5
Bab II Tinjauan Pustaka
II.1. Potensi Cadangan Minyak Blok Cepu Secara geologi kawasan blok Cepu termasuk dalam cekungan jawa timur laut yang termasuk salah satu mandala cekungan migas tertua di dunia dengan kolom stratigrafi terlampir pada gambar II.1 dan gambar II.2 terlampir. Secara regional kawasan blok Cepu terletak pada paparan East Cepu Carbonate Platform atau dikenal dengan Dander dapat dilihat pada gambar II.3 terlampir, pada bagian atasnya diketemukan Pilang – Banyuurip reef trends dan Jimbaran-Alastua reef trends yang merupakan lapisan reservoir migas yang sangat potensial. Hal ini dibuktikan dengan ditemukan cadangan migas pada lapangan Mudi (1994) yang secara geologi merupakan bagian ujung timur dari paparan Pilang-Banyuurip reef trends.
II.1.1. Penelitian Tahap I Pada tahun 1998 PT. Humpuss Patragas pernah melakukan kegiatan seismik di daerah Cendana dan Banyuurip, dari analisa penampang seismik pada gambar II.4 terlampir menunjukan dua jenis
reservoir yaitu: reservoir dangkal yang
dikenal prospek Tobo-Balun dan reservoir dalam yang dikenal dengan prospek Banyuurip-Cendana. Dari hasil kegiatan seismik ini PT Humpus Patragas melakukan pengeboran sumur eksplorasi untuk memastikan kondisi bawah permukaan yaitu : sumur Banyu-urip 01 dengan kedalaman 1.347 meter dan sumur Banyu-urip 03 pada kedalaman 826 meter pada gambar II.5 dan II.6 terlampir, berdasarkan hasil kegiatan pengeboran sumur eksplorasi ini menunjukan bahwa lapisan reservoar merupakan lapisan batuan limestone/ carbonat dengan dimensi cadangan sebagaimana tabel II.1.
II.1.2. Penelitian Tahap II Penelitian tahap kedua merupakan kelanjutan eksplorasi sebelumnya, pada tahun 2000 PT. Mobil Cepu Ltd melakukan eksplorasi dengan titik sumur yang sama dengan cara meningkatkan kedalaman pemboran untuk mencapai lapisan formasi 5
6 Kujung (reservoar dalam), yaitu: sumur Banyu-urip 01 kedalamannya ditingkatkan menjadi 1.850 meter dan untuk sumur Banyu-urip 03 ditingkatkan kedalamannya menjadi 2.152 meter. Berdasarkan hasil analisa reservoarnya dapat diperkirakan kemampuan produksi minyak sumur Banyu-urip 03 bisa mencapai 4.500 BOPD
dan sumur Banyu-urip 01 diperkirakan kemampuan produksi
minyak bisa mencapai 9.000 BOPD.
