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 347,493,172.00 dalam tahun 2007 (data ESDM lampiran-2) atau 952.000 per hari. Jadi CR minyak bumi per barel = US$ 13,82. Dapat juga kita katakan bahwa
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 $60/bbl untuk tahun 2007 dan produksi minyak bumi NKRI adalah 347.493.172 barel. Jadi keuntungan usaha minyak bumi NKRI adalah jumlah produksi dikalikan (ICP/bbl – CR/bbl) = US$ 16.047.590.320 selama tahun 2007. 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 350.000 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 145.149 per hari rata-rata atau sama dengan 52.979.385 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.
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$60/bbl (lampiran-6 dan -7). Di sini diandaikan produksi per hari adalah 100.000 bbl, DMO = 25% dan pembagian keuntungan adalah 15% untu kontraktor dan 85% untuk Pemerintah NKRI. Terlihat di sini beberapa kesimpulan saya sbb.:
Pada harga minyak bumi US$ 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. ---
Lampiran-1
Cost Recovery Capai US$ 8,33 Miliar Selama 2007 Alih Istik Wahyuni - detikfinance Rabu, 23/01/2008 12:11 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?
Lampiran-2
Data Produksi Energi NKRI (Sumber ESDM) dlm barel Tahun 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000
dlm barel
dlm barel
dlm barel
Produksi
Konsumsi
Ekspor
Impor
84,822,501.00 347,493,172.00 359,289,337.00 385,497,959.00 400,486,234.00 415,814,157.00 455,738,915.00 489,849,297.00 517,415,696.00
76,714,500.00 321,302,814.00 349,845,435.00 357,493,997.00 375,494,636.00 373,190,759.00 358,806,832.00 375,668,315.00 383,955,955.00
29,623,200.00 127,134,792.00 111,172,003.15 156,766,006.00 180,234,938.00 211,195,794.52 216,901,729.00 239,947,960.00 225,840,000.00
23,224,200.00 110,448,506.36 113,545,934.13 120,159,324.81 148,489,589.13 129,761,738.00 121,269,175.75 118,361,896.69 79,206,903.00
Lampiran-3
Cadangan Minyak Pertamina capai 2,6 miliar barel Sumber: Kompas Cyber media Jumat, 28 Desember 2007 - 17:09 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 145.149 barel per hari atau naik 7,2 persen dibandingkan 2006. Produksi minyak itu terdiri dari produksi PT Pertamina EP 110.320 barel per hari dan mitra 34.829 barel per hari. "Tahun 2008, kami targetkan produksi mencapai 180.751 barel per hari atau naik 24,5 persen dibandingkan tahun ini," katanya. Tingkat produksi 2008 terdiri dari Pertamina EP 138.793 barel per hari dan mitra 41.958 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)
Lampiran-4
Pemerintah Masih Andalkan Chevron Kejar Target 2008 28/12/07 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 441.000 barel per hari pada 2008. 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 2008. "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 426.300 barel per hari, Pertamina 135.600 barel per hari, Conoco SNSB 59.400 barel per hari, Inpex 47.900 barel per hari, CNOOC 47.900 barel per hari, dan Total Indonesie 45.000 barel per hari. Selanjutnya, Medco E&P Rimau 31.800 barel per hari, BP ONWJ 31.000 barel per hari, BOB CPP 28.000 barel per hari, Pertamina Hulu-PPI/JOA-JOB 25.100 barel per hari, Petrochina Jabung 23.000 barel per hari, dan JOC Pertamina-Mobil Cepu 17.200 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 2008. 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 2008. 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
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 950.000 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 50.000 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 828.000 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 376.300 barel per hari, PT Pertamina EP 135.600 barel per hari, ConocoPhillips
