PENGEMBANGAN PERSAMAAN ECONOMIC LIMIT UNTUK SISTEM KONTRAK BAGI HASIL MIGAS DI INDONESIA

PENGEMBANGAN PERSAMAAN ECONOMIC LIMIT UNTUK SISTEM KONTRAK BAGI HASIL MIGAS DI INDONESIA

TUGAS AKHIR

Oleh : NOR HIDAYATULLAH NIM 12203050

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2008

PENGEMBANGAN PERSAMAAN ECONOMIC LIMIT UNTUK SISTEM KONTRAK BAGI HASIL MIGAS DI INDONESIA

TUGAS AKHIR

Oleh : NORHIDAYATULLAH NIM 12203050

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Ilmu Kebumian Dan Teknologi Mineral Institut Teknologi Bandung

Menyetujui, Tanggal :

Pembimbing I,

____________________ Dr. Ir. Arsegianto.

Pembimbing II,

_____________________ Ir. Bambang Yasmadi.

KATA PENGANTAR

Alhamdulillahhirabbil’aalamiin, atas berkat rahmat, hidayah dan inayah dari Allah SWT akhirnya penulis dapat menyelesaikan Tugas Akhir ini tepat pada waktunya. Tugas Akhir dengan judul “PENGEMBANGAN PERSAMAAN ECONOMIC LIMIT UNTUK SISTEM KONTRAK BAGI HASIL MIGAS DI INDONESIA” penulis ajukan untuk memenuhi salah satu syarat wajib untuk mendapatkan gelar Sarjana Teknik pada Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan, Institut Teknologi Bandung. Melalui Tugas Akhir ini, penulis ingin mengucapkan terima kasih kepada semua pihak yang telah membantu penulis baik secara langsung maupun tidak langsung dalam pelaksanaan penyelesaian Tugas Akhir ini. Ucapan terima kasih secara khusus penulis tujukan kepada : 1. Bapak dan Ibu di Banyuwangi yang tidak pernah berhenti mendukung, mendoakan dan memberikan segalanya untuk penulis. Semoga Allah SWT senantiasa menjaga keduanya. 2. Adikku Kartika Fitri Astutik dan kakakku Wahab Abdullah, Mohammad Rofi’i Al Karim, yang selalu memberikan semangat kepada penulis.agar selalu menjadi lebih baik. 3. Bapak Ir. Taufan Marhaendrajana, M.Sc, Ph.D selaku Ketua Program Studi Teknik Perminyakan, sekaligus sebagai dosen wali penulis selama perkuliahan di Teknik Perminyakan. 4. Bapak Ir. Arsegianto, M.Sc, Ph.D, selaku dosen pembimbing Tugas Akhir penulis di Teknik Perminyakan. 5. Mas Bambang Yasmadi, selaku pembimbing II Tugas Akhir penulis 6. Seluruh staf pengajar di Program Studi Teknik Perminyakan yang telah membagi ilmunya kepada penulis, 7. Pak Oman, Pak Acep, Pak Haryanta, serta seluruh pegawai tata usaha Program Studi Teknik Perminyakan yang telah membantu tanpa kenal lelah dan sabar agar penulis dapat menyelesaikan pendidikan di ITB, 8. Ibu Retno Sudarto, yang selama ini selalu memberikan banyak bantuan sehingga penulis tidak kekurangan dan dapat hidup layak selama perkuliahan di ITB, semoga kebaikan ibu dibalas dengan kemudahan yang lebih dari Allah SWT. 9. Bapak Sunarko dan keluarga, atas bantuan materiil kepada penulis, terima kasih banyak, semoga Allah SWT melimpahkan rahmat dan karunia yang berlebih kepada Bapak sekelurga. 10. Teman teman di Teknik Perminyakan ITB, SPE SC-ITB, IATMI SC-ITB, dan teman teman di OPPINET-ITB, terima kasih atas dukungannya. 11. Teman teman sepenanggungan yang selalu mengungatkan, berbagi kebahagiaan dan keaedihan bersama, terutama untuk Mas’un Hidayat, Mohammad Dede Nasir, Budi Syamsudin, Yuyus Bachtiar, Mardhani Cahyanto. Semoga kita dapat mencapai cita cita yang kita harapkan. 12. Terutama untuk “Niken”, terima kasih untuk do’a tulus disetiap malam, dan setiap mengawali pagi. Dan pihak pihak yang tidak dapat disebutkan satu persatu, semoga bantuan dan pertolongan yang diberikan, mendapatkan imbalan yang berlebih dari Allah SWT.

Penulis menyadari bahwa Tugas Akhir ini masih banyak kekurangan dan jauh dari sempurna, maka dari itu segala bentuk pertanyaan, kritik serta saran dengan senang penulis terima untuk kelancaran studi berikutnya. Segala bentuk tanggapan tersebut dapat diajukan melalui e-mail penulis dengan alamat: [email protected]. Harapan penulis semoga Tugas Akhir ini dapat bermanfaat bagi kita semua.

Bandung, 2 Juli 2008

Nor Hidayatullah.

Jika kita menunda untuk melakukan yang terbaik hari ini, berarti kita telah memilih menunda untuk mendapatkan kesempatan besar esok hari ……

ʺChampions arenʹt made in the gyms. Champions are made from something they have deep inside them ‐ a desire, a dream, a vision.ʺ ‐ Muhammad Ali ʺIt is observed that successful people get ahead in the time that other people waste.ʺ ‐ Henry Ford ʺThe journey of a thousand miles begins with one step.ʺ ‐ Lao‐Tse

Kupersembahkan untuk: Ayah, Ibu, dan saudara saudaraku

PENGEMBANGAN PERSAMAAN ECONOMIC LIMIT UNTUK SISTEM KONTRAK BAGI HASIL MIGAS DI INDONESIA Developing of Economic Limit Equation for Oil and Gas Production Sharing Contract System in Indonesia Nor Hidayatullah* Dr. Ir. Arsegianto** Sari Terdapat sejumlah volume tertentu dari hidrokarbon yang dapat diproduksi secara ekonomis dari suatu sumur, lapangan atau reservoir yang biasa disebut sebagai ultimate recovery yang sebanding dengan cadangan (reserve) sebelum produksi dimulai. Sebagai akibat dari terproduksinya hidrokarbon, cadangan akan menurun seiring dengan meningkatnya produksi kumulatif, namun jumlah dari kumulatif produksi dengan cadangan harus sama dengan jumlah ultimate recovery yang diprediksi pada saat itu. Ultimate recovery sendiri mangalami perubahan seiring dengan evaluasi terhadap performa produksi sepanjang waktu hingga mencapai pada suatu titik dimana sumur harus ditutup karena produksi yang tidak ekonomis lagi. Kapan produksi suatu sumur akan dihentikan adalah suatu hal yang sangat penting untuk diketahui. Dalam kebanyakan kasus, produksi akan dihentikan sebelum sumur tersebut secara alamiah tidak mampu lagi berproduksi. Hal ini dilakukan karena produksi akan mengalami penurunan pada suatu rate dimana biaya untuk memproduksi hidrokarbon lebih besar dibandingkan pendapatan yang diperoleh dari hasil minyak tersebut terproduksi yang biasa dikenal sebagai sebagai economic limit. Pada economic limit,biaya produksi sebanding dengan harga dari hidrokarbon yang terproduksi, produksi lebih lanjut melewati titik ini akan mengakibatkan economic loss. Banyak sekali faktor yang mempengaruhi rate produksi minyak yang terambil dari suatu sumur atau lapangan. Faktor geologi yang meliputi karakteristik batuan, kedalaman, ketebalan, energi alamiah reservoir, serta sifat dan karakteristik fluida reservoir diantaranya merupakan faktor yang mempunyai efek yang cukup besar. Namun perubahannya memerlukan waktu yang cukup lama, sehingga efeknya tidak dapat dirasakan secara langsung. Faktor lain yang juga penting adalah mekanisme pasar global yang secara implisit terwujud dalam harga hidrokarbon dan biaya yang terkait dengan kegiatan produksi. Faktor kebijakan dari pemerintah berwenang, berikut sistem kontrak yang digunakan juga merupakan faktor utama yang memiliki pengaruh yang besar. Dalam paper ini akan diulas penurunan model persamaan economic limit untuk sistem bagi hasil yang berlaku di Indonesia, beserta analisis sensitivitas terhadap parameter parameter yang berpengaruh dalam kaitannya terhadap evaluasi sistem kontrak yang berlaku. Kata Kunci : economic limit, kurva biaya, Marginal dan Variable cost, sistem PSC ,Ultimate recovery, sharing profit.

Abstract There is a finite volume of hydrocarbons that can be produced economically from any wells, field, or reservoir, which referred to as ultimate recovery and is equal to the reserve before production commences. As hydrocarbons are produced, reserves will decline as cumulative production increase, but the sum of cumulative production and reserves always equal the estimated ultimate recovery at that time. The ultimate recovery itself change as production performance evaluated along the production life until it reach at some point where the well must be ceased as the production no longer economically profit. When the production of the well must be ceased is an important to know. In most cases, production will be abandoned before it would ceased due to natural cause. It is considered because production will decline to a rate at which its cost more to produce hydrocarbon than those the hydrocarbon are worth which known as the economic limit. At the economic limit, the production cost are equal to the value of the produced hydrocarbon, to continue the production beyond this point will cause economic loss. There are many factor which effect the rate at which hydrocarbon produced from a well or a reservoir. Geologic factor, i. e, characterictic of the rock, depth, thickness, natural reservoir energy, and reservoir fluid characteristic are the factor that have significant effect. But its alter need more time in result of its effect couldn’t be instantaneous. The other important factor is global market mechanism which implicitely discribed as hidrocarbon price and cost conducted due to production activity. The government regulation factor, and the contract system conducted is one of ultimate factor that have significant effect.

Nor Hidayatullah -12203050- Sem. 2/2007-2008

1

In this paper will reveal the equation model derivation of economic limit for production sharing contract that prevail in Indonesia, also sensitivity analysis of influent variables which related to evaluation of contract system prevailed. Key Words : economic limit, cost curve, Marginal and Variable cost, PSC system , Ultimate recovery, sharing profit. *) **)

I.

Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB

Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung

PENDAHULUAN

Cadangan total minyak bumi Indonesia pada tahun 2005 adalah sebesar 8,627 milyar barel (billion barrels oil, BBO) yang terdiri atas cadangan terbukti sebesar 4,439 BBO dan cadangan potensial sebesar 4,187 BBO dan cenderung mengalami penurunan. Dimana Sebagian besar cadangan minyak bumi berlokasi di wilayah Indonesia bagian barat, terutama di Sumatera yang mencapai 70% dan Jawa sebesar 12%, sedangkan sisanya di wilayah Indonesia Timur, meliputi Kalimantan Timur, Sulawesi Selatan, dan Papua. Adapun untuk gas bumi, berdasarkan data terbaru, cadangan total gas bumi Indonesia pada tahun 2006 adalah 188,2 TSCF atau sebesar 3% cadangan gas bumi dunia, yang terdiri terdiri atas cadangan terbukti (proven reserve) sebesar 94,4 TSCF (51,9%) dan cadangan potensial (possible reserve) sebesar 90,57 TSCF (48,1%). Selengkap nya perkembangan cadangan minyak bumi nasional dalam 5 tahun terakhir berikut cadangan terbukti, cadangan potensial, serta produksi dari gas bumi di Indonesia.dapat dilihat pada tabel 1.1. dan tabel 1.2

Tabel 1.1 Cadangan minyak bumi Indonesia (dalam Milyar Barel) Tahun 2001-2005 Tahun

Terbukti

Potensial

Jumlah

2001

5,095

4,659

9,754

2002

4,722

5,025

9,747

2003

4,728

4,404

9,132

2004

4,301

4,312

8,613

2005

4,439

4,187

8,627


Sumber: Data dan Informasi Tahun 2006, Ditjen Migas

Tabel 1.2 Cadangan Gas Bumi Tahun 2000-2004 (Triliun Kaki Kubik) Tahun

Terbukti

Potensial

Jumlah

2001

92,100

76.068

168,168

2002

90,300

86,288

176,588

2003

91,170

86,959

178,129

2004

97,810

90,530

188,340

2005

88,510

97,320

185,830

Sumber: Data dan Informasi Tahun 2005, Ditjen Migas Besar cadangan tersebut tentu saja bukan tidak mengalami perubahan, seiring dengan berjalan nya waktu produksi, nilai cadangan akan selalu dievaluasi dan diperbaharui. Disisi lain, politik ekonomi dan faktor pasar sering berkombinasi sebagai faktor penentu terhadap besarnya produksi, oleh karenanya peramalan terhadap life time produksi menjadi bagian yang sangat penting dalam hal ini. Dengan mengetahui peramalan tersebut, perencanaan terhadap pengembangan lapangan pada waktu yang akan datang akan semakin mudah. Banyaknya jumlah sumur tambahan yang akan dibor, metode peningkatan produksi yang dipilih dan lain lain sangat bergantung kepada prediksi keekonomian dari lapangan tersebut. Disisi lain, analisa keuntungan dan kerugian dari suatu lapangan sangat ditentukan oleh performa dari setiap sumurnya. Perhitungan keekonomian akan menjadi lebih akurat bila kita dapat memprediksi apakah suatu sumur harus

2

ditingkatkan produksinya dengan sejumlah tambahan biaya atau sebaliknya dihentikan karena besarnya kerugian yang diderita akibat kegiatan produksi tersebut. Terdapat banyak metode peramalan yang dapat digunakan sebagai bahan evaluasi terhadap lamanya periode produksi suatu sumur atau lapangan, Diantaranya adalah metode economic limit yang menjadi bahasan utama dalam paper kali ini. Metode ini didasarkan atas analisis keuntungan dan kerugian yang dialami sepanjang kegiatan produksi berlangsung, tujuan utamanya adalah meramalkan kapan waktu kritis kegiatan produksi harus dihentikan akibat akumulasi kerugian yang akan diderita. Dengan mengetahui parameter waktu, maka besarnya rate kritis dapat dengan mudah diketahui. Karena metode ini dipengaruhi oleh faktor ekonomi regional, maka bentuk sistem kontrak suatu negara menjadi sangat berpengaruh, disamping itu faktor harga yang merupakan efek dari mekanisme pasar global menjadi sangat penting. Studi mengenai peramalan dengan metode economic limit ini belum cukup berkembang, sehingga diperlukan pengkajian lebih lanjut.

II. SISTEM BAGI HASIL PRODUKSI PSC dimulai di Indonesia pada tahun 1966 antara Pertamina dan perusahaan Amerika Independen, dan kontrak sejenis di buat di Peru 1971. Kemudian banyak negara yang memberlakukan nya diantaranya negara pengekspor minyak: Indonesia, Mesir, Malaysia, Siria, Oman, Angola, Gabon, Libia, Qatar, Cina, Aljazair dan Tumisu. Formula ini dapat berkembang dengan cepat terutama di negara negara berkembang adalah disebabkan beberapa hal, diantaranya hubungan kontraktual (perusahaan minyak bukanlah pemegang langsung kuasa pertambangan) dan konsep dari sharing (membagi) produksi, disamping kekuasaan negara yang lebih besar terhadap aktivitas perusahaan minyak, yang berlaku sebagai pemberi jasa atau kontraktor. Secara hukum peranan negara pada kontrak bagi hasil mengikuti prinsip prinsip berikut; pertama, Negara memiliki hak pertambangan sehingga mereka memiliki produksi, hal ini secara hukum mengakibatkan monopoli negara pada eksplorasi dan produksi hidrokarbon. Perusahaan minyak bertindak sebagai pemberi jasa atau kontraktor. Selain itu, walaupun negara atau perusahaan negara mengandalkan kemampuan teknis dan Nor Hidayatullah -12203050- Sem. 2/2007-2008

sumber dana dari perusahaan minyak (yang meminjamkan atau mendanai kapital yang dibutuhkan) dia tetap memiliki bagian terbesar dan produksi. Bagi hasil ini adalah dari produksi yang terlihat pada laporan tahunan dan bukan pada cadangan total. Kontraktor bertanggung jawab atas pembiayaan dan menjalankan operasi dan hanya memperoleh pengembalian biaya dan keuntungan jika terdapat penemuan komersial yang dikembangkan. Beberapa parameter utama yang menjadi ciri kas dari sistem ini adalah : 1.

Pengembalian biaya

Pengembalian biaya berbeda antar negara bahkan dalam suatu negara tergantung kepada waktu ditandatangani kontrak. Pada kontrak bagi hasil kontraktor berhak menerima pengembalian biaya selama tidak melebihi persentase tertentu dari produksi tahunan pada daerah kontrak. Proporsi ini dikenal sebagai cost oil. Kekurangan yang belum diperoleh di carried forward (bawa ke depan) untuk recovery pada tahun tahun berikutnya dengan prinsip yang sama, cost oil diberi nilai dengan menggunakan harga pasar dari minyak mentah sebelum dibandingkan dengan recoverable cost. Batas maksimum dari cost oil di kenal sebagai cost stop, yang besarnya bervariasi tergantung kepada negara dan kontraknya, tapi biasanya berkisar antara 30% sampai 60%, walaupun dapat juga 100%. Harga cost stop mempengaruhi keekonomian, makin besar makin bagus return on investment (pengembalian investasi)nya. 2.Domestic market Obligation Domestic market Obligation (Kewajiban Pasok Pasar Domestik) adalah bagian produksi yang harus diserahkan kepada pemerintah untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar dalam negeri 3. Pajak Keuntungan Pada kontrak bagi hasil sampai 1976 bagi hasil keuntungan minyak (profit oil split) dihitung sesudah pajak sehigga kontraktor tidak dikenakan pajak keuntungan secara eksplisit. Bagi hasilnya adalah bersih dari pajak dimana pajaknya sudah termasuk pada governmnet’s share. Walaupun demikan, kontraktor menerima bukti pembayaran pajak, sehingga dia memper hitungkan jumlahnya terhadap kewajiban pajak di negaranya, untuk menghindari pajak ganda. Pada tahun 1996, the U.S. Internal Revenue Service (IRS) berhenti mengijinkan pajak national sebagai kredit pajak. Akibatnya atas

3

permohonan perusahaan-perusahaan Amerika, terjadi perubahan formula pada PSC. Hal ini mengakibatkan diperkenalkannya prosedur terpisah untuk menentukan pajak pendapatan dengan menggunakan peraturan umum perpajakan untuk perusahaan komersial dan industri di negara tuan rumah. Prosedur ini tidak berlaku untuk perusahaan-perusahaan Eropa. Sebagai contoh, apabila bagi hasilnya antar Negara dan kontraktor adalah 70 – 30 % dan pajaknya 50 %, maka bagi hasil sebelum pajak 60 % (atau 30 % / (1 – 50 %))sehingga pendapatan pemerintah di luar pajak adalah 40 % (atau 1 – 60 %) dan pajaknya sendiri adalah 30 % (atau 50 % dari 60 %) sehingga pendapatan total pemerintah adalah 70 % dari ketersediaan produksi.

negara-negara dan kontrak-kontrak yang berhak. Hal ini memperlihatkan perbedaan pada potensi dan biaya perminyakan perceived dimana biaya tergantung pada karaktenstik dan lokasi dari penemuan. Kesuksesan PSC dibandingkan konsesi adalah karena lebih fleksibel untuk di negosiasikan. Skematik PSC Indonesia dapat dilihat pada lampiran I dibagian akhir paper ini. III. PENURUNAN PERSAMAAN ECONOMIC LIMIT. Untuk mengawali penjelasan mengenai economic limit, tinjau grafik biaya terhadap jumlah produksi barang di bawah ini;