Selain kegiatan eksplorasi pada kedua
sumur tersebut, PT. Mobil Cepu Ltd juga melakukan eksplorasi pada sumur banyuurip-01A dengan kedalaman 1937 meter dengan target formasi Kujung dan klastik dengan perkiraaan kemampuan produksi minyak mencapai 750 BOPD dapat dilihat pada tabel II.2 terlampir. Tabel.II.1. Dimensi reservoir lapangan Cendana dan Banyuurip KETERANGAN
CENDANA
BANYUURIP
Jenis Perangkap
Reef Build-up
Reef Build-up
Jenis Reservaor
Reef limestone
Reef limestone
Luas Tutupan
2509 acres
6408-11360 acres
Kedalaman Top
6976 feet (subsea)
5400 feet (subsea)
Kedalaman Bottom
7575 feet (subsea)
6700 feet (subsea)
Keterbalan vertikal
600 feet
1300-1600 feet
Ketebalan bersih
150 feet
325-450 feet
94.1 MMBO
440-1280 MMBO
Perkiraan cadangan yang dapat terambil
II.2. Bentuk Pengelolaan Blok Cepu Pemerintah pusat telah memberikan kewenangan pengelolaan wilayah kerja pertambangan blok Cepu kepada kontraktor, sehingga dalam pelaksanaanya diperlukan bentuk perjanjian kontrak kerja yang memuat kewajiban dan hak pada kedua belah pihak, adapun bentuk kerjasama/ perjanjian pengelolaan untuk wilayah kerja pertambangan blok cepu diantaranya adalah:
II.2.1. Production Sharing Contrac (PSC) Production Sharing Contrac (PSC) Block Cepu antara pihak Pemerintah dengan pihak Kontraktor (PT Pertamina EP Cepu, Mobil Cepu Ltd dan Ampolex Cepu Pte Ltd) ditandatangani pada tanggal 17 September 2005 umur kontrak selama 30
7 tahun dengan diagram pada gambar II.7 terlampir, memuat ketentuan-ketentuan diantaranya adalah sebagai berikut : 1. Kepemilikan SDA ditangan pemerintah sampai titik penyerahan. 2. Manajemen operasi pada Badan Pelaksana; 3. Kontraktor melaksanakan operasi menurut program kerja yang sudah disetujui oleh BP Migas. 4. Kontraktor menyediakan seluruh dana dan teknologi yang dibutuhkan dalam operasi di lapangan. 5. Kontraktor menanggung biaya dan resiko operasi dan akan menerima kembali seluruh biaya operasi setelah produksi komersial. 6. Produksi yang telah dikurangi biaya produksi, dibagi antara pertamina dan kontraktor dengan pembagian bersih, setelah dikurangi pajak 44%, dimana untuk produksi minyak Pemerintah memiliki porsi 85% dan kontraktor 15%, sedangkan untuk produksi gas Pemerintah mendapatkan porsi 70% dan Kontraktor 30%. 7. Kontraktor wajib memenuhi sebagian kebutuhan minyak dan gas bumi Dalam Negeri (DMO) yang dibeli negara (maksimum 25% dari bagian kontraktor) dengan harga 10% dari harga eksport. 8. Penyisihan minyak pertama (First Trance Petroleum, FTP), 20 % dari produksi
disisihkan
sebelum
dikurangi
biaya
operasi
kemudian
mendapatkan insentif: a. Harga ekspor penuh untuk DMO setelah 1 tahun pertama produksi. b. Insentif pengembangan (investment Credit) sebesar 15.78% dari modal yang dikeluarkan untuk Capital Invesment. Berikut adalah istilah dan rumusan yang dipakai dalam perhitungan PSC : 1. Gross Revenue atau pendapatan kotor adalah pendapatan yang diterima dari penjualan minyak dan gas bumi. 2. First Tranche Petroleum (FTP) adalah bagian yang harus disisihkan dari produksi sebelum dikurangi cost recovery yang selanjutnya akan ditambahkan pada bagian yang akan dibagikan antara pemerintah dan
8 kontraktor. FTP dibuat untuk menjamin pemerintah mendapatkan bagian sejak awal produksi. 3. Recoverable Cost (RC), adalah total capital expenditure (CAPEX) dan operating expenditure (OPEX) yang dikeluarkan oleh kontraktor yang dapat dikembalikan dari hasil lifting migas setelah dikurangi FTP. 4. Investment Credit (IC) adalah insentif yang diberikan pemerintah kepada kontraktor untuk merangsang kontraktor untuk pengembangan lapangan baru atau pengembangan EOR. Besarnya insentif ini tergantung dari negoisasi yang dilakukan antara pemerintah dan kontraktor. Umumnya besar investment credit yang diberikan sebesar 15.780% dari biaya total investasi capital. 5. Interest Recovery (IR) adalah insentif yang berupa besarnya bunga bank atas modal dipinjam yang masuk ke dalam unsur biaya, dengan berasumsi bahwa modal investasi kontraktor merupakan pinjaman berasal dari Bank. 6. Equity to be Split (ES) adalah porsi gross revenue dibagi antara Pemerintah dengan Kontraktor setelah dikurangi dengan recoverable cost plus FTP. 7. Domestic Market Oblgation (DMO) adalah fraksi bagian kontraktor yang diperuntukan untuk memenuhi kebutuhan minyak mentah dalam negeri. Jumlah DMO ditetapkan maksimal 25% dari bagian kontraktor. Selama 60 bulan pertama masa produksi harga DMO ditetapkan sama dengan harga internasional dan sesudahnya dihargai 10 % dari itu dan jumlahnya tidak boleh melebihi contractor share. 8. Taxable Income merupakan pendapatan kontraktor yang dikenakan pajak oleh pemerintah. Taxable income ini dihitung dari penjumlahan antara investment Credit dan contractor share dikurangi perbedaan harga Domestic market Obligation (DMO) 9. Total Contractor Share adalah keseluruhan pendapatan kontraktor meliputi Net Contractor Share (NCS) ditambah Recoverable Cost (RC) dikurangi Invesment Credit (IC).
