24
Bab III Pengolahan Data dan Perhitungan Pengembangan lapangan Cepu Blok Area E (762.8 km2) atau lebih dikenal lapangan Banyu-urip merupakan tahap pertama dari lima tahapan pengembangan blok Cepu, empat tahapan lainnya adalah: Cepu blok Area A (95.16 km2), Cepu blok B (35.27 km2), Cepu blok C (2.39 km2) dan Cepu blok D (12.57 km2) dapat dilihat pada gambar III.1 terlampir. Plan of Development (POD) tahap I lapangan Banyu-urip didalam memuat rencana kegiatan: pembangunan fasilitas produksi, skenario produksi minyak, pembiayaan dan jadwal pelaksanaan proyek.
III.1. Fasilitas Produksi Pembangunan fasilitas produksi meliputi: pengembangan sumur produksi dan sumur injeksi, pembangunan Central Processing Facilities (CPF) dan pembangunan jalur perpipaan dari CPF menuju Floating Storage and Offloading (FSO) yang terletak di laut utara pulau Jawa.
III.1.1. Pengembangan Sumur produksi Pengembangan sumur produksi bertujuan untuk optimasi pengurasan minyak pada reservoir untuk mengoptimalkan produksi minyak di lapangan Banyuurip dibutuhkan sebanyak 47 sumur yang meliputi : 1. Sumur produksi sebanyak 34 sumur yang terdiri dari: - Pengeboran sumur produksi dengan target lapisan resevoar karbonat sebanyak 30 sumur. - Pengeboran sumur produksi dengan target lapisan resevoar batuan klastik sebanyak 4 sumur. 2. Sumur injeksi untuk pressure maintenance sebanyak 13 sumur yang terdiri dari: 2 sumur injeksi gas dan 12 sumur injeksi air.
III.1.2. Central Processing Facilities (CPF) Pembangunan Central Processing Facilities (CPF) dapat dilihat pada gambar II.2 terlampir merupakan fasilitas pemrosesan produksi minyak lapangan di blok Cepu 24
25 secara keseluruhan yang meliputi: fasilitas oil processing, gas dehydration/ injection dan sistem pengolahan air limbah. Waktu yang dibutuhkan untuk pembangunan selama empat tahun sejak tahun 2006 sampai dengan akhir tahun 2010. Estimasi waktu ini merupakan perbandingan waktu pembangunan CPF yang pernah dilakukan oleh Petrochina pada lapangan Mudi-Tuban dengan kapasitas 30.000 barrel/ hari. Kapasitas produksi minyak di lapangan blok Cepu secara keseluruhan diperkirakan mencapai 275 ribu BOPD sehingga pembangunannya akan dilaksanakan menjadi dua tahapan, yaitu; 1. Pembangunan Central Processing Facilities(CPF) tahap I berkapasitas 90 ribu BOPD. 2. Pembangunan Central Processing Facilities(CPF) tahap II berkapasitas 185 ribu BOPD, dilakukan apabila kapasitas produksi minyak lapangan Banyu-urip mencapai 185 ribu BOPD nantinya, hal ini didasarkan pada hasil pengeboran eksplorasi pada sumur A3 dan A4.
III.1.3. Jalur Pipa Minyak (Export pipeline) Pembangunan jalur pipa minyak adalah fasilitas yang dibutuhkan dalam penjualan produksi minyak dari blok Cepu dengan panjang lintasan sejauh 100 kilometer dari CPF Bojonegoro sampai dengan Floating Storage and Offloading (FSO) yang terletak di pantai utara kabupaten Tuban. Pembangunan jalur pipa minyak ini dibedakan menjadi dua karena medan yang dilalui berupa daratan dan lautan sebagaimana berikut: 1. Pembangunan perpipaan darat dengan diamater pipa 20 inchi, panjang lintasan sejauh 77 kilometer dengan titik awal Central Processing Facilities (CPF) di Bojonegoro sampai dengan pantai utara Talang kabupaten Tuban. 2. Pembangunan perpipaan laut dengan diameter pipa 20 inchi, panjang lintasan sejauh 23 km dengan titik awal pantai utara Talang-Tuban sampai dengan Floating Storage and Offloading (FSO). 3. Pembangunan dan pengadaan Floating Storage and Offloading (FSO) yang berfungsi sebagai tempat penyimpanan sekaligus dermaga pemuatan minyak produksi ke kapal tangker.
