikan fee kepada sebagai imbalan dalam memproduksikan minyak dengan harga yang disepakati. ini menjadi operation cost bagi Kontraktor. Pada kontrak bagi hasil, yang di-split antara Kontraktor dengan adalah total income Kontraktor, dan semua biaya operasi dari ditanggung oleh kontraktor sebagai operation cost Kontraktor. Lamanya kontrak antara dengan Kontraktor KKS ditentukan dalam Peraturan Menteri ESDM No. 01 Tahun 2008 yaitu selama 5 tahun, dan dapat diperpanjang untuk jangka waktu paling lama 5 tahun. Model Kontrak Cost & dapat dilihat pada Gambar 5, dan untuk model Kontrak Bagi Hasil dapat dilihat pada Gambar 6. Gambar 5. Model Kontrak Cost and antara Kontraktor KKS dengan BUMD/KUD, dan PSC antara Pemerintah dan Kontraktor KKS Rizky Sulaksono, Sem II 2007/2008 4

5 Domestic Market Obligation (DMO) DMO adalah sejumlah minyak yang disisihkan yaitu sebesar 25% dari share Kontraktor yang dibeli oleh Pemerintah dengan harga 10% dari harga pasar untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri. Tax Pajak yang mesti dibayarkan kepada Pemerintah. Untuk Kontraktor dikenakan pajak sebesar 44%, sedangkan dikenakan pajak usaha sebesar 30%. PERHITUNGAN KEEKONOMISAN PENGELOLAAN SUMUR TUA Indikator yang sering digunakan untuk mengetahui keekonomisan suatu usaha adalah : (Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return), dan POT (Pay Out Time). Gambar 6. Model Kontrak Bagi Hasil antara Kontraktor KKS dengan BUMD/KUD, dan PSC antara Pemerintah dan Kontraktor KKS Gross Revenue Gross Revenue ini merupakan pendapatan kotor yang merupakan perkalian produksi minyak dengan harga minyak. Untuk, Gross Revenue merupakan imbalan yang diterima dari Kontraktor. First Tranche Petroleum (FTP) FTP merupakan penyisihan minyak pertama yaitu sebesar 20% dari produksi disisihkan sebelum dikurangin biaya operasi dibagi antara Pemerintah dan Kontraktor. Cost Recovery Cost recovery merupakan penggantian biaya oleh Pemerintah kepada Kontraktor yang meliputi non capital, depresiasi, operating cost, dan unrecovered. Untuk sumur tua, cost recovery hanya operation cost. Equity to be Split (ES) Hasil produksi yang telah dikurangi oleh cost recovery dan FTP untuk kemudian dibagi sesuai dengan perjanjian antara Pemerintah dan Kontraktor. Pembagian hasil antara Pemerintah dengan Kontraktor sesuai dengan perjanjian yang ditentukan. Di Indonesia pembagian hasilnya adalah 85:15 (Pemerintah : Kontraktor). (Net Present Value) Nilai absolut keuntungan proyek sumur tua. yang didiskon dengan faktor diskon tertentu (dalam hal ini digunakan faktor diskon 10%, sama dengan rata-rata suku bunga pinjaman saat ini). IRR (Internal Rate of Return) Perhitungan keuntungan relatif proyek didasarkan atas persentasi pengembalian investasi. Jika IRR lebih besar atau sama dengan nilai minimum keuntungan yang dipersyaratkan, menunjukkan proyek layak diambil, demikian pula sebaliknya. Angka minimum yang dipersyaratkan dalam kajian ini ditetapkan sebesar 15%, yaitu tingkat pengembalian rata-rata proyek hilir migas. POT (Pay Out Time) Tahun yang menunjukkan pengeluaran modal sudah dapat direcover dari pendapatan proyek. Untuk data perhitungan dapat dilihat berikut ini pada Tabel 2 : Tabel 2. Data Perhitungan Cost & Data Nilai Harga Minyak $ 100 /bbl $ 15/bbl Operation Cost Kontraktor $ 2/bbl Operation Cost $ 10/bbl FTP 20 % DMO 25 % Discount Rate 10 % Kontraktor KKS Tax 44 % Tax 30 % Kontraktor KKS 15 % Government 85 % Capital $ Non Capital $ Rizky Sulaksono, Sem II 2007/2008 5