Berlainan dengan sistem konsesi, dimana kontraktor hanya berhak atas bagian dari produksi sama dengan the costs oil (recoverable costs) ditambah share- nya pada profit oil dan memasarkannya. Hal ini merupakan keuntungan jika terdapat perusahaan minyak nasional. 4. Bagi hasil dari produksi (profit oil split) Proporsi minyak sesudah dipotong oleh costs oil disebut profit oil. Pada awalnya produksi dibagi atas dasar yang tetap. Di Indonesia 65 – 35 % split antara pemerintah dan kontraktor diubah menjadi 85 – 15 % untuk minyak dan 70 – 30 % untuk gas. Kemudian pada 1979 split tergantung pada produksi, 50-50% untuk produksi rendah dan 85 – 15 % untuk produksi tinggi. Di Angola pada 1979 skala progresif diberlakukan untuk komulatif produksi dari suatu lapangan minyak – skalanya tergantung dari geografi (onshore, offshore, dangkal atau dalam). Beberapa negara memberlakukan mekanisme penyesuaian untuk harga minyak tertentu (price capping). Dengan bagian pemerintah untuk bagian harga diatas price cap dapat mencapai 100 % (sebagai contoh Angola, Malaysia, Peru dan Indonesia sebelum 1978). Pada tahun 1983 sejumlah negara memperkenal kan mekanisme production sharing tidak pada produksi harian atau komulatif tetapi berdasarkan rate of return (atas indikator lain dari keuntungan) kepada kontraktor pada waktu tertentu. Negara-negara ini adalah : Equiatorial Gunica, Leberia (sharing berdasarkan rate of return), India, Libiya, Tunisia, Pantai Gading dan Azarbaijan (bagi hasil menurut R-ratio, yang kelihatannya lebih mudah di terima). Terdapat variasi yang cukup besar pada the profit oil split (bagi hasil keuntungan minyak) antar Nor Hidayatullah -12203050- Sem. 2/2007-2008

Gambar 3.1 grafik biaya terhadap jumlah produksi barang

Dari sudut pandang ekonomi, grafik tersebut secara sederhana menunjukkan perjalanan hidup produksi suatu komoditi pada suatu periode produksi tertentu. Dapat diamati dari grafik tersebut, garis revenue yang berwarna merah tebal menurun seiring dengan turunnya jumlah barang yang komoditi yang diproduksi, hal ini sangat mudah dipahami karena revenue merupakan hasil kali dari jumlah komoditi yang dihasilkan terhadap harga dari komoditi yang bersangkutan. Garis putus putus mendatar menunjukkan karakteristik dari biaya tetap (fix cost), yaitu biaya yang dikeluarkan oleh perusahaan yang nilainya tidak dipengaruhi oleh besarnya produksi yang dihasilkan, oleh karenanya nilai dari biaya ini tetap.Yang termasuk kedalam biaya tetap adalah pembelian barang barang investasi, tanah gedung, dan mesin mesin yang harganya tidak bergantung tehadap besarnya produksi. Biaya yang lain adalah biaya yang nilainya bergantung terhadap besarnya volume produksi dari komoditi yang dihasilkan. Biaya ini disebut sebagai biaya berubah (variable cost), seperti biaya material, biaya energi yang dibutuhkan

4

dalam kegiatan produksi dll. Biaya ini digambar kan dengan garis tipis pada grafik di atas. Jumlah dari kedua biaya tersebut dinyatakan oleh besaran total biaya (total cost) yang digambarkan sebagai garis biru tebal. Secara matematis, hubungan antara besaran besaran di atas dapat dituliskan sebagai berikut :

R = P. X ..................................................... 3.1 TC = FC + VC ........................................ 3.2 Sedangkan selisih antara revenue terhadap biaya total, dapat kita sebut sebagai keuntungan, jika bernilai positif, atau jika bernilai negatif biasa kita sebut sebagai kerugian. Yang secara sederhana dapat dituliskan sebagai:

π = R − TC ............................................... 3.3

π = PX − ( FC + VC )

............................. 3.4

Dimana : R : pendapatan (Revenue) π : keuntungan atau kerugian yang diterima P : harga dari unit komoditi yang diproduksi X : unit komoditi terproduksi TC : total biaya (Total Cost) FC : biaya tetap (Fix Cost) VC : biaya berubah (Variable Cost) Produksi dari suatu komoditi dapat mengalami penurunan pada suatu periode seiring dengan bertambahnya waktu, atau yang biasa disebut sebagai depletion periode. Keadaan tersebut dapat terjadi secara alamiah yang biasa kita temukan pada produksi hidrokarbon setelah suatu sumur melewati masa puncak produksi (peak time)-nya. Tanpa dibantu oleh metode pengangkatan buatan (artificial lift methode), maupun metode penambahan produksi yang lain seperti enhanced oil recovery (EOR) maka produksi akan menurun hingga pada suatu titik dimana produksi sama dengan nol, hal ini terjadi saat sumur sudah tidak mampu lagi mengalirkan hidrokarbon. Keadaan tersebut yang akan di angkat dalam permasalahan kali ini, dimana seiring dengan peningkatan waktu, produksi akan mengalami penurunan.

untuk meneruskan kegiatannya akibat kerugian yang diderita mencapai suatu titik akhir batas toleransi kerugian yang sanggup ditahan oleh perusahaan tersebut. Seiring dengan menurunnya komoditi yang dapat dihasilkan, life time dari kegiatan produksi dapat diilustrasikan oleh garis revenue pada grafik 3.1 di atas. Pada point a, tampak kurva revenue terletak di sebelah atas dari kurva Total cost, keadaan tersebut menggambarkan kondisi dimana perusahaan bersangkutan mengalami keuntungan. Profit yang diterima perusahaan akan berlanjut hingga kegiatan produksi mencapai titik b. Sedang besarnya keuntungan yang diterima adalah sebesar luas daerah dibawah kurva revenue dan diatas kurva total cost hingga mencapai titik b. Titk b merupakan titik dimana besar keuntungan yang diterima sama dengan pengorbanan yang dilakukan melalui total cost. Menghentikan kegiatan produksi pada titik ini akan mengakibat kan perusahaan menanggung kerugian sebesar harga fix cost-nya. Seiring dengan penurunan komoditi yang dapat dihasilkan, kegiatan produksi akan mencapai titik c, dimana revenue yang diterima perusahaan sebanding dengan harga dari variable cost yang dikelurkan. Sedangkan titik d menggambarkan keadaan dimana kegiatan produksi yang dilakukan akan mengakibatkan perusahaan menderita kerugian sebesar variable cost. Kegiatan produksi tersebut berlanjut hingga mencapai titik e, dimana perusahaan harus berhenti berproduksi akibat tiadanya bahan baku yang dapat diolah untuk menghasilkan komoditi produksi. Pertanyaannya kemudian adalah, kapan suatu perusahaan harus berhenti berproduksi? Pertanyaan tersebut secara implisit mengisyaratkan kondisi optimal yang harus dipilih untuk menghentikan kegiatan produksi. Yang dapat diartikan pula sebagai meminimalisir kerugian yang di derita oleh perusahaan. Inilah yang menjadi dasar dari penurunan persamaan economic limit, yang akan dibahas dalam paper ini.

Selama masa produksi, suatu perusahaan akan mengalami periode dimana keuntungan dapat diperoleh dengan baik, kemudian perusahaan tersebut mengalami kerugian hingga pada suatu saat perusahaan harus menutup kegiatan produksi nya karena dianggap sudah tidak mampu lagi

Kondisi yang paling optimal untuk menghentikan kegiatan produksi adalah kondisi dimana besar kerugian yang diderita dari hasil poduksi suatu sumur sebanding dengan kerugian yang dialami ketika sumur tersebut dihentikan produksinya.


5

Dengan merujuk persamaan dasar yang telah dikemukakan di atas, secara matematis keadaan tersebut dapat dituliskan sebagai berikut: Kerugian yang diderita akibat kegiatan produksi adalah : Loss = Revenue − Total _ Cost ........... 3.5 Tinjau kembali persamaan 3.3 diatas, dengan mengganti komoditi dengan rate produksi, diperoleh : π prod = R − TC .......................................... 3.6

π prod = P.Q − ( FC + VC )

........................ 3.7

Sedangkan kerugian yang dialami ketika sumur berhenti berproduksi adalah sebesar fix cost-nya, π stop = FC ................................................... 3.8 Dengan menyamakan kerugian di dua kondisi ter sebut maka: π prod = π stop ................................................. 3.9

P.Q − ( FC + VC ) = − FC ....................... 3.10 P.Q = VC ................................................. 3.11 R = VC ...................................................... 3.12 Dari penurunan yang sederhana tersebut terlihat bahwa persamaan 3.12 tersebut mengindikasikan kondisi produksi suatu perusahaan yang berada pada point c dari ilustrasi kurva biaya diatas, kondisi inilah yang menjadi dasar penurunan persamaan economic limit. Untuk sistem PSC Indonesia yang cukup kompleks, disamping biaya yang harus dikeluar kan, terdapat juga beban pengeluaran yang lain yang dapat dapat dikelompokkan kedalam semua beban tarikan oleh pemerintah. Beban tersebut dapat berupa; goverment share, tax, ataupun DMO. Beban beban tersebut diatas dikenakan jika perusahaan menghasilkan produksi, sehingga dalam hal ini segala beban dari dari pemerintah diasumsikan masuk dalam kelompok variable cost. Untuk penurunan persamaan, selanjutnya secara detail dapat dilihat pada halaman lampiran II di bagian akhir dari paper ini.

dapat dituliskan sebagai berikut:

PEconomic _ Limit =

( OC + D )(1 − τ )(1 − g ) + FoC Q (1 − τ )(1 − g − d )

................................................................... 3.13 Untuk harga d, dan g, dapat dihitung dengan per samaan berikut :

(1 − γ ) 1 − δ δ ………………… 3.14 ( f) (1 − τ ) (1 − γ ) …........................................3.15 g = 1− (1 − τ )

d=

Dimana :

PE . L : economic limit Price OC D Q

FoC

τ γ δ δf

: Biaya Operasional (Operating cost) : Depresiasi : production flow rate : Biaya operasional tetap (Fix Operating Cost) : fraksi pajak : fraksi bagian pemerintah : fraksi DMO : fraksi FDMO

Secara garis besar, persamaan economic limit di atas menunjukkan pengaruh parameter global dan parameter regional dalam negara terhadap keberlangsungan hidup dari kegiatan produksi suatu sumur atau lapangan. Harga sebagai parameter global merupakan efek yang dihasilkan dari supplay and demand mekanisme pasar global, disamping keadaan politik ekonomi dunia. Banyak model yang digunakan untuk memprediksi pergerakan dari harga minyak dunia, namun tidak terdapat satu model pun yang cukup representatif mampu dengan tepat menggambarkannya. Bagi negara dengan cadangan yang tidak mempunyai kontribusi terhadap perubahan mekanisme pasar tersebut, tentu saja sulit sekali menyandarkan prediksi kondisi economic limit terhadap harga minyak dunia..