26 III.2. Produksi Minyak Hasil pengeboran sumur eksplorasi yang pernah dilakukan Mobil Cepu Ltd tahun 2000 pada sumur Banyu-urip 03 dan 01 yang dibahas pada bab sebelumnya merupakan data perkiraan yang belum akurat, sehingga untuk mendapatkan data cadangan minyak lapangan Banyuurip yang lebih akurat dilakukan pengeboran sumur eksplorasi baru pada titik sumur P10, P50 dan P90 dan dari analisis reservoarnya diperkirakan cadangan minyak sebagai berikut : 1. Sumur P 90 memiliki cadangan original oil in place sebesar 615 MMSTB 2. Sumur P 50 memiliki cadangan original oil in place sebesar 894 MMSTB 3. Sumur P10 memiliki cadangan original oil in place sebesar 1.250 MMSTB. Tabel III.1.Skenario produksi minyak lapangan Banyu urip YEAR
Oil BOPD carbonate
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 TOTAL
1,700 122,000 164,500 163,700 139,700 100,200 64,800 44,700 31,700 23,700 19,300 16,300 13,500 11,500 10,200 9,100 7,800 6,700 6,000 5,300 1,700 964,100.00
Total clastic 500 1,400.00 1,300.00 1,200.00 1,100.00 1,000.00 1,000.00 900 800 700 700 600 600 500 500 500 400 400 400 14,500.00
Gas (MSCFD)
1,700 122,000 165,000 165,100 141,000 101,400 65,900 45,700 32,700 24,600 20,100 17,000 14,200 12,100 10,800 9,600 8,300 7,200 6,400 5,700 2,100 978,600.00
0.6 45.8 61.7 61.7 52.4 37.6 24.3 16.7 11.9 8.9 7.2 6.1 5.1 4.3 3.8 3.4 2.9 2.5 2.2 2 0.7 361.8
Pembuatan skenario produksi minyak lapangan Banyu-urip pada tabel III.1 diatas mempergunakan data sumur P 90 karena dianggap paling mewakili kondisi lapangan dan besaran angka produksi terendah. Hasil perlakuan simulasi reservoir dengan mempergunakan ketentuan: faktor resiko sebesar 0,9, rock-fluid sistem oil wet, Recovery Factor injeksi air 39.4% dengan pemakaian diameter tubing: 3-1/2, 4-1/2
27 dan 5-1/2 inchi menunjukan bahwa produksi minyak lapangan Banyuurip selama umur lapangan bisa mencapai 352 MSTB dengan puncak produksi rata-rata selama 31 bulan sebesar 165.000 BPD. Apabila produksi awal dimulai tahun 2009 maka puncak produksi minyak rata-rata terjadi pada tahun 2011 sampai dengan tahun 2012 dapat dilihat pada ilustrasi gambar III.2 terlampir.
III.3. Pembiayaan Proyek Total pembiayaan proyek Plan Of Development (POD) tahap I lapangan Banyu-urip selama umur lapangan diperkirakan mencapai US$ 2.795.600.000 yang terdiri dari biaya Non recoverable cost, Capital Expenditures (CAPEX) dan Operational Expenditures (CAPEX) yang terperinci sebagaimana berikut: 1. Non Recoverable Cost Non Recoverable Cost berupa biaya sunk cost yang sudah dikeluarkan kontraktor untuk kegiatan explorasi (seismic 3D, sumur explorasi dll) sejak tahun 2000, besaran pengajuan biaya sunk cost oleh kontraktor sebesar $USD 372.000.000, besaran ini belum diaudit pihak pemerintah. 2. Capital Expenditure (CAPEX) Capital Expenditures merupakan biaya yang dikeluarkan kontraktor untuk pembangunan fasilitas Onshore gathering/ Processing, Export pipeline, FSO/Mooring system, Drilling (Production drilling, Injection Drilling), CAPEX yang diusulkan kontraktor sebesar US$ 1.200,000,000, disetujui oleh pemerintah RI sebesar US $ 1.111.000.000, dengan rincian untuk biaya pemboran sebesar US $ 273.000.000, biaya pembangunan fasilitas produksi sebesar US $ 838.000.000 dan secara terperinci dapat dilihat pada tabel III.2 pada halaman berikutnya. 3) Operational Expenditures (OPEX) Operational Expenditures (OPEX) merupakan estimasi biaya operasional dan pemeliharaan selama umur lapangan, besaran biaya operational expenditures mencapai besaran US$ 1.257.500.000 dan biaya perawatan sumur selama umur lapangan (abandonment) sebesar US$ 55.100.000 dapat dilihat pada tabel III.3 pada halaman berikut.