6 Data produksi merupakan data hipotetik dengan tingkat penurunan 15 % per tahun dapat dilihat pada Tabel 3 : Tabel 3. Data Produksi Tahun Produksi (bbl/day) Semua investasi dikeluarkan oleh, hasil perhitungannya dapat dilihat pada Tabel 4 : Tabel 4. Hasil Perhitungan Cost & Pemerintah Kontraktor $1,853, $256, $111, IRR 44% POT 16.3 bulan Dilihat dari IRR yang lebih besar dari minimum IRR sebesar 15%, pengelolaan sumur tua ini ekonomis untuk dilakukan. Berikut ini data yang digunakan untuk model bagi hasil antara dengan Kontraktor dapat dilihat pada Tabel 5 : Tabel 5. Data Perhitungan Bagi Hasil Data Nilai Harga Minyak $ 100 /bbl Operation Cost Kontraktor $ 2/bbl Operation Cost $ 10/bbl FTP 20 % DMO 25 % Discount Rate 10 % Kontraktor KKS Tax 44 % Tax 30 % Kontraktor KKS 15 % Government 85 % 25% Kontraktor 75% Capital $ Non Capital $ Data produksi yang digunakan sama dengan data produksi untuk model kontrak Cost & pada Tabel 3. Hasil perhitungan untuk kontrak Bagi Hasil dapat dilihat pada Tabel 6 berikut ini : Tabel 6. Hasil Perhitungan Kontrak Bagi Hasil Pemerintah Kontraktor $1,921, $516, $101, IRR 34% POT 18.1 Hasil dari perhitungan kontrak bagi hasil menunjukkan IRR yang lebih besar dari minimumnya tetapi lebih rendah dari IRR pada kontrak Cost &, ini disebabkan share yang rendah untuk harga minyak $100/bbl dan laju produksi minyak 30 bbl/day. PENENTUAN FEE MINIMUM DAN MAKSIMUM PADA MODEL COST & FEE Untuk menentukan fee minimum dan maksimum diperlukan sensitivitas perhitungan dengan beberapa variable yang dirubah, diantaranya adalah harga minyak, produksi, dan fee. Tabel 7 berikut ini adalah data sensitivitas yang digunakan. Tabel 7. Data Sensitivitas Nilai Harga Minyak $100 - $130/bbl Produksi bbl/day $12 - $24/bbl Indikator fee minimum adalah IRR sebesar minimum IRRnya yaitu 15%. Sedangkan fee maksimum ditentukan dari besar yang tidak boleh melebihi Kontraktor. Grafik pada Gambar 7 menunjukkan IRR untuk harga minyak $100/bbl dan produksi awalnya 30 bbl/day, dapat dilihat fee minimumnya adalah $13.74/bbl. minimum ini digunakan untuk produksi yang sama, dan harga minyak tidak mempengaruhi fee minimum tersebut. Gambar 7. Grafik IRR Untuk Harga Minyak $100/bbl dan Harga minyak menentukan fee maksimum yang dapat diberikan Kontraktor kepada. Dapat dilihat pada grafik di Gambar 8 yang menunjukkan fee maksimum untuk harga minyak $100/bbl dan produksi 30 bbl/day yaitu pada Rizky Sulaksono, Sem II 2007/2008 6

7 perpotongan Kontraktor dengan sebesar $20.38/bbl Untuk, IRR, dan POT dapat dilihat hasilnya pada Tabel 9 dan Tabel 10. Tabel 9. Nilai Pada Saat Minimum atau Maksimum untuk Produksi Awal 30 bbl/day Pemerintah Kontraktor $1,875, $262, $83, $1,760, $232, $222, $1,968, $253, $253, $2,177, $275, $275, $2,386, $298, $298, Gambar 8. Grafik Kontraktor dan Untuk Harga Minyak $100/bbl dan Bila harga minyak naik, maka Kontraktor pun ikut naik sehingga perpotongan Kontraktor dengan pun ikut naik, dapat dilihat pada grafik pada Gambar 9. Tabel 10. Nilai IRR dan POT Pada Saat Minimum atau Maksimum untuk IRR POT (bulan) % % % % % 5.8 Apabila produksi minyak lebih besar, maka terjadi perubahan fee minimum dan maksimum. Dapat dilihat pada Gambar 10, untuk produksi awal minyak 40 bbl/day diperoleh fee minimum yang lebih rendah dari produksi awal 30 bbl/day yaitu sebesar $12.8/bbl. Gambar 9. Grafik Kontraktor dan Untuk Dilihat dari Gambar 9, nilai fee maksimum yang didapat untuk produksi awal 30 bbl/day dan harga minyak $110/bbl adalah $21.39/bbl, untuk harga minyak $120/bbl adalah $22.39/bbl, dan untuk harga minyak $130/bbl adalah $23.39/bbl. Hasil selengkapnya untuk produksi awal 30 bbl/day dapat dilihat pada Tabel 8. Tabel 8. Minimum dan Maksimum untuk Harga Minyak Minimum Maksimum Gambar 10. Grafik IRR Untuk Harga Minyak $100/bbl dan Produksi 40 bbl/day Untuk fee maksimum yang didapat, ternyata fee maksimum untuk produksi awal 40 bbl/day sama dengan fee maksimum untuk produksi awal 30 bbl/day, ini dapat dilihat pada Gambar 11. Rizky Sulaksono, Sem II 2007/2008 7