Kondisi economic limit diindikasikan oleh parameter harga dimana harga economic limit menunjukkan batas harga minimum suatu unit volume tertentu dari hidrokarbon yang masih ekonomis untuk diproduksi. Secara matematis

Adapun production rate menggambarkan mekanisme energi alamiah dari suatu reservoir, production rate dapat ditingkatkan lebih lanjut dengan beberapa cara meliputi metode


6

pengangkatan buatan, maupun enhanced oil recovery. Parameter yang lain adalah parameter regional yang dipengaruhi oleh kebijakan pemerintah setempat, yaitu goverment sharing profit fraction, DMO fraction, dan tax fraction.

harga minyak yang meningkat, kasus 1-b menggambarkan besaran harga yang tetap, sedangkan kasus 1-c menunjukkan penurunan dari harga minyak tersebut.

Persamaan economic limit tersebut dapat dipakai baik untuk produksi kumulatif suatu lapangan maupun untuk suatu sumur, dengan asumsi pajak dan segala beban tarikan dari pemerintah tidak diberlakukan lagi jika sumur tersebut berhenti berproduksi. Selain itu, paket insentif yang dapat berupa Invesment Credit tidak menjadi bahasan dalam formula di atas.

IV. ANALISIS SENSITIVITAS DAN PEMBAHASAN. Gambar 4.1 depletion periode

Data yang digunakan dalam sensititas persamaan economic limit tersebut merupakan data data hipotetis, dimana terdapat dua parameter utama yang menjadi pokok acuan yaitu harga dari minyak dan rate minyak. Untuk depresiasi, dipilih metode straight line, dimana memberikan harga yang tetap. Adapun waktu produksi dipilih dalam satuan unit bulan. Kombinasi dari kedua parameter harga dan rate produksi minyak tersebut memberikan enam keadaan yang berbeda yaitu kondisi dimana harga naik, turun, dan tetap terhadap production rate yang meningkat dan turun yang akan dibagi kedalam dua kasus. Hasil simulasi berupa grafik harga terhadap waktu yang terdiri dari kurva harga real dan kurva harga economic limit. Titik perpotongan dari kedua kurva tersebut menunjukkan titik economic limit dari masa hidup suatu produksi. Dari perpotongan tersebut dapat diketahui waktu yang optimal untuk menghentikan produksi (waktu economic limit-nya). Sedangkan besarnya flow rate yang optimal dapat diperoleh dengan meng ekstrapolasi waktu economic limit tersebut terhadap kurva flowrate dalam grafik rate vs time. Grafik hasil simulasi dapat diamati di bagian lampiran.

Tabel 4.1 data data asumsi inputan simulasi kasus 1-a, 1-b, dan 1-c

KASUS 1 split DMO fraction Tax fraction FDMO fraction

(%) (%) (%)

85 : 15 25 44 10

Kasus 1-a Pada kasus ini disimulasikan dampak dari trend kenaikan harga terhadap waktu economic limit.

Gambar 4.2 kondisi naik harga

Kasus I : depletion period Dalam kasus ini disimulasikan suatu keadaan dimana production rate dari suatu sumur mengalami penurunan akibat faktor alamiah. Kombinasi terhadap parameter harga memberikan hasil yang berbeda beda, dimana kasus 1-a menggambarkan efek yang disebabkan oleh Nor Hidayatullah -12203050- Sem. 2/2007-2008

7

Gambar 4.3 Hasil simulasi kasus 1-a, waktu economic limit terjadi pada t = 31

Gambar 4.6 kondisi trend harga turun

Kasus 1-b Pada kasus ini penagruh harga yang tetap disimulasikan terhadap waktu economic limit.

Gambar 4.7 Hasil simulasi kasus 1-c, waktu economic limit terjadi pada t = 29 Gambar 4.4 kondisi harga tetap

Hasil dari kombinasi harga tersebut dapat diamati dalam tabel 4.2 berikut, Tabel 4.2 data hasil simulasi kasus 1-a, 1-b, dan 1-c

Gambar 4.5 Hasil simulasi kasus 1-b, waktu economic limit terjadi pada t = 18

Kasus 1-c Untuk kasus 1-c pengaruh trend penurunan harga disimulasikan terhadap waktu economic limit.


KASUS 1-A Price ($/bbl) Q (bbl) T (bln) Kasus 1-b Price ($/bbl) Q (bbl) T (bln) Kasus 1-c Price ($/bbl) Q (bbl) T (bln)

104 1356 31 85 1826 18 1488 95,64 29

Untuk visualisasi waktu economic limit dari berbagai kombinasi trend harga pada kasus 1, dapat diamati pada gambar 5.8 berikut ini:

8

Gambar 4.8 visualisasi berbagai trend harga pada kasus 1

Gambar 4.10 kondisi trend harga turun

Kasus II : rise up period Berbeda dengan kasus pertama, pada kasus kedua ini production rate yang disimulasikan menunjukkan kenaikan harga selama periode produksi berlangsung terhadap kombinasi kondisi harga minyak, kasus 2-a untuk harga minyak yang meningkat, kasus 2-b untuk harga yang tetap, dan kasus 2-c untuk penurunan dari harga minyak tersebut, .terdapat anomali yang terjadi untuk variasi kasus kedua ini, Tabel 4.3 data data asumsi inputan simulasi kasus 2

KASUS 1 split DMO fraction Tax fraction FDMO fraction

(%) (%) (%)

Gambar 4.11 Hasil simulasi kasus 2-a, waktu economic limit terjadi pada t = 38

85 : 15 25 44 10

Gambar 4.12 visualisasi trend harga turun pada kondisi rise up period kasus 2-a

Kasus 2-b Gambar 4.9 rise up period

Pada kasus ini penagruh harga yang tetap disimulasikan terhadap waktu economic limit.

Kasus 2-a Pada kasus ini disimulasikan dampak dari trend penurunan harga terhadap waktu economic limit.


9

Gambar 4.13 kondisi trend harga tetap, pada P = 90 $US

Gambar 4.16 Hasil simulasi kasus 2c, tidak menunjukkan adanya kondisi economic limit

data hasil simulasi dapat diamati pada tabel 4.4 berikut ini, Tabel 4.4 data hasil simulasi kasus 2-a, 2-b, dan 2-c

Gambar 4.14 Hasil simulasi kasus 2b, tidak menunjukkan adanya perpotongan,

Kasus 2-c Untuk kasus 2-c pengaruh trend penurunan harga disimulasikan terhadap waktu economic limit.

KASUS 2-A Price ($/bbl) Q (bbl) T (bln) Kasus 2-b Price ($/bbl) Q (bbl) T (bln) Kasus 2-c Price ($/bbl) Q (bbl) T (bln)

63 1981 28 -

Dari hasil simulasi sepanjang 50 bulan tersebut menunjukkan berbagai variasi perpotongan kurva harga real terhadap harga economic limit, yang secara garis besar dapat dikelompokkan sebagai berikut; •

Gambar 4.15 kondisi naik harga


Economic limit condition

Kondisi ini merupakan kondisi dimana suatu sumur diprediksi akan ditutup karena akan mencapai economic limit-nya, kondisi ini dapat terjadi pada sumur sumur depletion dengan tingkat penurunan produksi yang tinggi yang diiringi oleh harga minyak yang sangat rendah, menurun atau meningkat dengan laju yang sangat rendah (kasus I), kondisi seperti ini juga dapat terjadi pada sumur yang sedang mengalami kenaikan produksi namun tidak diimbangi oleh harga minyak yang baik (kasus 2-a).

10

•

Non economic limit condition

Kondisi ini dapat terjadi bila kenaikan produksi diiringi oleh kenaikan harga minyak yang tinggi atau mengalami kenaikan cukup drastis pada suatu periode tertentu (kasus 2-b, 2-c), pada keadaan ini kurva harga economic limit tidak berpotongan dengan kurva harga sebenarnya, hal ini menunjukkan bahwa kondisi economic limit tidak akan tercapai selama periode tersebut. Sensitivitas yang lain meliputi perubahan split keuntungan, dan perubahan fraksi DMO, yang selanjutnya akan dibahas dalam kasus ketiga.

Kasus III : Sharing Profit Split Differences

t Kasus 3-c Split 85 : 15 Price Q t Split 80 : 20 Price Q t

(bln)

36

($/bbl) (bbl) (bln)

95,64 1488 29

($/bbl) (bbl) (bln)

87,37 1184 38

Untuk mendapatkan gambaran lebih jelas mengenai pengaruh perubahan sharing profit dan besarnya fraksi DMO diatas, perhatikan tiga buah grafik berikut yang merupakan visualisasi sensitivitas data dalam tabel 4.6

Data yang digunakan dalam simulasi kasus tiga ini menggunakan data yang sama dengan data pada kasus 1-a, namun disini akan disensitivity terhadap perbedaaan sharing profit, adapun untuk harga fraksi tax, DMO, dan FDMO di set tetap. Data sensitivitas dapat diamati dalam tabel 4.5 berikut ini, Tabel 4.5 data untuk simulasi kasus 3-a, 3-b, dan 3-c

KASUS 3 DMO fraction Tax fraction FDMO fraction

(%) (%) (%)

25 44 10

Dari data tersebut kemudian diperoleh hasil yang ditabelkan kedalam tabel 4.6 berikut ini, Tabel 4.6 data hasil simulasi kasus 3-a, 3-b, dan 3-c

KASUS 3-A Split 85 : 15 Price Q t Split 80 : 20 Price Q t Kasus 3-b` Split 85 : 15 Price Q t Split 80 : 20 Price Q

Gambar 4.17 depletion period untuk data kasus 3, data serupa dengan kasus 1

Kasus 3-a Pada kasus ini, akan di lihat pengaruh dari trend kenaikan harga dan perbedaan sharing profit terhadap waktu economic limit-nya,

($/bbl) (bbl) (bln)

105,89 1356 31

($/bbl) (bbl) (bln)

109,56 756 48

($/bbl) (bbl) (bln)

85 1826 18

($/bbl) (bbl)

85 1208


Gambar 4.18 kondisi trend harga naik untuk kasus 3-a

11

Gambar 4.19 Hasil simulasi kasus 3-a dengan komposisi sharing profit 85 : 15, waktu economic limit terjadi pada t = 31

Gambar 4.19 Hasil simulasi kasus 3-a dengan komposisi sharing profit 80 : 20, waktu economic limit terjadi pada t = 48

Gambar 4.20 kondisi harga tetap untuk kasus 3-b

Gambar 4.21 Hasil simulasi kasus 3-b dengan komposisi sharing profit 85 : 15, waktu economic limit terjadi pada t = 18

Gambar 4.22 Hasil simulasi kasus 3-b dengan komposisi sharing profit 80 : 20, waktu economic limit terjadi pada t = 36 Gambar 4.19 Visualisasi untuk kasus 3-a, split 80 :20 terlihat mempunyai waktu economic limit yang lebih panjang daripada split 85 :15

Kasus 3-b Untuk kasus ini, harga di set tetap, dan akan disensitivity pengaruh perubahan split terhadap waktu economic limitnya.