28 Tabel III.2. Capital expenditures POD Tahap I Lapangan Banyuurip PROGRAM
CAPEX
KETERANGAN
USULAN
DISETUJUI
457,000
457,000
90,000
89,000
FSO/ Mooring system Project Management team Design Development Others
143,000 88,000 23,000 107,000
143,000 57,000 92,000
Drilling - Production drilling 225.000 - Injection Drilling 67.000
292,000
273,000
1,200,000
1,111,000
Onshore gathering/ Processing
Export pipeline
TOTAl
well pad, infrastructure and CPF waterflood system basin, treating & distribution network 99 km 20" NPS insulated onshore offshore pipeline from CPF to FSO 1,7 - 20 MB 1970s vintage converted FSO Management team regulatory studies & community Cost tangible & intangible to drill & complete 34 production well Cost tangible & intangible to drill &complete 15 injection well
Tabel III.3. OPEX dan Abandonment POD Tahap I Lapangan Banyuurip YEAR s/d 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
OPERATIONAL EXPENDITURES
TOTAL
OPERATION COST
ABANDOMENT
15,400.00 26,600.00 30,000.00 48,800.00 76,600.00 97,300.00 100,300.00 107,000.00 106,000.00 105,000.00 89,000.00 74,000.00 60,900.00 53,700.00 45,400.00 38,300.00 34,300.00 30,700.00 27,700.00 24,100.00 23,400.00 19,000.00 17,000.00 7,000.00
100 6,900.00 9,300.00 9,300.00 7,900.00 5,700.00 3,700.00 2,600.00 1,800.00 1,400.00 1,100.00 1,000.00 800 700 600 500 500 400 400 300 100
30,800.00 53,200.00 60,000.00 97,800.00 167,000.00 213,200.00 219,200.00 229,800.00 223,400.00 217,400.00 183,200.00 151,600.00 124,600.00 109,600.00 92,800.00 78,200.00 70,000.00 62,600.00 56,400.00 49,200.00 47,600.00 38,800.00 34,600.00 14,200.00
1,257,500.00
55,100.00
2,625,200.00
29 III. 4. Waktu Pelaksanaan Jadwal kegiatan pembangunan pengembangan lapangan Banyu-urip dapat dilihat pada gambar III.4 terlampir, secara garis besar dibagi menjadi tahapan perencanaan/ persiapan dan tahapan pembangunan yang meliputi kegiatan: 1. Tahapan perencanaaan pada kuartal ke-empat sampai dengan akhir kuartal kedua tahun 2008 meliputi kegiatan pembuatan design, perijinan, pembebasan tanah dan persiapan pembangunan. 2. Tahapan Pembagunan dimulai sekitar kuartal ke-tiga tahun 2008 sampai dengan selesai sekitar kuartal I tahun 2012. Pembangunan fisik ini meliputi: pembangunan CPF, jalur perpipaan, pengeboran sumur produksi
dan
pengeboran sumur injeksi.
III.5. Perhitungan Ekonomi Perhitungan keekonomian atas keikutsertaan BMUD Blora dalam program Participating Interest (PI) pada proyek POD Tahap I Lapangan Banyu-urip blok Cepu mempergunakan aturan dan ketentuan sistem pengelolaan blok Cepu secara keseluruhan yang meliputi: ketentuan PSC, Joint Operating Agreement (JOA), perjanjian Badan Kerjasama BUMD blok Cepu dan skenario pembiayaan participating Interest (PI) oleh BUMD Blora.
III..5.1. Keekonomian Kontraktor Perhitungan
keekonomian
proyek
POD
tahap
I
Lapangan
Banyu-urip
mempergunakan ketentuan kontrak kerjasama (PSC) blok Cepu dari perhitungan akan diketahui besaran bagi hasil antara pemerintah dengan kontraktor. Besaran bagi hasil pihak kontrator akan dijadikan sebagai acuan untuk perhitungan keekonomian program PI. Fiscal term PSC Blok Cepu adalah sebagai berikut: 1. PSC split for contractor after Tax
15%
percent
2. FTP
20%
percent
3. Investment Credit (terhadap tangible)
15.780%
percent
4. Bagian kontraktor
26.786%
percent
5. Bagian Pemerintah
73.214%
percent
30 6. Max Cost Recovery
100%
percent
7. Sunk Cost Repayment of Cost Recovery
100%
percent
8. Gross DMO
25%
percent
9. DMO fee
15%
percent
10. Start of DMO 11. Tax GoI
1 44%
12. Depreciation Declining Balance (year) 13. Discount Factor
5 10%
Year Percent Year Percent
Didalam perhitungan mempergunakan asumsi–asumsi sebagai berikut: 1. Mempergunakan skenario pengembangan lapangan Banyuurip sesuai dengan POD Tahap I lapangan Banyu-urip yang telah dibahas diatas. 2. Harga minyak mentah (crude oil) mempergunakan harga minyak dunia pada saat ini sebesar $ 100 / barrel 3. Intangible : tangible value mempergunakan 80 / 20 yang biasa dipakai untuk pengeboran sumur dalam. 4. Biaya sunk cost dari mulai tahun 1996 s/d 2006 mempergunakan sebesaran US $ 250.000.000 dengan anggapan bahwa nilai tersebut merupakan nilai hasil audit dari nilai pengajuan sebesar US $ 372.000.000. 5. Jadwal pelaksanaan proyek sesuai dengan jadwal yang telah ditetapkan.