8 Gambar 11. Grafik Kontraktor dan Untuk Untuk hasil selengkapnya dapat dilihat pada Tabel 11, 12, dan 13. Gambar 12. Grafik IRR Untuk Harga Minyak $100/bbl dan Produksi 50 bbl/day Tabel 11. Minimum dan Maksimum untuk Harga Minyak Minimum Maksimum Tabel 12. Nilai Pada Saat Minimum atau Maksimum untuk Produksi Awal 40 bbl/day Pemerintah Kontraktor 12.8 $2,523, $355, $82, $2,346, $307, $307, $2,625, $337, $337, $2,903, $367, $367, $3,182, $397, $397, Tabel 13. Nilai IRR dan POT Pada Saat Minimum atau Maksimum untuk IRR POT (bulan) % % % % % 4.4 Untuk produksi awal 50 bbl/day, fee minimum dan maksimum dapat dilihat pada Gambar 12 dan 13, dan Tabel 14. Gambar 13. Grafik Kontraktor dan Untuk Produksi Awal 50 bbl/day Tabel 14. Minimum dan Maksimum untuk Produksi Awal 50 bbl/day Harga Minyak Minimum Maksimum Untuk, IRR, dan POT pada saat fee minimum atau maksimum dapat dilihat hasilnya pada Tabel 14 dan Tabel 15. Tabel 14. Nilai Pada Saat Minimum atau Maksimum untuk Produksi Awal 50 bbl/day Pemerintah Kontraktor $3,170, $448, $82, $2,933, $384, $384, $3,281, $421, $421, $3,629, $459, $459, $3,977, $497, $496, Rizky Sulaksono, Sem II 2007/2008 8

9 Tabel 15. Nilai IRR dan POT Pada Saat Minimum atau Maksimum untuk Produksi Awal 50 bbl/day IRR POT (bulan) % % % % % 3.5 Dapat dilihat dari hasil sensitivitas bahwa fee minimum akan turun seiring dengan naiknya laju produksi awal dan tidak dipengaruji oleh harga minyak. Sedangkan fee maksimum akan naik seiring dengan naiknya harga minyak, tetapi menunjukkan angka yang sama apabila laju produksi awal berubah. Cashflow Cost & dapat dilihat pada Lampiran A-1 dan hasil selengkapnya dapat dilihat pada Lampiran B-1 PENENTUAN SHARE MINIMUM DAN MAKSIMUM PADA KONTRAK BAGI HASIL Dengan cara yang sama dengan penentuan fee minimum dan maksimum untuk model kontrak Cost &, dapat didapat juga share minimum dan maksimum pada model kontrak Bagi Hasil. Untuk laju produksi awal 30 bbl/day untuk harga minyak tertentu, share minimum dapat dilihat pada Gambar 14 dan Tabel 16. Terlihat bahwa semakin tinggi harga minyak, semakin rendah share yang dibutuhkan untuk mencapai minimum IRR. Untuk share maksimum laju produksi awal 30 bbl/day, dapat dilihat pada Gambar 15, 16, 17, dan 18, dan hasilnya dapat dilihat pada Tabel 17. Gambar 15. Grafik Kontraktor dan Untuk Laju Produksi Awal 30 bbl/day dan Harga Minyak $100/bbl Gambar 16. Grafik Kontraktor dan Untuk Laju Produksi Awal 30 bbl/day dan Harga Minyak $110/bbl Gambar 14. Grafik IRR Untuk Tabel 16. Minimum Untuk Harga Minyak Minimum Kontraktor % 79.50% % 81.66% % 83.40% % 84.50% Rizky Sulaksono, Sem II 2007/2008 9

10 Tabel 18. Nilai Pada Saat Minimum Untuk Laju Alir KUD/ BUMD Pemerintah Kontraktor 20.50% $1,924, $531, $82, % $2,151, $558, $82, % $2,377, $585, $82, % $2,604, $613, $82, Untuk IRR dan POT pada saat share minimum adalah sama yaitu IRR sebesar 15% dan POT 22.5 bulan. Gambar 17. Grafik Kontraktor dan Untuk Laju Produksi Awal 30 bbl/day dan Harga Minyak $120/bbl Tabel 19. Nilai Pada Saat Maksimum Untuk Laju Alir KUD/ BUMD Pemerintah Kontraktor 82.00% $1,874, $331, $331, % $2,098, $347, $347, % $2,321, $362, $362, % $2,545, $377, $377, Tabel 20. Nilai IRR dan POT Pada Saat Maksimum untuk KUD/ BUMD IRR POT (bulan) 82.00% 212% % 223% % 233% % 244% 4.6 Gambar 18. Grafik Kontraktor dan Untuk Laju Produksi Awal 30 bbl/day dan Harga Minyak $130/bbl Untuk laju produksi awal 40 bbl/day untuk harga minyak tertentu, share minimum dapat dilihat pada Gambar 19 dan Tabel 21. Tabel 17. Maksimum Untuk Harga Minyak Maksimum Kontraktor % 18.00% % 23.25% % 27.52% % 31.05% Dari hasil tersebut di atas, dapat dilihat bahwa semakin tinggi harga minyak maka semakin rendah share maksimumnya. Untuk nilai, IRR, dan POT pada saat share maksimum atau minimum dapat dilihat pada Tabel 18, 19 dan 20. Gambar 19. Grafik IRR Untuk Rizky Sulaksono, Sem II 2007/