12

Gambar 4.23 Visualisasi untuk kasus 3-b, split 80 :20 terlihat mempunyai waktu economic limit yang lebih panjang daripada split 85 :15

Gambar 4.26 Hasil simulasi kasus 3-b dengan komposisi sharing profit 80 : 20, waktu economic limit terjadi pada t = 38

Kasus 3-c Pengaruh trend harga turun akan diamati dalam kasus ini, berikut perubahan split terhadap waktu economic limitnya.

Gambar 4.27 Visualisasi untuk kasus 3-b, split 80 :20 terlihat mempunyai waktu economic limit yang lebih panjang daripada split 85 :15 Gambar 4.24 kondisi trend harga turun

Dari perbandingan grafik tersebut tampak terdapat perbedaan antar waktu economic limitnya yang dapat diterjemahkan sebagai banyaknya minyak yang secara ekonomis dapat diexploitasi atau yang lebih umum dikenal sebagai ultimate recovery. Dari ketiga kasus dari kasus – III, tampak bahwa untuk semua variasi trend harga, menunjukkan bahwa semakin besar beda sharing profit split antar pihak pemerintah dan kontraktor maka kondisi economic limit akan semakin cepat terjadi, atau dengan kata lain semakin sedikit ultimate recovery yang dapat diexploitasi Gambar 4.25 Hasil simulasi kasus 3-c dengan komposisi sharing profit 85 : 15, waktu economic limit terjadi pada t = 29


Banyak cara untuk memperpanjang waktu terjadi nya kondisi economic limit tersebut, salah satu caranya adalah dengan menaikkan produksi dengan penggunaan metode pengangkatan buatan, bila dirasa energi dari reservoir tidak memadai. Cara yang lain adalah dengan

13

enhanced oil recovery. Adanya penambahan metode ini tentu saja akan memberikan tambahan biaya operasional dari sauatu sumur atau lapangan yang bersangkutan. Hal ini juga akan memberikan perubahan terhadap kondisi economic limit-nya. Namun metode ini bisa digunakan jika keadaan ekonomi sangat men dukung seperti keadaan dimana harga minyak tinggi. Penggunaan untuk lapangan lapangan marginal di nilai tidak memberikan profit yang menjanjikan. Peramalan terhadap kondisi economic limit menjadi sangat penting jika dikaitkan terhadap masa kontrak yang ditetapkan antara pemerintah dan pihak pemegang hak pertambangan. Sangat dimungkinkan sekali economic limit time suatu lapangan lebih singkat dibandingkan dengan masa kontrak yang disetujui, hal ini biasa terjadi pada lapangan lapangan yang mengalami depletion, maupun lapangan lapangan brown field. Akibat yang seringkali terjadi kemudian adalah penelantaran lapangan tersebut (hostage field). Hal ini dimungkinkan karena kontraktor sebagai pemegang hak kuasa pertambangan menghentikan kegiatan operasinya dikarenakan produksi dirasa sudah tidak ekonomis lagi. Kondisi ini memberikan kerugian bagi pihak pemerintah yang seharusnya mendapatkan ke untungan berupa produksi pada hari itu. Namun karena masa kontrak belum berakhir, pemerintah tidak mempunyai kewenangan terhadap area kerja tersebut. Perubahan terhadap split profit sharing menjadi cara alternatif yang memberikan jalan keluar cukup baik. Perubahan sharing profit tentu saja membutuhkan kajian yang lebih mendetail dan lebih mendalam. Namun, pendekatan sederhana menggunakan kondisi economic limit perlu menjadi pertimbangan. Seperti dipaparkan dalam hasil simulasi kasus 3, yang menunjukkan bagaimana perubahan sharing profit dapat memper panjang waktu hidup produksi. Dengan merubah sharing profit bagian pemerintah, berarti mengurangi keuntungan yang diperoleh oleh pemerintah. Namun dalam kasus lapangan lapangan yang mengalami periode depletion, dimana kondisi economic limit akan segera dicapai, mendapatkan keuntungan yang sedikit dan kontinue untuk waktu yang cukup lama tentu saja lebih baik dibandingkan tidak memperoleh keuntungan sama sekali akibat produksi yang tidak ekonomis. Keadaan ini mengisyaratkan bahwa, sharing profit sebaiknya dapat fleksibel terhadap efek yang ditimbulkan oleh perubahan Nor Hidayatullah -12203050- Sem. 2/2007-2008

iklim politik dan ekonomi global. Pendekatan seperti ini telah dilakukan oleh beberapa negara asia timur jauh, diantaranya penganut sistem PSC meliputi: malaysia, china, dan negara penganut sistem konsesi/royalti, yaitu: Brunei, thailand, dan australia, adapun philipina yang menganut sistem servis juga menerapkan sistem sharing profit yang dinamis tersebut. Sangat sulit sekali untuk merubah fraksi dari DMO, karena parameter ini menyangkut pemenuhan ketersediaan minyak untuk konsumsi dalam negeri, pengurangan terhadap fraksi DMO dapat mengakibatkan kesengsaraan bagi rakyat. Sedangkan pajak sangat sulit untuk dirubah karena pajak berhubungan langsung dengan beban anggaran belanja negara. Solusi yang lain yang cukup menarik adalah pemberian bantuan berupa paket insentif agar kegiatan produksi dapat berjalan kembali. Solusi ini dimaksudkan untuk menarik Investasi para kontraktor agar dapat mengembangkan lapangan lapangan marginal. Kredit ini baru akan diperoleh apabila lapangan yang dikelola tersebut telah berproduksi. Pendapatan kotor sebagai hasil penjualan minyak akan dikurangi kredit investasi ini sebelum dibagi antara pemerintah dan kontraktor Solusi ini akan menjadi kajian yang menarik bila dalam kaitannya dengan pengembangan kajian economic limit selanjutnya. Sehingga dapat diperoleh solusi yang tepat dalam menyikapai kondisi ekonomic limit yang terjadi pada suatu lapangan minyak. Singkatnya analisis economic limit berusaha meramalkan kondisi kritis dari suatu kegiatan produksi, sehingga dapat menjadi bahan per timbangan evaluasi keekonomian suatu lapangan. Kondisi yang diinginkan dari pembahasan ini adalah suatu kondisi optimal dimana produksi nasional dapat ditingkatkan dengan tujuan utama memberikan keuntungan bagi perekonomian negara dari sektor migas

V. KESIMPULAN DAN SARAN Kesimpulan 1.

persamaan economiuc limit di atas dapat digunakan untuk meramalkan waktu optimal untuk menghentikan produksi berikut rate produksi, dan harga.

14

2.

3.

4.

5.

6.

1.

2.

3.

persamaan tersebut menggambarkan pengaruh parameter global berupa harga minyak, maupun parameter regional dalam negara terhadap kondisi economic limit suatu lapangan atau sumur. Kondisi economic limit dicirikan oleh per potongan kurva harga real terhadap harga economic limit yang dapat terjadi untuk kondisi dimana tingkat penurunan produksi tinggi diiringi oleh harga minyak yang sangat rendah, menurun atau meningkat dengan laju yang sangat rendah. asumsi asumsi yang digunakan dalam persamaan economic limit ini diantaranya adalah: • tidak berlakunya paket insentif yang dapat berupa Invesment credit • biaya operasional dapat dengan mudah dipisahkan atas biaya tetap (fix cost) dan biaya berubah-nya (variable cost) • depresiasi dibebankan sepanjang umur proyek dengan besar yang sama (straight line) sehingga dapat dimasukkan sebagai komponen total biaya tetap (fix cost total) perubahan rasio profit sharing antara pemerintah dan kontraktor berpengaruh besar terhadap perubahan kondisi economic limitnya, dengan mengurangi share profit bagian pemerintah, maka waktu untuk mencapai kondisi economic limit menjadi semakin besar. perubahan split profit sharing dapat menjadi salah satu alternatif dalam mengatasi masalah penelantaran lapangan yang timbul akibat kondisi economic limit untuk lapangan lapangan yang mulai masuk masa depletion maupun untuk lapangan lapangan marginal Saran Perlu dilakukan studi lebih lanjut khususnya mengenai pemisahan fix cost dan variabel cost dalam biaya operasional untuk menyempurnakan kajian mengenai persamaan economic limit tersebut. Perlu dilakukan validasi persamaan dengan pendekatan yang berbeda, untuk diperoleh model yang lebih baik lagi. kajian perbandingan kondisi economic limit untuk sistem kontrak antar negara yang berbeda sangat mungkin dilakukan sehingga kita dapat lebih baik lagi dalam menganalisa kekurangan model secara khiusus, maupun mengadakan evaluasi terhadap sistem kontrak yang berlaku secara umum.


4.

karena model ini tidak mengikutkan parameter insentif, maka perlu sekali diadakan perbandingan dengan metode pendekatan yang sama terhadap pengaruh pemberian insentif dibandingankan dengan perubahan profit sharing, sehingga nantinya dapat menjadi pertimbangan dalam peng ambilan keputusan regulasi di dunia migas Indonesia.

VI. DAFTAR PUSTAKA 1.

2.

3. 4.

5.

6.

7.

8.

9.

10.

Austvik, Ole Gunnar., Lillehammer, Høgskolen, i., Olje og gass - de viktigste energibærerne det moderne samfunnet, slide presentation, Sveries Landtbruks universitet, 2008. Arsegianto, Implementation of Depletion Premium in Indonesia’s Oil and Gas Cooperation Contract, Proceeding of Indonesian Petroleum Association, Jakarta, May, 2007. Grote, M., Taxation of Natural Resources, slide presentation, Cape town, 2006. Kjemperud, A, General Aspect of Petroleum Fiscal Regimes, slide presentation, Cambodia, 2004. Amranand, P,. Thailand’s Experience in Oil Price Deregulation, slide presentation, Jakarta, 2002 Partowidagdo, W, Manajemen dan Ekonomi Minyak dan Gas Bumi, Program Studi Pembangunan Program Pasca Sarjana ITB, 2002. Arsegianto, Ekonomi Minyak dan Gas Bumi, Jurusan Teknik Perminyakan – ITB, Bandung 2000. Seba, R.D., Economics of Worldwide Petroleum Production, OGCI and PetroSkill, USA, 1998. Rubinfeld, D. L., Pindyck, Robert, S. Microeconomics, Prentice Hall International Editions, USA, 1995 Griffin, J. M., Steele, H. B., Energy Economics and Policy, Academic Press, USA, 1980.