III.5.2. Keekonomian Program PI Perhitungan keekonomian program Participating Interest (PI) bagian BUMD Blora berdasarkan porsi bagi hasil kontraktor dan mempergunakan ketentuan perjanjian Badan Kerjasama (BKS) BUMD Blok Cepu sebagai berikut : 1. Investasi adalah cash-call program Participating Interest (PI) sepanjang umur PSC kepada BKS yang akan diteruskan ke BUMD Blora sebesar 2.1850% 2. Sunk cost dipotongkan dari bagi hasil BUMD Blora sebesar 2.1850% selama 5 tahun sejak produksi minyak mencapai puncak pada tahun 2011. 3. Biaya operasi BKS akan dipotongkan kepada setiap BUMD dan tidak dimasukan dalam perhitungan.
31 III.5.3. Keekonomian Skenario Pembiayaan Dari perhitungan keekonomian program Participating Interest (PI)- BUMD Blora akan dijadikan dasar perhitungan keekonomian BUMD Blora dengan pihak ke II dalam pembiayan cash call, hal ini dilakukan karena kemampuan finansial BUMD Blora tidak mampu untuk membiayai program tersebut, dengan mempergunakan ketentuan sebagai berikut : 1. Bagi hasil dengan pihak II didasarkan pada Net Profit atau Net Entitlement. 2. Interest dibayar dari proyek dengan interest SIBOR + 2% = (sekitar 7%). 3. Payback time (Break Event Point) didasarkan hitungan tahun. 4. Biaya Pre-operating expenditure sebesar US$ 100.000 dan komposisinya berubah sesuai dengan porsi pembiayaan antara BUMD dan rekanan 5. Pembayaran pajak pendapatan tidak dimasukan dalam perhitungan karena dibayarkan masing-masing pihak secara terpisah. Skenario pembiayaan cash-call program Participating Interest (PI) oleh BUMD Blora dengan melibatkan pihak ke II mempergunakan ketentuan–ketentuan sebagai berikut : 1. Skenario Pembiayaan I a. Porsi Pembiayaan - Rekanan - BUMD Blora
100 % 0 %
b. Pembagian Keuntungan - Sebelum BEP BUMD Blora (%)
34.00 %
Rekanan
66.00 %
- Setelah BEP BUMD Blora
64.00 %
Rekanan
36.00 %
c. Ketentuan Lain - Pre Operasional expenditures
100.000 US $
32 2. Skenario pembiayaan II a. Porsi Pembiayaan - Rekanan
75 %
- BUMD Blora
25 %
b. Pembagian Keuntungan - Sebelum BEP BUMD Blora Rekanan
49.5 % 50.50 %
- Setelah BEP BUMD Blora
27.00 %
Rekanan
73.00 %
c. Ketentuan Lain - Pre Operasional expenditures
75.000 US $
3. Skenario pembiayaan III a. Porsi Pembiayaan - Rekanan
50 %
- BUMD Blora
50 %
b. Pembagian Keuntungan - Sebelum BEP BUMD Blora (%)
33.00 %
Rekanan (%)
67.00 %
- Setelah BEP BUMD Blora (%)
18.00 %
Rekanan (%)
82.00 %
c. Ketentuan Lain - Pre Operasional expenditures ($)
50.000 US $
4. Skenario IV a. Porsi Pembiayaan - Rekanan
25 %
- BUMD Blora
75 %
33 b. Pembagian Keuntungan - Sebelum BEP BUMD Blora (%) Rekanan (%)
16.5 % 83.50 %
- Setelah BEP BUMD Blora (%) Rekanan (%)
9.00 % 91.00 %
c. Ketentuan Lain - Pre Operasional expenditures ($)
25.000 US $
III.6. Ringkasan Indikator Keekonomian Berdasarkan perhitungan keekonomian proyek POD Tahap I Lapangan Banyu-urip dengan mempergunakan ketentuan dan asumsi diatas, ringkasan indikator ekonomi sebagai berikut : 1. Indikator keekonomian Contraktor share Net Cash Flow (000)$US
4,094,469.71
NPV @ 10% (000)$US
1,334,473.31
Contractor's IRR (%)
32.92%
POT (year)
4.87
PIR ($/$)
1.42
3. Indikator keekonomian program Participating Interest (PI) BUMD Blora. Net Cash Flow (000)$US
85,094.16
NPV @ 10% (000)$US
35,386.27
IRR (%)
49.15%
POT (year)
4.71
PIR ($/$)
1.49
4. Indikator keekonomian program Participating Interest (PI) BUMD Blora yang pembiayaannya melibatkan pihak ke II (rekanan) dengan berbagai skenario pembiayaan dapat dilihat pada tabel III.4 terlampir.