11 Tabel 21. Minimum Untuk Harga Minyak Minimum Kontraktor % 84.60% % 86.22% % 87.55% % 88.63% Untuk share maksimum laju produksi awal 40 bbl/day, dapat dilihat pada Gambar 20, 21, 22, dan 23, dan hasilnya dapat dilihat pada Tabel 22. Gambar 22. Grafik Kontraktor dan Untuk Laju Produksi Awal 40 bbl/day dan Harga Minyak $120/bbl Gambar 20. Grafik Kontraktor dan Untuk Laju Produksi Awal 40 bbl/day dan Harga Minyak $100/bbl Gambar 23. Grafik Kontraktor dan Untuk Laju Produksi Awal 40 bbl/day dan Harga Minyak $130/bbl Gambar 21. Grafik Kontraktor dan Untuk Laju Produksi Awal 40 bbl/day dan Harga Minyak $110/bbl Tabel 22. Maksimum Untuk Harga Minyak Maksimum Kontraktor % 18.00% % 23.25% % 27.52% % 31.05% Dari hasil tersebut di atas, dapat dilihat bahwa perubahan laju produksi awal minyak tidak mempengaruhi share maksimum. Untuk nilai, IRR, dan POT pada saat share maksimum atau minimum dapat dilihat pada Tabel 23, 24 dan 25. Rizky Sulaksono, Sem II 2007/

12 Tabel 23. Nilai Pada Saat Minimum Untuk Laju Alir KUD/ BUMD Pemerintah Kontraktor 15.40% $2,571, $730, $83, % $2,873, $766, $83, % $3,175, $803, $82, % $3,477, $839, $82, Untuk IRR dan POT pada saat share minimum adalah sama yaitu IRR sebesar 15% dan POT 22.5 bulan. Tabel 24. Nilai Pada Saat Maksimum Untuk Laju Alir KUD/ BUMD Pemerintah Kontraktor 82.00% $2,499, $442, $442, % $2,797, $462, $462, % $3,095, $483, $482, % $3,393, $503, $503, Tabel 25. Nilai IRR dan POT Pada Saat Maksimum untuk KUD/ BUMD IRR POT (bulan) 82.00% 289% % 303% % 318% % 332% 3.5 Tabel 26. Minimum Untuk Harga Minyak Minimum Kontraktor % 87.70% % 88.97% % 90.04% % 90.90% Untuk share maksimum laju produksi awal 50 bbl/day, dapat dilihat pada Gambar 25, 26, 27, dan 28, dan hasilnya dapat dilihat pada Tabel 27. Gambar 25. Grafik Kontraktor dan Untuk Laju Produksi Awal 50 bbl/day dan Harga Minyak $100/bbl Untuk laju produksi awal 50 bbl/day untuk harga minyak tertentu, share minimum dapat dilihat pada Gambar 24 dan Tabel 26. Gambar 24. Grafik IRR Untuk Produksi Awal 50 bbl/day Gambar 26. Grafik Kontraktor dan Untuk Laju Produksi Awal 50 bbl/day dan Harga Minyak $110/bbl Rizky Sulaksono, Sem II 2007/

13 Tabel 28. Nilai Pada Saat Minimum Untuk Laju Alir Produksi Awal 50 bbl/day KUD/ BUMD Pemerintah Kontraktor 12.30% $3,218, $929, $82, % $3,596, $974, $83, % $3,973, $1,020, $82, % $4,351, $1,066, $83, Untuk IRR dan POT pada saat share minimum adalah sama yaitu IRR sebesar 15% dan POT 22.5 bulan. Gambar 27. Grafik Kontraktor dan Untuk Laju Produksi Awal 50 bbl/day dan Harga Minyak $120/bbl Gambar 28. Grafik Kontraktor dan Untuk Laju Produksi Awal 50 bbl/day dan Harga Minyak $130/bbl Tabel 27. Maksimum Untuk Produksi Awal 50 bbl/day Harga Minyak Maksimum Kontraktor % 18.00% % 23.25% % 27.52% % 31.05% Dari hasil tersebut di atas, share maksimum sama dengan share maksimum untuk laju produksi awal 30 bbl/day dan 40 bbl/day sehingga dapat dikatakan bahwa perubahan laju produksi awal minyak tidak mempengaruhi share maksimum. Untuk nilai, IRR, dan POT pada saat share maksimum atau minimum dapat dilihat pada Tabel 28, 29 dan 30. Tabel 29. Nilai Pada Saat Maksimum Untuk Laju Alir Produksi Awal 50 bbl/day KUD/ BUMD Pemerintah Kontraktor 82.00% $3,124, $553, $552, % $3,497, $578, $578, % $3,869, $603, $603, % $4,242, $629, $629, Tabel 30. Nilai IRR dan POT Pada Saat Maksimum untuk KUD/ BUMD IRR POT (bulan) 82.00% 366% % 384% % 401% % 419% 2.8 Untuk perhitungan cashflow dapat dilihat pada Lampiran A-2 dan hasil selengkapnya pada Lampiran B-2. PERBANDINGAN KONTRAK COST & FEE DAN KONTRAK BAGI HASIL Perbandingan kontrak ini dilakukan untuk nilai IRR yang sama, salah satunya adalah pada saat minimum IRR yaitu 15%. Untuk perbandingan model Cost & dengan model Bagi Hasil pada laju alir produksi 30 bbl/day dapat dilihat pada Tabel 31, 32, dan 33 serta Gambar 29. Tabel 31. Pemerintah dan Kontraktor Untuk Laju Kontrak Cost & Harga Minyak IRR Pemerintah Kontraktor % $1,875, $262, % $2,102, $289, % $2,328, $316, % $2,555, $344, Rizky Sulaksono, Sem II 2007/