15

LAMPIRAN I Diagram Alir Sistem Kontrak Migas (PSC) di Indonesia


16

LAMPIRAN II Penurunan Persamaan Economic Limit Tinjau kembali persamaan 4.8 diatas, dengan memberikan harga mutlak untuk kedua ruas, persamaan tersebut menjadi:

π prod = − FC

.............................................................................................................................................. 1

Tinjau kembali skema cash flow sistem PSC Indonesia dalam gambar 4.1. Dengan mendasarkan penurunan terhadap skema sistem PSC tersebut dan fix cost yang terjadi merupakan fix cost total yang terjadi dari suatu pengusahaan proyek migas sepanjang umur proyek, maka persamaan 1 di atas dapat di tuliskan sebagai: (CS − DMO − T + CR − Exp) = FCt .................................................................................................... 2 Dimana,

CS = ETS − GS dan ................................................................................................................................... 3 ETS = GR − CR ......................................................................................................................................... 4

Sedangkan untuk Tax, mengikuti ketentuan sistem kontrak yang berlaku di Indonesia, yang dapat dirumuskan sebagai berikut: T = τ (CS − DMO) .................................................................................................................................... 5 Sehingga dengan mensubtitusikan persamaan 3 kedalam persamaan 3 dan 4 dan mengelompokkan variabel sejenis akan diperoleh :

(1 − τ ) [GR − CR − GS − DMO ] + CR − Exp = FCt .........................................................................6

Selanjutnya, dihadirkan persamaan berikut;

GS = g (GR − CR) DMO = d .GR

..................................................................................................................................... 7

Besarnya DMO dapat ditentukan besarnya sebagai fraksi dari Gross Revenue. (lihat perjanjian kontrak Bagi Hasil Produksi antara BP migas dan KKS, pasal 4.2.15) .Subtitusikan kedua persamaan tersebut di atas, kedalam persamaan 6. diperoleh:

(

GR 1 − τ

)(1 − g − d ) + CR ⎡⎣1 − (1 − τ )(1 − g )⎤⎦ − Exp = FCt ................................ 8

Partowidagdo [6] mendefinisikan beberapa parameter sebagai berikut: CR = NC + D + OC + UR ......................................................................................................................... 9 Exp = NC + CP + OC ............................................................................................................................. 10 Dengan menganggap bahwa pada periode depletion, tidak terjadi penambahan Investasi terhadap kegiatan produksi, dan sepanjang masa produksi, Gross Revenue yang dihasilkan selalu lebih besar dari biaya yang akan dibayarkan kembali oleh pemerintah (Cost recovery), GR > CR maka:

CR = D + OC Exp = OC

............................................................................................................................................ 11

Dalam kenyataannya di dalam akuntansi industri perminyakan, pemisahan operating cost menjadi komponen komponennya meliputi variable cost dan fix cost tidaklah mudah, namun dalam persamaan kali ini keduanya dapat dengan mudah dipisahkan, sehingga: OC = VOC + FOC ....................................................................................................................................... 12

FCt = FOC + D ......................................................................................................................................... 13 Nor Hidayatullah -12203050- Sem. 2/2007-2008

17

Depresiasi dimasukkan kedalam parameter Fix cost karena dianggap bahwa Depresiasi tetap dibebankan walaupun produksi dihentikan, subtitusi terhadap persamaan 8 akan menghasilkan:

(

)(

)

(

)(

)

GR 1 − τ 1 − g − d + (VOC + FOC + D ) ⎡⎢1 − 1 − τ 1 − g ⎤⎥ − (VOC + FOC ) = FOC + D ..... 14 ⎣ ⎦ Dengan mengelompokkan variabel variabel sejenis ke ruas kanan, persamaan 14 dapat disederhanakan menjadi :

GR (1 − τ )(1 − g − d ) = FOC ⎡⎣1 + (1 − τ )(1 − g ) ⎤⎦ + (VOC + D )(1 − τ )(1 − g ) ..................................

15

(1 − τ )(1 − g ) , akan diperoleh: GR (1 − τ )(1 − g − d ) = ( OC + D )(1 − τ )(1 − g ) + FoC .................................................................. 16

Sederhanakan kembali dengan mengelompokkan

Gross Revenue merupakan pendapatan yang diperoleh dari penjualan setiap unit volume hidrokarbon yang terproduksi, mengingat Gross Revenue tersebut dievaluasi pada kondisi economic limit, maka harga yang terjadi pada kondisi produksi tersebut adalah harga economic limit -nya. GR = Peconomic _ limit .Q ................................................................................................................................ 17 Sehingga diperoleh persamaan akhir dari economic limit untuk sistem PSC Indonesia sebagai berikut :

PEconomic _ Limit =

( OC + D )(1 − τ )(1 − g ) + FoC ............................................................................... Q (1 − τ )(1 − g − d )

18

Dimana untuk harga g, dan d, diperoleh dari gross up method sebagai berikut :

(1 − γ ) 1 − δ δ ……………………………..…………................................………………… 19 ( f) (1 − τ ) (1 − γ ) ……………………………………………………….....................................................20 g = 1− (1 − τ )

d=

dimana: GR

= Pendapatan kotor: Q * P

Q

= laju produksi minyak

P

= harga minyak

GS

= Bagian Pemerintah

ETS

= Equity to be split = GR - RC

CS

= Bagian kontraktor = 28,85% * (GR - RC)

CR

= Cost Recovery

OC

= Biaya operasi

D

= Depresiasi

Exp

= Expenditure

DMO

= Domestic Market Obligation 25% * (GR * 28,85%)

T

= Pajak


18

PE . L : economic limit Price OC D Q

FoC

τ γ δ δf

: Biaya Operasional (Operating cost) : Depresiasi : production flow rate : Biaya operasional tetap (Fix Operating Cost) : fraksi pajak : fraksi bagian pemerintah (biasanya 44%) : fraksi DMO (biasanya 25%) : fraksi FDMO (biasanya 10%)


19

LAMPIRAN III Data Hasil Simulasi

DATA KASUS 1-a bulan kum Q (Bbl/bln)

GR

Cost Prod ($/Bbl)

OC

FoC

VoC

D

P_el

254,405

25

77,225

15,000

62,225

25,000

64

0

3,089

P ($/Bbl) 82.35823254

1

3,025

82.98058694

251,016

25

75,625

15,000

60,625

25,000

64

2

2,874

83.60764427

240,288

25

71,850

15,000

56,850

25,000

66

3

2,684

84.23944007

226,099

25

67,100

15,000

52,100

25,000

68

4

2,625

84.87601015

222,800

25

65,625

15,000

50,625

25,000

69

5

2,591

85.51739058

221,576

25

64,775

15,000

49,775

25,000

70

6

2,502

86.16361771

215,581

25

62,550

15,000

47,550

25,000

71

7

2,485

86.81472817

215,735

25

62,125

15,000

47,125

25,000

71

8

2,401

87.47075886

210,017

25

60,025

15,000

45,025

25,000

73

9

2,381

88.13174697

209,842

25

59,525

15,000

44,525

25,000

73

10

2,297

88.79772994

203,968

25

57,425

15,000

42,425

25,000

74

11

2,286

89.46874553

204,526

25

57,150

15,000

42,150

25,000

75

12

2,099

90.14483177

189,214

25

52,475

15,000

37,475

25,000

78

13

1,982

90.82602697

180,017

25

49,550

15,000

34,550

25,000

81

14

1,969

91.51236975

180,188

25

49,225

15,000

34,225

25,000

81

15

2,008

92.20389899

185,145

25

50,200

15,000

35,200

25,000

80

16

1,981

92.90065389

184,036

25

49,525

15,000

34,525

25,000

81

17

1,954

93.60267395

182,900

25

48,850

15,000

33,850

25,000

82

18

1,826

94.30999894

172,210

25

45,650

15,000

30,650

25,000

85

19

1,754

95.02266896

166,670

25

43,850

15,000

28,850

25,000

87

20

1,722

95.74072439

164,866

25

43,050

15,000

28,050

25,000

88

21

1,685

96.46420593

162,542

25

42,125

15,000

27,125

25,000

90

22

1,723

97.19315459

167,464

25

43,075

15,000

28,075

25,000

88

23

1,688

97.92761168

165,302

25

42,200

15,000

27,200

25,000

90

24

1,547

98.66761882

152,639

25

38,675

15,000

23,675

25,000

95

25

1,652

99.41321796

164,231

25

41,300

15,000

26,300

25,000

91

26

1,665

100.1644513

166,774

25

41,625

15,000

26,625

25,000

90

27

1,643

100.9213616

165,814

25

41,075

15,000

26,075

25,000

91

28

1,542

101.6839915

156,797

25

38,550

15,000

23,550

25,000

95

29

1,488

102.4523844

152,449

25

37,200

15,000

22,200

25,000

97

30

1,452

103.2265838

149,885

25

36,300

15,000

21,300

25,000

99

31

1,356

104.0066335

141,033

25

33,900

15,000

18,900

25,000

104

32

1,304

104.7925778

136,650

25

32,600

15,000

17,600

25,000

106

33

1,400

105.5844613

147,818

25

35,000

15,000

20,000

25,000

101

34

1,321

106.3823288

140,531

25

33,025

15,000

18,025

25,000

106

35

1,287

107.1862255

137,949

25

32,175

15,000

17,175

25,000

107

36

1,208

107.9961969

130,459

25

30,200

15,000

15,200

25,000

112

37

1,258

108.8122891

136,886

25

31,450

15,000

16,450

25,000

109

1,184

109.6345482

129,807

25

29,600

15,000

14,600

25,000

114

38


20

1,058

110.4630209

116,870

25

26,450

15,000

11,450

25,000

124

40

1,025

111.297754

114,080

25

25,625

15,000

10,625

25,000

127

41

1,121

112.138795

125,708

25

28,025

15,000

13,025

25,000

119

42

1,053

112.9861914

118,974

25

26,325

15,000

11,325

25,000

124

43

1,012

113.8399914

115,206

25

25,300

15,000

10,300

25,000

128

44

986

114.7002432

113,094

25

24,650

15,000

9,650

25,000

130

45

968

115.5669956

111,869

25

24,200

15,000

9,200

25,000

132

46

884

116.4402979

102,933

25

22,100

15,000

7,100

25,000

142

47

820

117.3201994

96,203

25

20,500

15,000

5,500

25,000

150

48

756

118.20675

89,364

25

18,900

15,000

3,900

25,000

160

49

692

119.1

82,417

25

17,300

15,000

2,300

25,000

172

628

120

75,360

25

15,700

15,000

700

25,000

186

GR

Cost Prod ($/Bbl)