9 II.2.2. Joint Operating Agreement (JoA) Joint Operating Agreement (JoA) adalah bentuk kesepakatan operasional dari ketiga kontraktor: PT. Pertamina EP Cepu, Mobil Cepu Ltd dan Ampolex Cepu Pte Ltd, memuat ketentuan-ketentuan diantaranya adalah sebagai berikut: 1. Membentuk Cepu Operating Committee (CAO) yang anggotanya mempunyai Participating Interest (PI) : PT. Pertamina EP Cepu sebesar 50%, Mobil Cepu Ltd. (MCL) sebesar 25.5% dan Ampolex (Cepu) Pte. Ltd sebesar 24.5%. 2. Besaran Participating Interest (PI) sebesar 10% yang ditawarkan kepada BUMD berasal dari pengurangan 5 % bagian PT Pertamina EP Cepu dan 5 % berasal dari bagian Mobil Cepu Ltd dan Ampolex Cepu Pte. Ltd . 3. Apabila pihak BUMD tidak berminat untuk mengambil Participating Interest (PI) maka dapat diambil alih oleh ketiga kontraktor dengan porsi sebanding. 4. Mobil Cepu Ltd. (“MCL”) bertindak sebagai operator dengan melibatkan personil dari PT Pertamina EP Cepu, dapat dilihat pada gambar II.8. 5. Mobil Cepu Ltd. sebagai operator mempunyai semua hak dan tugas sesuai dengan kontrak PSC dan hak eksklusif sesuai dengan kontrak PSC, JOA dan arahan Cepu Operating Committee. Hak eksklusif tersebut meliputi mewakili COA dalam pertemuan dengan pemerintah, menunjukkan anggota parties, memberikan informasi dan mendiskusikan isu-isu spesifik hasil pertemuan, melibatkan personil yang layak, memperoleh semua surat izin/ persetujuan yang diperlukan untuk operasi dan sebagainya.