14 Tabel 32. Pemerintah dan Kontraktor Untuk Laju Kontrak Bagi Hasil Harga Minyak IRR KUD/ BUMD Pemerintah Kontraktor % 20.50% $1,924, $531, % 18.34% $2,151, $558, % 16.60% $2,377, $585, % 15.50% $2,604, $613, Tabel 34. Pemerintah dan Kontraktor Untuk Laju Kontrak Cost & Harga Minyak IRR Pemerintah Kontraktor % 12.8 $2,523, $355, % 12.8 $2,825, $392, % 12.8 $3,127, $428, % 12.8 $3,429, $465, Tabel 35. Pemerintah dan Kontraktor Untuk Laju Kontrak Bagi Hasil Harga Minyak IRR KUD/ BUMD Pemerintah Kontraktor % 20.50% $2,571, $730, % 18.34% $2,873, $766, % 16.60% $3,175, $803, % 15.50% $3,477, $839, Gambar 29. Grafik Perbandingan Antara Model Cost & dan Bagi Hasil Tabel 33. Total Untuk Kontrak Cost & dan Bagi Hasil Untuk Laju Harga Minyak IRR Total Cost & Total Bagi Hasil Selisih % $2,221, $2,538, $317, % $2,475, $2,792, $317, % $2,729, $3,046, $317, % $2,982, $3,300, $317, Dari Tabel 33, dapat dilihat bahwa total untuk model Cost & lebih kecil dari Total bagi hasil dikarenakan pada model Cost &, operation cost tidak menjadi bagian dari operation cost Kontraktor. Untuk perbandingan model Cost & dengan model Bagi Hasil pada laju alir produksi 40 bbl/day dapat dilihat pada Tabel 34, 35, dan 36 serta Gambar 30. Gambar 30. Grafik Perbandingan Antara Model Cost & dan Bagi Hasil Tabel 36. Total Untuk Kontrak Cost & dan Bagi Hasil Untuk Laju Harga Minyak IRR Total Cost & Total Bagi Hasil Selisih % $2,961, $3,384, $423, % $3,300, $3,723, $423, % $3,638, $4,061, $423, % $3,977, $4,400, $423, Dari Tabel 36 dapat dilihat bahwa semakin tinggi laju produksi awal selisihnya semakin besar, diakibatkan laju produksi awal yang lebih besar Rizky Sulaksono, Sem II 2007/

15 sehingga operation cost naik. Untuk hasil perhitungan selengkapnya dapat dilihat pada Lampiran C. KESIMPULAN DAN SARAN Kesimpulan 1. Model kontrak pengelolaan sumur tua yang digunakan adalah model kontrak Cost & dan model kontrak Bagi Hasil. 2. Untuk model kontrak Cost &, Kontraktor memberikan imbalan berupa fee yang menjadi operation cost Kontraktor yang akan menjadi cost recovery Kontraktor tetapi operation cost tidak dibebankan ke Kontraktor. 3. minimum yang diberikan adalah sesuai dengan minimum IRR yaitu 15%, untuk laju produksi awal 30 bbl/day sebesar $13.74/bbl, untuk laju produksi awal 40 bbl/day sebesar $12.8/bbl, untuk laju produksi awal 50 bbl/day sebesar $12.24/bbl. Seiring dengan naiknya laju produksi, fee minimum menjadi lebih rendah, fee minimum ini tidak bergantung kepada harga minyak. 4. maksimum yang diberikan adalah apabila Kontraktor sama dengan. maksimum ini dipengaruhi oleh harga minyak, tetapi tidak bergantung dengan laju produksi awalnya. Untuk harga minyak $100/bbl fee maksimum $20.38/bbl, untuk harga minyak $110/bbl fee maksimum $21.39/bbl, untuk harga minyak $120/bbl fee maksimum $22.41/bbl, untuk harga minyak $130/bbl fee maksimum $23.42/bbl. Semakin tinggi harga minyak, semakin tinggi juga fee maksimum. 5. Untuk model kontrak Bagi Hasil, operation cost dibebankan ke Kontraktor yang nantinya menjadi cost recovery. Untuk pembagian hasilnya, contractor share setelah di-split dengan pemerintah kemudian di-split lagi untuk. 6. minimum agar memenuhi minimum IRR bergantung pada laju produksi awal minyak dan harga minyak tersebut. Semakin tinggi harga minyak semakin rendah share minimum, dan semakin tinggi produksi juga semakin rendah share minimum. Untuk hasilnya dapat dilihat pada Tabel 16, 21, dan Seperti halnya fee maksimum, share maksimum juga dibatasi oleh Kontraktor yaitu apabila sama dengan Kontraktor. maksimum ini hanya dipengaruhi oleh harga minyak saja, tidak dipengaruhi oleh laju produksi awalnya. Untuk harga minyak $100/bbl share maksimum adalah 82%, untuk harga minyak $110/bbl share maksimum adalah 76.75%, untuk harga minyak $120/bbl share maksimum adalah 73.48%, untuk harga minyak $130/bbl share maksimum adalah 68.95%. 8. Total model kontrak Cost & lebih rendah dari total model bagi hasil dikarenakan operation cost tidak menjadi bagian dari operation cost Kontraktor. Semakin besar laju produksi semakin besar pula operation cost dan selisih total antara Cost & dengan Bagi Hasil pun semakin besar. 9. Kontrak yang lebih baik adalah Kontrak Bagi Hasil karena total yang lebih besar dari Cost &, tetapi dalam pelaksanaannya lebih sulit karena mesti dilakukan pengawasan pembagian hasil antara Kontraktor dengan. Saran 1. Perlu dikaji lebih lanjut apabila tidak memiliki modal cukup dan Kontraktor dapat memberikan pinjaman modal ke dan pembayaran cicilannya langsung dibebankan ke penghasilan. 2. Perlu dikaji lebih lanjut apabila fee dan operation cost menjadi bagian dari operation cost Kontraktor pada model kontrak Cost &. 3. Perlu dikaji lebih lanjut manfaat dari sumur tua ini untuk Pemerintah Kota/Kabupaten dan Pemerintah Propinsi. DAFTAR NOTASI Q = laju produksi, bbl/day P = harga minyak, $/bbl = net present value, $ ES = equity to be split, $ IRR = internal rate of return, % POT = pay out time, bulan DAFTAR PUSTAKA 1. Partowidagdo, Widjajono. Manajemen dan Ekonomi Minyak dan Gas Bumi, Penerbit Program Studi Pembangunan Pasca Sarjana ITB, Rizky Sulaksono, Sem II 2007/