OC

FoC

VoC

D

P_el

3,089

P ($/Bbl) 85.00

262,565

25

77,225

15,000

62,225

25,000

64

1

3,025

85.00

257,125

25

75,625

15,000

60,625

25,000

64

2

2,874

85.00

244,290

25

71,850

15,000

56,850

25,000

66

3

2,684

85.00

228,140

25

67,100

15,000

52,100

25,000

68

4

2,625

85.00

223,125

25

65,625

15,000

50,625

25,000

69

5

2,591

85.00

220,235

25

64,775

15,000

49,775

25,000

70

6

2,502

85.00

212,670

25

62,550

15,000

47,550

25,000

71

7

2,485

85.00

211,225

25

62,125

15,000

47,125

25,000

71

8

2,401

85.00

204,085

25

60,025

15,000

45,025

25,000

73

9

2,381

85.00

202,385

25

59,525

15,000

44,525

25,000

73

10

2,297

85.00

195,245

25

57,425

15,000

42,425

25,000

74

11

2,286

85.00

194,310

25

57,150

15,000

42,150

25,000

75

12

2,099

85.00

178,415

25

52,475

15,000

37,475

25,000

78

13

1,982

85.00

168,470

25

49,550

15,000

34,550

25,000

81

14

1,969

85.00

167,365

25

49,225

15,000

34,225

25,000

81

15

2,008

85.00

170,680

25

50,200

15,000

35,200

25,000

80

16

1,981

85.00

168,385

25

49,525

15,000

34,525

25,000

81

17

1,954

85.00

166,090

25

48,850

15,000

33,850

25,000

82

18

1,826

85.00

155,210

25

45,650

15,000

30,650

25,000

85

19

1,754

85.00

149,090

25

43,850

15,000

28,850

25,000

87

20

1,722

85.00

146,370

25

43,050

15,000

28,050

25,000

88

21

1,685

85.00

143,225

25

42,125

15,000

27,125

25,000

90

22

1,723

85.00

146,455

25

43,075

15,000

28,075

25,000

88

23

1,688

85.00

143,480

25

42,200

15,000

27,200

25,000

90

24

1,547

85.00

131,495

25

38,675

15,000

23,675

25,000

95

25

1,652

85.00

140,420

25

41,300

15,000

26,300

25,000

91

26

1,665

85.00

141,525

25

41,625

15,000

26,625

25,000

90

27

1,643

85.00

139,655

25

41,075

15,000

26,075

25,000

91

1,542

85.00

131,070

25

38,550

15,000

23,550

25,000

95

39

50

DATA KASUS 1-b bulan kum Q (Bbl/bln) 0

28


21

1,488

85.00

126,480

25

37,200

15,000

22,200

25,000

30

1,452

85.00

123,420

25

36,300

15,000

21,300

25,000

99

31

1,356

85.00

115,260

25

33,900

15,000

18,900

25,000

104

32

1,304

85.00

110,840

25

32,600

15,000

17,600

25,000

106

33

1,400

85.00

119,000

25

35,000

15,000

20,000

25,000

101

34

1,321

85.00

112,285

25

33,025

15,000

18,025

25,000

106

35

1,287

85.00

109,395

25

32,175

15,000

17,175

25,000

107

36

1,208

85.00

102,680

25

30,200

15,000

15,200

25,000

112

37

1,258

85.00

106,930

25

31,450

15,000

16,450

25,000

109

38

1,184

85.00

100,640

25

29,600

15,000

14,600

25,000

114

39

1,058

85.00

89,930

25

26,450

15,000

11,450

25,000

124

40

1,025

85.00

87,125

25

25,625

15,000

10,625

25,000

127

41

1,121

85.00

95,285

25

28,025

15,000

13,025

25,000

119

42

1,053

85.00

89,505

25

26,325

15,000

11,325

25,000

124

43

1,012

85.00

86,020

25

25,300

15,000

10,300

25,000

128

44

986

85.00

83,810

25

24,650

15,000

9,650

25,000

130

45

968

85.00

82,280

25

24,200

15,000

9,200

25,000

132

46

884

85.00

75,140

25

22,100

15,000

7,100

25,000

142

47

820

85.00

69,700

25

20,500

15,000

5,500

25,000

150

48

756

85.00

64,260

25

18,900

15,000

3,900

25,000

160

49

692

85.00

58,820

25

17,300

15,000

2,300

25,000

172

50

628

85.00

53,380

25

15,700

15,000

700

25,000

186

GR

Cost Prod ($/Bbl)