Gambar II.8. Bentuk Cepu Organization Agreement ("COA")
10 II.2.3. Badan Kerjasama BUMD (BKS) Dasar pembentukan Badan Kerjasama BUMD (BKS) ini adalah untuk menghindari timbulnya konflik ego kedaerahan
dan mempermudah proses
birokrasi penawaran program Participating Interest (PI). Badan Kerjasama (BKS) BUMD blok Cepu dibentuk oleh empat BUMD di wilayah kerja pertambangan blok Cepu yang memiliki hak mengikuti program Participating Interest (PI) blok Cepu, yang terdiri dari : 1. PT. Sarana Patra Hulu Cepu (BUMD Prop. Jateng) 2. PT. Petrogas Jatim Utama (BUMD Prop. Jatim) 3. PT. Asri Dharma Sejahtera (BUMD Kab. Bojonegoro) 4. PT. Blora Patragas Hulu (BUMD. Kab. Blora) Adapun dalam kesepakatan BKS ini memuat hak dan kewajiban masing-masing BUMD, diantara kesepakatan tersebut memuat ketentuan: 1. Hak dan kewajiban pendanaan masing-masing BUMD dalam program Participating Interest (PI) 10 % (sepuluh persen) ditetapkan sebagai berikut: a. PT. Sarana Patra Hulu Cepu (BUMD Jateng)
1.0910 %
b. PT. Petrogas Jatim Utama (BUMD Jatim)
2.2413 %
c. PT. Blora Patragas Hulu (BUMD Blora)
2.1850 %
d. PT. Asri Dharma Sejahtera (BUMD Bojonegoro)
4.4827 %
2. Alokasi bagi hasil dari hak pengambilan (lifting entitlement) yang tercantum dalam KKS dan JOA akan diperhitungkan berdasarkan prosentase PI masing-masing BUMD dan akan ditegaskan didalam SPA dan DoA. 3. Semua biaya operasional BKS akan dibagi secara merata di antara Para Pihak dan didanai secara tunai. 4. Penentuan jajaran management BKS dilakukan oleh Dewan Pengawas yang beranggotakan empat BUMD. 5. Pengawasan terhadap kinerja Manajemen BKS dilaksanakan oleh Dewan Pengawas. 6. Bentuk Organisasi Badan Kerjasama BUMD (BKS) Block Cepu adalah sebagai berikut pada gambar II.9 dibawah ini.
11
Gambar II.9. Bentuk struktur organisasi BKS Blok Cepu II.2.4. Plan Of Development (POD)Tahap I Plan of Development (POD) Tahap I lapangan Banyu-urip adalah merupakan pengembangan lapangan blok Cepu pertama dari lima tahapan yang akan direncanakan dikembangkan di blok Cepu. POD tahap I telah disetujui oleh Menteri Energi dan Sumberdaya Mineral pada tanggal 15 Juni 2007 dengan nomor surat: 2289/23/MEM.M/2006, yang didalamnya memuat ketentuan umum memuat hak dan kewajiban dari kedua belah pihak, diantaranya: 1. Pokok - pokok Hak dan kewajiban BP Migas diantaranya : a. Melakukan pengawasan terutama terhadap kaidah keteknikan yang baik, pengembangan
masyarakat
setempat,
penggunaan
tenaga
kerja,
penggunaan barang dan jasa produksi dalam negeri dan efesiensi biaya pengembangan dan biaya operasi sesuai peraturan perundang-undangan. b. Melakukan pengawasan amdal terhadap persiapan dan pelaksanaan pengembangan lapangan Banyu Urip, dengan membentuk Tim Terpadu (Internal dan External BPMIGAS) dan menunjuk petugas khusus untuk melakukan monitoring di lapangan. c. Memantau pekerjaan proyek dan apabila tidak ada kemajuan proyek sesuai jadwal, maka persetujuan ini akan ditinjau kembali. 2. Sedangkan hak dan kewajiban yang harus dipenuhi oleh pihak kontraktor meliputi :
12 a. Menyampaikan usulan perubahan POD, apabila terjadi perubahan skenario pengembangan, perubahan cadangan dan produksi yang cukup signifikan dan perubahan biaya investasi. b. Menyampaikan laporan kemajuan proyek dan realisasi POD secara periodik 1 tahun sekali setiap bulan Januari kepada Dirjendl Minyak dan Gas Bumi. c. Memonitoring proses persetujuan Work Projek and Budget (WP&B), Authorization for Expenditure (AFE) dan persyaratan lainya, sebagai sarana pre-audit terhadap rencana dan anggaran d. Memonitoring manajemen proyek pengembangan lapangan sebagai salah satu bentuk pelaksanaan current audit terhadap proyek-proyek terkait e. Memonitoring pelaksanaan sosialisasi dan koordinasi ke daerah, dan bersama pemerintah daerah mendukung/ membantu terlaksananya proyek ini meliputi proses pembebasan tanah, perijinan dan pembuatan kebijakan daerah.