16 2. Arsegianto. Ekonomi Minyak dan Gas Bumi, Diktat Kuliah Teknik Perminyakan ITB, Simamora, Rudi. Hukum Perminyakan, Penerbit Djambatan, Johnston, Daniel. Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing Contracts, PernWwll Publishing Company, Seba, Richard. Economic of Worldwide Petroleum Production, OGCI and Petro Skills Publication, Undang-Undang Republik Indonesia No.22 Tahun Peraturan Menteri ESDM No. 01 Tahun Peraturan Menteri ESDM No. 03 Tahun Rizky Sulaksono, Sem II 2007/

17 Rizky Sulaksono, Sem II 2007/

18 LAMPIRAN A-1 Perhitungan Cashflow Kontrak Cost & A. Harga Minyak 100 $/bbl Pemerintah $1,853, B. Operating Cost 10 $/bbl Kontraktor $ 256, C. Operating Cost Contractor 2 $/bbl $ 111, D. 15 $/bbl IRR 44% E. FTP 20% POT 16.3 bulan F. DMO 25% G. Discount Rate 10% H. Contractor 15% I. Government 85% J. Contractor Tax 44% K. Tax 30% Tahun (0) Produksi (bbl/day) (1) Gross Revenue (2) Capital Non Capital (3) Operating Cost Contractor (4) FTP (5) Cost Recovery (6) Recovery (7) Equity to Be Split (8) Contractor (9) Government (10) DDMO (11) Contractor Taxable Income (12) 0 20,000 30, ,095, ,250 21, , , , , , ,069 65, ,788 52, , ,613 18, , , , , , ,308 56, ,970 44, , ,671 15, , , , , , ,912 47,680 85,824 37, , ,870 13, , , , , , ,175 40,528 72,951 32, ,597 85,740 11, ,319 97,171 97, ,106 96, ,649 34,449 62,008 27,284 Contractor Tax (13) Expenditure Gross Revenue (14) Operating Cost (15) Taxable Income (16) Tax (17) Government Cashflow (18) Contractor Cashflow (19) Cashflow (20) Government Cummulative Cashflow Contractor Cummulative Cashflow Cummulative Cashflow (20) -50, , ,500 54,750 16, ,754 88,421 38, ,754 88,421-11, ,613 93,075 46,538 13, ,791 75,158 32,576 1,183, ,579 20, ,671 79,114 39,557 11, ,222 63,884 27,690 1,645, ,464 48, ,870 67,247 33,623 10, ,889 54,302 23,536 2,038, ,765 72, ,740 57,160 28,580 8, ,955 46,156 20,006 2,372, ,922 92,133 0 (2) = (1)*A*365 (8) = (2)-(5)-(7) (14) = (3) (21) = IF(20a)*(20b)<0 then (0b)-((20a)/(20b)-(20a)) else 0 (3) = (1)*D*365 (9) = (8)*(H/(1-J)) (15) = (1)*B (4) = (1)*C*365 (10) = (8)-(9) (16) = (14)-(15) (5) = (2)*E (11) = (F)*(H/(1-J))*0.9*(2) (17) = (16)*K (6) = (3)+(4) (12) = (9)-(11) (18) = (10)+(11)+(13)+(17) (7) = IF(6)>(2) then (2)-(5) else (6) (13) = (12)*J (19) = (12)-(13)+(7) POT (21) Rizky Sulaksono, Sem II 2007/