SNSB 59.400 barel per hari, Inpex 47.900 barel per hari, dan China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) 47.900 barel per hari. Selain itu, KKKS lainnya adalah Total Indonesia 45.000 barel per hari, Medco EP Rimau 31.800 barel per hari, BP ONWJ 31.000 barel per hari, BOB CPP 28.000 barel per hari, dan Pertamina Hulu-PPI/JOA-JOB 25.100 barel per hari.(dwi)
Lampiran- 6
Simulasi Harga Minyak US$ 90/Bbl & Biaya Produksi ICP (US$)
PRODUKSI per hari (bbl)
90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90
100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000
Biaya per Bbl (US$)l 2.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 9.0 10.0 11.0 12.0 13.0 14.0 15.0 16.0 17.0 18.0 19.0 20.0 21.0 22.0 23.0 24.0 25.0 26.0 27.0 28.0 29.0 30.0 31.0 32.0 33.0 34.0 35.0 36.0 37.0 38.0 39.0 40.0 41.0 42.0 43.0
Profit OiL
Total NKRI
Total PSC
Profit Margin NKRI
Porfit Margin PSC
72,778 70,556 69,444 68,333 67,222 66,111 65,000 63,889 62,778 61,667 60,556 59,444 58,333 57,222 56,111 55,000 53,889 52,778 51,667 50,556 49,444 48,333 47,222 46,111 45,000 43,889 42,778 41,667 40,556 39,444 38,333 37,222 36,111 35,000 33,889 32,778 31,667 30,556 29,444 28,333 27,222
86,861 84,972 84,028 83,083 82,139 81,194 80,250 79,306 78,361 77,417 76,472 75,528 74,583 73,639 72,694 71,750 70,806 69,861 68,917 67,972 67,028 66,083 65,139 64,194 63,250 62,306 61,361 60,417 59,472 58,528 57,583 56,639 55,694 54,750 53,806 52,861 51,917 50,972 50,028 49,083 48,139
13,139 15,028 15,972 16,917 17,861 18,806 19,750 20,694 21,639 22,583 23,528 24,472 25,417 26,361 27,306 28,250 29,194 30,139 31,083 32,028 32,972 33,917 34,861 35,806 36,750 37,694 38,639 39,583 40,528 41,472 42,417 43,361 44,306 45,250 46,194 47,139 48,083 49,028 49,972 50,917 51,861
2784% 1349% 1063% 871% 735% 632% 553% 489% 437% 393% 356% 325% 298% 274% 253% 234% 217% 202% 188% 176% 164% 154% 145% 136% 128% 120% 113% 106% 100% 94% 89% 84% 79% 74% 70% 66% 62% 58% 55% 52% 48%
491% 238% 188% 154% 130% 112% 98% 86% 77% 69% 63% 57% 53% 48% 45% 41% 38% 36% 33% 31% 29% 27% 26% 24% 23% 21% 20% 19% 18% 17% 16% 15% 14% 13% 12% 12% 11% 10% 10% 9% 9%
Keterangan
Rokan Blok
Pertamina
Lampiran-7
Simulasi Harga Minyak US$ 60/Bbl & Biaya Produksi ICP (US$)
PRODUKSI per hari (bbl)
60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60
100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000
Biaya per Bbl (US$)l 2.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 9.0 10.0 11.0 12.0 13.0 14.0 15.0 16.0 17.0 18.0 19.0 20.0 21.0 22.0 23.0 24.0 25.0 26.0 27.0 28.0 29.0 30.0 31.0 32.0 33.0 34.0 35.0 36.0 37.0 38.0 39.0 40.0 41.0 42.0 43.0
Profit OiL
Total NKRI
Total PSC
Profit Margin NKRI
Porfit Margin PSC
71,667 68,333 66,667 65,000 63,333 61,667 60,000 58,333 56,667 55,000 53,333 51,667 50,000 48,333 46,667 45,000 43,333 41,667 40,000 38,333 36,667 35,000 33,333 31,667 30,000 28,333 26,667 25,000 23,333 21,667 20,000 18,333 16,667 15,000 13,333 11,667 10,000 8,333 6,667 5,000 3,333
85,917 83,083 81,667 80,250 78,833 77,417 76,000 74,583 73,167 71,750 70,333 68,917 67,500 66,083 64,667 63,250 61,833 60,417 59,000 57,583 56,167 54,750 53,333 51,917 50,500 49,083 47,667 46,250 44,833 43,417 42,000 40,583 39,167 37,750 36,333 34,917 33,500 32,083 30,667 29,250 27,833
14,083 16,917 18,333 19,750 21,167 22,583 24,000 25,417 26,833 28,250 29,667 31,083 32,500 33,917 35,333 36,750 38,167 39,583 41,000 42,417 43,833 45,250 46,667 48,083 49,500 50,917 52,333 53,750 55,167 56,583 58,000 59,417 60,833 62,250 63,667 65,083 66,500 67,917 69,333 70,750 72,167
1828% 871% 680% 553% 461% 393% 340% 298% 263% 234% 209% 188% 170% 154% 140% 128% 116% 106% 97% 89% 81% 74% 68% 62% 57% 52% 47% 43% 38% 35% 31% 28% 24% 21% 18% 16% 13% 11% 8% 6% 4%
323% 154% 120% 98% 81% 69% 60% 53% 46% 41% 37% 33% 30% 27% 25% 23% 21% 19% 17% 16% 14% 13% 12% 11% 10% 9% 8% 8% 7% 6% 5% 5% 4% 4% 3% 3% 2% 2% 1% 1% 1%
Keterangan
Rokan Blok
Pertamina