II.3. Kemampuan Keuangan Daerah/ BUMD Kemampuan keuangan daerah dapat dilihat dalam Anggaran dan Belanja Daerah (APBD) Kabupaten Blora dua tahun terakhir (2006 s/d 2007), Adapun komposisi keuangan daerah ini tersusun dari 3 (tiga) komponen meliputi: pendapatan daerah, belanja daerah dan pembiayaan. Besar pendapatan Kabupaten Blora pada tahun 2006 sebesar Rp. 508.047.748.507,- dengan perincian pendapatan dan belanja empata tahun terakhir dapat dilihat pada tabel II.3. Kemampuan keuangan daerah dan kebijkan program pembangunan akan berpengaruh terhadap alokasi modal usaha BUMD (PT. Blora Patragas Hulu), pada tahun 2006 alokasi penyertaaam modal awal BUMD yang diberikan Pemerintah kabupaten Blora sebesar Rp. 500.000.000,- dan fasilitas perkantoran, sehingga untuk effisiensi kinerjanya BUMD Blora masih melibatkan sumberdaya manusia yang diambil dari pegawai negeri sipil.
13 Tabel. II.3. Pendapatan dan Belanja Kabupaten Blora REALISASI
URAIAN 2005
2006
RAPBD 2007
2008
PENDAPATAN Pendapatan asli daerah Dana perimbangan
32,487,582,403
30,000,000,001
30,732,453,000
32,419,000,000
321,845,275,624
453,662,373,000
551,321,307,000
551,110,392,000
Lain-lain pendapatan yang sah Sub total
20,842,201,287
24,385,375,506
29,095,207,000
29,095,207,000
375,175,059,314
508,047,748,507
611,148,967,000
612,624,599,000 belum ditetapkan
BELANJA Belanja rutin, admi dan umum
219,367,024,438.
297,058,453,368
396,927,137,000
Pembg/ Op & Pemeliharaan
28,465,562,760
38,546,978,833.
240,154,642,000
Modal
45,474,884,541
61,580,353,307
Bagi hasil & Bantuan Keuangan
58,681,534,424
79,464,294,608
Belanja Tidak tersangka
23,186,053,151
31,397,668,389
375,175,059,314
508,047,748,505
Sub total
637,081,779,000
Lebih Angg Th sebelumnya
37,267,496,000
Sisa Angg belanja tahun 2008
11,334,684,000
-
II.4. Indikator Ekonomi Indikator ekonomi yang dipakai untuk menilai kelayakan (feasibility) program Participating Interest (PI) meliputi : NPV, IRR, POT dan PIR. Besaran atau presentasi dari indicator ekonomi secara kuantitatif akan dipergunakan sebagai alat evaluasi dalam pengambilan keputusan investasi.
II.4.1. Net Present Value (NPV). Net Present Value (NPV), merupakan nilai uang pada waktu sekarang dari suatu seri aliran kas yang masuk dan keluar( Net cash Flow, NCF), dapat juga didefinisikan pejumlahan dari suatu seri Present Value (PV) atau nilai uang pada saat sekarang yang dihitung berdasarkan suatu harga bunga (interest rate) tertentu. Net Present Value (NPV) didefinisikan dalam persamaan: n
NPV = ∑ t =0
PQ − C − T (1 + i ) t
Dimana: NPV = Net Present Value, P = price ($/bbl), Q = production (bbl), C = cost ($), T = Tax, fraksi, I = discount rate, t = number of year production dan n = Project periode (years) II.4.2. Internal Rate of Return (IRR) Internal Rate of Return (IRR) adalah tingkat suku bunga (discount rate) yang akan memberikan nlai NPV sama dengan nol. IRR ini untuk menunjukan
14 keuntungan yang akan diraih selain itu juga dapat dipergunakan untuk memperhitungkan konsep nilai waktu investasi yang ditanamkan. Menghitung nilai IRR dapat dilakukan dengan cara coba-coba (trial and error) atau dengan metode interpolasi dan ekstrapolasi dari NPV pada beberapa tingkat bunga (i), IRR secara sederhana dinyatakan dengan rumus sebaga berikut : n