19 LAMPIRAN A-2 Perhitungan Cashflow Kontrak Bagi Hasil A. Harga Minyak 100 $/bbl Pemerintah $1,921, B. Operating Cost 10 $/bbl Kontraktor $ 516, C. Operating Cost Contractor 2 $/bbl $ 101, D. FTP 20% IRR 34% E. DMO 25% POT 18.1 bulan F. Discount Rate 10% G. Contractor 15% K. Contractor 75% H. Government 85% L. 25% I. Contractor Tax 44% J. Tax 30% Tahun (0) Produksi (1) Gross Revenue (2) Capital Non Capital Operating Cost Contractor (3) FTP (4) Cost Recovery (5) Recovery (6) Equity to Be Split (7) Contractor (8) Government (9) 0 20,000 30, ,095, , , , , , , , ,585 65,993 83,592 36, , , , , , , , , ,147 56,094 71,053 31, ,138 94, ,228 94,937 94, , , , ,075 47,680 60,395 26, ,467 80, ,493 80,696 80, , , ,792 91,864 40,528 51,336 22, ,597 68, ,319 68,592 68, , , ,574 78,084 34,449 43,635 19,200 Contractor Revenue (10) DDMO (11) Contractor Taxable Income (12) Contractor Tax (13) Expenditure Gross Revenue (14) Tax (15) Government Cashflow (16) Contractor Cashflow (17) Cashflow (18) Government Cummulative Cashflow Contractor Cummulative Cashflow Cummulative Cashflow (19) -50,000 49,862 14, , ,211 34, , ,211-15, ,382 12, , ,480 29,668 1,226, ,691 14, ,025 10, , ,758 25,218 1,705, ,448 39, ,621 9, , ,444 21,435 2,112, ,892 61, ,028 7, ,030 93,027 18,220 2,458, ,920 79,443 0 (2) = (1)*A*365 (8) = (7)*(G/(1 - I)) (14) = (8) - (10) (3) = (1)*(B + C)*365 (9) = (7) - (8) (15) = (14)*J (4) = (1)*D*365 (10) = (8)*K (16) = (9) + (11) + (13) + (15) (5) = (3) (11) = (E)*(G/(1-I))*0.9*(2) (17) = (12) - (13) + (6) (6) = IF(5)>(2) then (2) - (4) else (5) (12) = (10) - (11) (18) = (14) -(15) (7) = (2) - (4) - (6) (13) = (12)*I (21) = IF(19a)*(19b)<0 then (0b)-((19a)/(19b)-(19a)) else 0 POT (20) Rizky Sulaksono, Sem II 2007/

20 LAMPIRAN B-1 Hasil Perhitungan Kontrak Cost & Harga Minyak 100 $/bbl IRR POT Pemerintah Kontraktor $1,875, $262, $83, % $1,853, $256, $111, % $1,836, $251, $133, % $1,819, $246, $155, % $1,801, $241, $177, % $1,784, $237, $199, % $1,760, $230, $230, % $1,749, $227, $244, % 7.1 Harga Minyak 110 $/bbl IRR POT Pemerintah Kontraktor $1,968, $253, $253, % $1,958, $250, $266, % 6.5 Harga Minyak 120 $/bbl IRR POT Pemerintah Kontraktor $2,177, $275, $275, % $2,167, $272, $288, % 6.0 Harga Minyak 120 $/bbl IRR POT Pemerintah Kontraktor $2,386, $298, $298, % $2,376, $295, $310, % 5.6 Rizky Sulaksono, Sem II 2007/

21 Harga Minyak 100 $/bbl IRR POT Pemerintah Kontraktor 12.8 $2,523, $355, $82, % $2,495, $348, $118, % $2,471, $341, $148, % $2,448, $335, $177, % $2,425, $328, $207, % $2,402, $322, $236, % $2,378, $316, $266, % $2,346, $307, $307, % $2,332, $303, $325, % 5.3 Harga Minyak 110 $/bbl IRR POT Pemerintah Kontraktor $2,625, $337, $337, % $2,611, $333, $355, % 4.9 Harga Minyak 120 $/bbl IRR POT Pemerintah Kontraktor $2,903, $367, $367, % $2,889, $363, $385, % 4.5 Harga Minyak 130 $/bbl IRR POT Pemerintah Kontraktor $3,182, $397, $397, % $3,168, $394, $414, % 4.2 Rizky Sulaksono, Sem II 2007/