34 Tabel.III .4. Ringkasan indikator ekonomi dengan PI berbagai skenario pembiayaan INDIKATOR KEEKONOMIAN Skenario I
BUMD Blora
Pihak Rekanan
Net Cash Flow (000)$US
54,955.30
28,164.83
NPV @ 10% (000)$US
25,389.00
8,769.88
-
23.18%
Contractor's IRR (%) POT (year)
-
5.35
PIR ($/$)
-
0.70
Skenario II
BUMD Blora
Pihak Rekanan
Net Cash Flow (000)$US
59,211.31
23,895.58
NPV @ 10% (000)$US
26,300.94
7,848.90
89.54%
25.34%
POT (year)
4.37
5.24
PIR ($/$)
1.84
Contractor's IRR (%)
Skenario III
BUMD Blora
0.88 Pihak Rekanan
Net Cash Flow (000)$US
65,207.74
17,886.05
NPV @ 10% (000)$US
28,007.94
6,132.96
62.38%
27.55%
4.58
5.13
Contractor's IRR (%) POT (year) PIR ($/$) Skenario IV
1.51 BUMD Blora
1.10 Pihak Rekanan
Net Cash Flow (000)$US
74,028.75
9,051.95
NPV @ 10% (000)$US
31,105.77
3,026.18
52.90%
27.09%
POT (year)
4.69
5.06
PIR ($/$)
1.45
1.13
Contractor's IRR (%)
Gambar III.1. Peta Wilayah Kerja Pertambangan Blok Cepu 35
FSO
U P. Jawa
Shore
CP
S l
CENTRAL PROCESSING PANJANG PIPA FACILITY (CPF) Di darat 77 km x 20’ Di Laut 185 kbd oil (165 kbd 23 km x 20’ annual average)
• • • • • •
EXPORT SYSTEM 200 kbd produced water20” X-60 pipeline, 365 kbd water injection insulated 2 Million bbl FSO 124 Mscfd produced gas(tanker i 50 Mscfd gas injection 295 kbd total liquid
Gambar III.2. Central Processing Fasilities dan export pipeline blok Cepu 36
PROFIL PRODUKSI LAP BANYU URIP
180.0 oil
160.0
gas
140.0
produksi (kbd)
120.0
100.0 80.0
60.0
40.0
20.0
0.0 2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019 Tahun
2021
2023
2025
2027
2029
Gambar III.3. Profil produksi minyak lapangan Banyu urip 37
2006 Q3
2007 Q4
Q1
Q2
2008 Q3
Q4
Q1
Q2
2009 Q3
Q4
Q1
Q2
2010 Q3
Q4
Q1
Q2
2011 Q3
Q4
Q1
Q2
2012 Q3
Q4
Q1
Q2
POD Approval Complete FEED
Full Field Development FEED Update
FEED Update
Scp
Bidding EPC Bidding Process
ITT Package
EPC Bidding
Land Available
Line Pipe
Sch Res.
Land / ROW
Land Acquisition
Prequal and Bidding
EPC Awards
Field Facilities & Pipeline Mob
Drilling
A4
POD Basis 1st Oil
Fab/Coat and Delivery
A3
Target 1st Oil Range
Engr / Proc / Construction / Pre-Comm / Commissioning Development Wells
Well Results
Evaluation
Early Production Concept Selected
Concept Selection Engineering and Contracting Procurement & Construction
Studies Approval Eng. And Contracting
Potential Early Production Start Facilities Procurement / Construction
Gambar III.4. Jadwal POD Tahap I Lapangan Banyuurip 38