NPV = ∑ t =0
PQ − C − T (1 + IRR) t
Dimana: NPV = Net Present Value, P = price ($/bbl), Q = production (bbl), C = cost ($), T = Tax, fraksi, I = discount rate, t = number of year production, n = Project periode (years)
II.4.3. Pay Out Time (POT) Pay Out Time (POT) adalah waktu yang diperlukan untuk mengembalikan total nilai investasi. Keuntungan dari indikator ini adalah penggunaannya yang sederhanan, namun POT khususnya simple payback Method, memiliki kelemahan karena mengabaikan konsep nilai waktu dari uang. Sedangkan Discounted payback Methode yang memperhitungkan nilai waktu uang. Selain itu POT tidak mampu untuk memperhhitungkan besar keuntungan dari investasi tabg diakukan sehingga indikator ini tidak layak digunakan untuk menilai peluang investasi terbaik dari beberapa alternatif yang tersedia. Terlepas dari kelemahannya POT tetap lazim digunakan sebagai salah satu pendekatan. Umumnya investor memiliki batasan waktu pengembalian investasinya, suatu rencana investasi akan disetujui jika POT proyek tersebut kecil dari batasan waktu yang dimiliki, dan sebaliknya jika batasan waktu yang disyaratkan lebih kecil dari POT maka investasi tersebut dinilai tidak layak untuk dijalankan. Batasan waktu yang disyaratkan oleh investor berbeda-beda satu sama lainnya dan sangat dipengaruhi oleh resiko seperti keadaan sosial politik tidak stabil maka investor akan menginginkan penembalian investasinya secepat nya.
15 II.4.4. Profit to Invesment Ratio Profit to Invesment Ratio (PIR) didefinisikan sebagai perbandingan total pendapatan (undiscounted) terhadap investasi. PIR tidak memiliki dimensi dan merupakan ukuran yang menunjukan besarnya keuntungan yang diperoleh atas tiap satuan mata uang yang diinvestasikan. Semakin besar PIR berarti keuntungan yang diperoleh akan semakin besar. Perhitungan PIR dapat dilakukan sebelum dan sesudah pajak, metode ini memiliki kelemahan yaitu tidak memperhitungkan nilai uang dari investasi yang ditanamkan. Keputusan investasi melelaui metode ini dilakukan dengan memaksimalkan nilai dari PIR. Semakin besar nilai PIR maka investasi tersebut semakin baik.
Tabel II.2. Scout Check Report survey pada Formasi Kujung (Lapangan Banyuurip)
Date Spud-in
Date Compl
1998.07.13
1998.08.21
2000.02.01 2000.01.08
OPERATOR
WELL-NAME
TD (M)
RESULT
NOTES
NOTES-2
Humpuss Patragas
Banyu-urip-01
1347
SP tight
Target Kujung Fm
Mobil Participation
Humpuss Patragas
Banyu-urip-03
826
SP Unknown
NOTES-3
NOTES-4
NOTE5
91 m gas column, 305 m oil column From reef and clastics
Discovery well
2000.11.04
2001.02.05
Mobil Cepu Ltd
Banyu-urip-03
2152
SP Oil well
Fm. Kujung
re-entry
4500 BOPD
2001.02.07
2001.04.03
Mobil Cepu Ltd
Banyu-urip-01
1850
CP Oil/Gas well
Fm. Kujung
re-entry
9000 BOPD
2001.04.07
2001.08.28
Mobil Cepu Ltd
Banyu-urip A01
1937
SP Oil well
Fm. Kujung & clastics
Proposed TD 2242 m (TVD: 2010)
DST#1: 3906 BOPD DST#2: 750 BOPD + gas
2001.06.03
2001.08.28
Mobil Cepu Ltd
Banyu-urip A02
PA Oil well
Fm. Ngrayong clastics
Proposed TD: 2529 m (1565 m TVD)
Tested
2503
16
Gambar II.1. Geologi blok Cepu dan lokasi Ladang Minyak Tua 17
Gambar II.3. Cepu Blok Carbonate Platforms and Reefs
18