22 Harga Minyak 100 $/bbl Produksi Awal 50 bbl/day IRR POT Pemerintah Kontraktor $3,170, $448, $82, % $3,148, $442, $111, % $3,119, $435, $148, % $3,089, $427, $185, % $3,060, $419, $222, % $3,031, $411, $259, % $3,002, $403, $296, % $2,973, $395, $333, % $2,933, $384, $384, % $2,915, $379, $407, % 4.3 Harga Minyak 110 $/bbl Produksi Awal 50 bbl/day IRR POT Pemerintah Kontraktor $3,281, $421, $421, % $3,263, $417, $444, % 3.9 Harga Minyak 120 $/bbl Produksi Awal 50 bbl/day IRR POT Pemerintah Kontraktor $3,629, $459, $459, % $3,612, $454, $481, % 3.6 Harga Minyak 130 $/bbl Produksi Awal 50 bbl/day IRR POT Pemerintah Kontraktor $3,977, $497, $496, % $3,960, $492, $518, % 3.4 Rizky Sulaksono, Sem II 2007/

23 LAMPIRAN B-2 Hasil Perhitungan Kontrak Bagi Hasil Harga Minyak 100 $/bbl IRR POT Pemerintah Kontraktor 20.50% $1,924, $531, $82, % % $1,921, $516, $101, % % $1,916, $500, $121, % % $1,912, $484, $141, % % $1,908, $467, $161, % % $1,904, $451, $182, % % $1,900, $435, $202, % % $1,896, $419, $222, % % $1,892, $403, $242, % % $1,874, $331, $331, % % $1,868, $306, $364, % 4.8 Harga Minyak 110 $/bbl IRR POT Pemerintah Kontraktor 18.34% $2,151, $558, $82, % % $2,149, $552, $90, % % $2,145, $534, $113, % % $2,140, $516, $135, % % $2,136, $498, $158, % % $2,131, $480, $180, % % $2,127, $461, $203, % % $2,122, $443, $226, % % $2,118, $425, $248, % % $2,113, $407, $271, % % $2,108, $389, $293, % % $2,098, $347, $347, % % $2,095, $335, $361, % 4.8 Rizky Sulaksono, Sem II 2007/

24 Harga Minyak 120 $/bbl IRR POT Pemerintah Kontraktor 16.60% $2,377, $585, $82, % % $2,374, $572, $99, % % $2,369, $552, $124, % % $2,364, $532, $149, % % $2,359, $512, $174, % % $2,354, $492, $199, % % $2,349, $472, $224, % % $2,344, $452, $249, % % $2,339, $432, $274, % % $2,334, $412, $299, % % $2,321, $362, $362, % % $2,314, $332, $399, % 4.3 Harga Minyak 130 $/bbl IRR POT Pemerintah Kontraktor 15.50% $2,604, $613, $82, % % $2,598, $591, $109, % % $2,593, $570, $136, % % $2,587, $548, $164, % % $2,582, $526, $191, % % $2,576, $504, $218, % % $2,571, $482, $246, % % $2,565, $460, $273, % % $2,560, $438, $301, % % $2,555, $416, $328, % % $2,545, $377, $377, % % $2,538, $351, $410, % 4.2 Rizky Sulaksono, Sem II 2007/

25 Harga Minyak 100 $/bbl IRR POT Pemerintah Kontraktor 15.40% $2,571, $730, $83, % % $2,566, $710, $107, % % $2,561, $688, $134, % % $2,555, $667, $161, % % $2,550, $645, $188, % % $2,545, $623, $215, % % $2,539, $602, $242, % % $2,534, $580, $269, % % $2,529, $559, $296, % % $2,523, $537, $323, % % $2,499, $442, $442, % % $2,496, $429, $458, % 3.8 Harga Minyak 110 $/bbl IRR POT Pemerintah Kontraktor 13.78% $2,873, $766, $83, % % $2,872, $760, $90, % % $2,866, $736, $120, % % $2,860, $712, $150, % % $2,854, $688, $180, % % $2,848, $664, $211, % % $2,842, $640, $241, % % $2,836, $615, $271, % % $2,830, $591, $301, % % $2,824, $567, $331, % % $2,817, $543, $361, % % $2,797, $462, $462, % % $2,793, $447, $482, % 3.6 Rizky Sulaksono, Sem II 2007/

26 Harga Minyak 120 $/bbl IRR POT Pemerintah Kontraktor 12.45% $3,175, $803, $82, % % $3,172, $789, $99, % % $3,165, $762, $133, % % $3,159, $736, $166, % % $3,152, $709, $199, % % $3,145, $682, $233, % % $3,139, $656, $266, % % $3,132, $629, $299, % % $3,125, $602, $333, % % $3,119, $576, $366, % % $3,112, $549, $399, % % $3,095, $483, $482, % % $3,092, $469, $499, % 3.5 Harga Minyak 130 $/bbl IRR POT Pemerintah Kontraktor 11.37% $3,477, $839, $82, % % $3,472, $818, $109, % % $3,465, $789, $145, % % $3,457, $760, $182, % % $3,450, $730, $218, % % $3,443, $701, $255, % % $3,435, $672, $291, % % $3,428, $643, $328, % % $3,421, $614, $364, % % $3,414, $584, $401, % % $3,406, $555, $437, % % $3,393, $503, $503, % % $3,384, $468, $547, % 3.2 Rizky Sulaksono, Sem II 2007/