OC

FoC

VoC

D

P_el

3,089

P ($/Bbl) 128

395,392

25

77,225

15,000

62,225

25,000

64

1

3,025

126.72

383,328

25

75,625

15,000

60,625

25,000

64

2

2,874

125.45

360,543

25

71,850

15,000

56,850

25,000

66

3

2,684

124.2

333,353

25

67,100

15,000

52,100

25,000

68

4

2,625

122.96

322,770

25

65,625

15,000

50,625

25,000

69

5

2,591

121.73

315,402

25

64,775

15,000

49,775

25,000

70

6

2,502

120.51

301,516

25

62,550

15,000

47,550

25,000

71

7

2,485

119.3

296,461

25

62,125

15,000

47,125

25,000

71

8

2,401

118.11

283,582

25

60,025

15,000

45,025

25,000

73

9

2,381

116.93

278,410

25

59,525

15,000

44,525

25,000

73

10

2,297

115.76

265,901

25

57,425

15,000

42,425

25,000

74

11

2,286

114.6

261,976

25

57,150

15,000

42,150

25,000

75

12

2,099

113.46

238,153

25

52,475

15,000

37,475

25,000

78

13

1,982

112.32

222,618

25

49,550

15,000

34,550

25,000

81

14

1,969

111.2

218,953

25

49,225

15,000

34,225

25,000

81

15

2,008

110.09

221,061

25

50,200

15,000

35,200

25,000

80

16

1,981

108.99

215,909

25

49,525

15,000

34,525

25,000

81

17

1,954

107.9

210,837

25

48,850

15,000

33,850

25,000

82

1,826

106.82

195,053

25

45,650

15,000

30,650

25,000

85

29

97

DATA KASUS 1-c bulan kum Q (Bbl/bln) 0

18


22

1,754

105.75

185,486

25

43,850

15,000

28,850

25,000

87

20

1,722

104.69

180,276

25

43,050

15,000

28,050

25,000

88

21

1,685

103.65

174,650

25

42,125

15,000

27,125

25,000

90

22

1,723

102.61

176,797

25

43,075

15,000

28,075

25,000

88

23

1,688

101.58

171,467

25

42,200

15,000

27,200

25,000

90

24

1,547

100.57

155,582

25

38,675

15,000

23,675

25,000

95

25

1,652

99.56

164,473

25

41,300

15,000

26,300

25,000

91

26

1,665

98.57

164,119

25

41,625

15,000

26,625

25,000

90

27

1,643

97.58

160,324

25

41,075

15,000

26,075

25,000

91

28

1,542

96.6

148,957

25

38,550

15,000

23,550

25,000

95

29

1,488

95.64

142,312

25

37,200

15,000

22,200

25,000

97

30

1,452

94.68

137,475

25

36,300

15,000

21,300

25,000

99

31

1,356

93.73

127,098

25

33,900

15,000

18,900

25,000

104

32

1,304

92.8

121,011

25

32,600

15,000

17,600

25,000

106

1,400

91.87

128,618

25

35,000

15,000

20,000

25,000

101

34

1,321

90.95

120,145

25

33,025

15,000

18,025

25,000

106

35

1,287

90.04

115,881

25

32,175

15,000

17,175

25,000

107

36

1,208

89.14

107,681

25

30,200

15,000

15,200

25,000

112

37

1,258

88.25

111,019

25

31,450

15,000

16,450

25,000

109

38

1,184

87.37

103,446

25

29,600

15,000

14,600

25,000

114

39

1,058

86.49

91,506

25

26,450

15,000

11,450

25,000

124

40

1,025

85.63

87,771

25

25,625

15,000

10,625

25,000

127

41

1,121

84.77

95,027

25

28,025

15,000

13,025

25,000

119

42

1,053

83.92

88,368

25

26,325

15,000

11,325

25,000

124

43

1,012

83.09

84,087

25

25,300

15,000

10,300

25,000

128

44

986

82.25

81,099

25

24,650

15,000

9,650

25,000

130

45

968

81.43

78,824

25

24,200

15,000

9,200

25,000

132

46

884

80.62

71,268

25

22,100

15,000

7,100

25,000

142

47

820

79.81

65,444

25

20,500

15,000

5,500

25,000

150

48

756

79.01

59,732

25

18,900

15,000

3,900

25,000

160

49

692

78.22

54,128

25

17,300

15,000

2,300

25,000

172

50

628

77.44

48,632

25

15,700

15,000

700

25,000

186

19

33


23

DATA CASE 2 DATA KASUS 2-a bulan kum 0

Q P ($/Bbl) (Bbl/bln) 1,012 128.00

GR 129,536

Cost Prod ($/Bbl) 20

20,240 10,000

10,240

20,000

85

1

1,025

124.80

127,920

20

20,500 10,000

10,500

20,000

85

2

1,053

121.68

128,129

20

21,060 10,000

11,060

20,000

83

3

1,058

118.64

125,519

20

21,160 10,000

11,160

20,000

83

4

1,121

115.67

129,668

20

22,420 10,000

12,420

20,000

80

5

1,184

112.78

133,532

20

23,680 10,000

13,680

20,000

77

6

1,208

109.96

132,833

20

24,160 10,000

14,160

20,000

76

7

1,258

107.21

134,872

20

25,160 10,000

15,160

20,000

74

8

1,287

104.53

134,532

20

25,740 10,000

15,740

20,000

73

9

1,304

101.92

132,901

20

26,080 10,000

16,080

20,000

72

10

1,321

99.37

131,268

20

26,420 10,000

16,420

20,000

71

11

1,356

96.89

131,377

20

27,120 10,000

17,120

20,000

70

12

1,400

94.46

132,249

20

28,000 10,000

18,000

20,000

69

13

1,452

92.10

133,732

20

29,040 10,000

19,040

20,000

67

14

1,488

89.80

133,622

20

29,760 10,000

19,760

20,000

66

15

1,542

87.55

135,009

20

30,840 10,000

20,840

20,000

65

16

1,547

85.37

132,061

20

30,940 10,000

20,940

20,000

65

17

1,643

83.23

136,750

20

32,860 10,000

22,860

20,000

62

18

1,652

81.15

134,061

20

33,040 10,000

23,040

20,000

62

19

1,665

79.12

131,738

20

33,300 10,000

23,300

20,000

62

20

1,685

77.14

129,988

20

33,700 10,000

23,700

20,000

62

21

1,688

75.22

126,964

20

33,760 10,000

23,760

20,000

61

22

1,722

73.34

126,283

20

34,440 10,000

24,440

20,000

61

23

1,723

71.50

123,197

20

34,460 10,000

24,460

20,000

61

24

1,754

69.71

122,279

20

35,080 10,000

25,080

20,000

60

25

1,826

67.97

124,116

20

36,520 10,000

26,520

20,000

59

26

1,954

66.27

129,495

20

39,080 10,000

29,080

20,000

57

27

1,969

64.62

127,227

20

39,380 10,000

29,380

20,000

56

28

1,981

63.00

124,803

20

39,620 10,000

29,620

20,000

56

29

1,982

61.42

121,744

20

39,640 10,000

29,640

20,000

56

30

2,008

59.89

120,257

20

40,160 10,000

30,160

20,000

56

31

2,099

58.39

122,565

20

41,980 10,000

31,980

20,000

54

32

2,286

56.93

130,147

20

45,720 10,000

35,720

20,000

52

33

2,297

55.51

127,504

20

45,940 10,000

35,940

20,000

52

34

2,381

54.12

128,862

20

47,620 10,000

37,620

20,000

51

35

2,401

52.77

126,696

20

48,020 10,000

38,020

20,000

51

36

2,485

51.45

127,851

20

49,700 10,000

39,700

20,000

50

37

2,502

50.16

125,507

20

50,040 10,000

40,040

20,000

50

38

2,591

48.91

126,722

20

51,820 10,000

41,820

20,000

49

39

2,625

47.69

125,175

20

52,500 10,000

42,500

20,000

49


OC

FoC

VoC

D

P_el

24

40

2,684

46.49

124,789

20

53,680 10,000

43,680

20,000

48

41

2,874

45.33

130,282

20

57,480 10,000

47,480

20,000

47

42

3,025

44.20

133,699

20

60,500 10,000

50,500

20,000

46

43

3,089

43.09

133,115

20

61,780 10,000

51,780

20,000

45

44

3,153

42.02

132,476

20

63,060 10,000

53,060

20,000

45

45

3,217

40.97

131,786

20

64,340 10,000

54,340

20,000

45

46

3,281

39.94

131,047

20

65,620 10,000

55,620

20,000

44

47

3,345

38.94

130,264

20

66,900 10,000

56,900

20,000

44

48

3,409

37.97

129,437

20

68,180 10,000

58,180

20,000

43

49

3,473

37.02

128,570

20

69,460 10,000

59,460

20,000

43

50

3,537

36.09

127,666

20

70,740 10,000

60,740

20,000

43

P ($/Bbl)

GR

FoC

VoC

D

P_el

90.00

91,080


OC

0

Q (Bbl/bln) 1,012

20,240

10,000

10,240

20,000

85

1

1,025

90.00

92,250

20

20,500

10,000

10,500

20,000

85

2

1,053

90.00

94,770

20

21,060

10,000

11,060

20,000

83

3

1,058

90.00

95,220

20

21,160

10,000

11,160

20,000

83

4

1,121

90.00

100,890

20

22,420

10,000

12,420

20,000

80

5

1,184

90.00

106,560

20

23,680

10,000

13,680

20,000

77

6

1,208

90.00

108,720

20

24,160

10,000

14,160

20,000

76

7

1,258

90.00

113,220

20

25,160

10,000

15,160

20,000

74

8

1,287

90.00

115,830

20

25,740

10,000

15,740

20,000

73

DATA KASUS 2-b bulan kum

9

1,304

90.00

117,360

20

26,080

10,000

16,080

20,000

72

10

1,321

90.00

118,890

20

26,420

10,000

16,420

20,000

71

11

1,356

90.00

122,040

20

27,120

10,000

17,120

20,000

70

12

1,400

90.00

126,000

20

28,000

10,000

18,000

20,000

69

13

1,452

90.00

130,680

20

29,040

10,000

19,040

20,000

67

14

1,488

90.00

133,920

20

29,760

10,000

19,760

20,000

66

15

1,542

90.00

138,780

20

30,840

10,000

20,840

20,000

65

16

1,547

90.00

139,230

20

30,940

10,000

20,940

20,000

65

17

1,643

90.00

147,870

20

32,860

10,000

22,860

20,000

62

18

1,652

90.00

148,680

20

33,040

10,000

23,040

20,000

62

19

1,665

90.00

149,850

20

33,300

10,000

23,300

20,000

62

20

1,685

90.00

151,650

20

33,700

10,000

23,700

20,000

62

21

1,688

90.00

151,920

20

33,760

10,000

23,760

20,000

61

22

1,722

90.00

154,980

20

34,440

10,000

24,440

20,000

61

23

1,723

90.00

155,070

20

34,460

10,000

24,460

20,000

61

24

1,754

90.00

157,860

20

35,080

10,000

25,080

20,000

60

25

1,826

90.00

164,340

20

36,520

10,000

26,520

20,000

59

26

1,954

90.00

175,860

20

39,080

10,000

29,080

20,000

57

27

1,969

90.00

177,210

20

39,380

10,000

29,380

20,000

56


25

28

1,981

90.00

178,290

20

39,620

10,000

29,620

20,000

56

29

1,982

90.00

178,380

20

39,640

10,000

29,640

20,000

56

30

2,008

90.00

180,720

20

40,160

10,000

30,160

20,000

56

31

2,099

90.00

188,910

20

41,980

10,000

31,980

20,000

54

32

2,286

90.00

205,740

20

45,720

10,000

35,720

20,000

52

33

2,297

90.00

206,730

20

45,940

10,000

35,940

20,000

52

34

2,381

90.00

214,290

20

47,620

10,000

37,620

20,000

51

35

2,401

90.00

216,090

20

48,020

10,000

38,020

20,000

51

36

2,485

90.00

223,650

20

49,700

10,000

39,700

20,000

50

37

2,502

90.00

225,180

20

50,040

10,000

40,040

20,000

50

38

2,591

90.00

233,190

20

51,820

10,000

41,820

20,000

49

39

2,625

90.00

236,250

20

52,500

10,000

42,500

20,000

49

40

2,684

90.00

241,560

20

53,680

10,000

43,680

20,000

48

41

2,874

90.00

258,660

20

57,480

10,000

47,480

20,000

47

42

3,025

90.00

272,250

20

60,500

10,000

50,500

20,000

46

43

3,089

90.00

278,010

20

61,780

10,000

51,780

20,000

45

44

3,153

90.00

283,770

20

63,060

10,000

53,060

20,000

45

45

3,217

90.00

289,530

20

64,340

10,000

54,340

20,000

45

46

3,281

90.00

295,290

20

65,620

10,000

55,620

20,000

44

47

3,345

90.00

301,050

20

66,900

10,000

56,900

20,000

44

48

3,409

90.00

306,810

20

68,180

10,000

58,180

20,000

43

49

3,473

90.00

312,570

20

69,460

10,000

59,460

20,000

43

50

3,537

90.00

318,330

20

70,740

10,000

60,740

20,000

43

P ($/Bbl)

GR

FoC

VoC

D

P_el

99.52

100,716


OC

0

Q (Bbl/bln) 1,012

20,240

10,000

10,240

20,000

85

1

1,025

99.72

102,215

20

20,500

10,000

10,500

20,000

85

2

1,053

99.92

105,217

20

21,060

10,000

11,060

20,000

83

3

1,058

100.12

105,929

20

21,160

10,000

11,160

20,000

83

4

1,121

100.32

112,461

20

22,420

10,000

12,420

20,000

80

5

1,184

100.52

119,020

20

23,680

10,000

13,680

20,000

77

6

1,208

100.72

121,676

20

24,160

10,000

14,160

20,000

76

7

1,258

100.93

126,966

20

25,160

10,000

15,160

20,000

74

8

1,287

101.13

130,153

20

25,740

10,000

15,740

20,000

73

9

1,304

101.33

132,136

20

26,080

10,000

16,080

20,000

72

10

1,321

101.53

134,127

20

26,420

10,000

16,420

20,000

71

11

1,356

101.74

137,957

20

27,120

10,000

17,120

20,000

70

12

1,400

101.94

142,719

20

28,000

10,000

18,000

20,000

69

13

1,452

102.15

148,316

20

29,040

10,000

19,040

20,000

67

14

1,488

102.35

152,298

20

29,760

10,000

19,760

20,000

66

15

1,542

102.56

158,142

20

30,840

10,000

20,840

20,000

65

16

1,547

102.76

158,972

20

30,940

10,000

20,940

20,000

65

DATA KASUS 2-c bulan kum


26

17

1,643

102.97

169,176

20

32,860

10,000

22,860

20,000

62

18

1,652

103.17

170,443

20

33,040

10,000

23,040

20,000

62

19

1,665

103.38

172,129

20

33,300

10,000

23,300

20,000

62

20

1,685

103.59

174,546

20

33,700

10,000

23,700

20,000

62

21

1,688

103.80

175,207

20

33,760

10,000

23,760

20,000

61

22

1,722

104.00

179,094

20

34,440

10,000

24,440

20,000

61

23

1,723

104.21

179,557

20

34,460

10,000

24,460

20,000

61

24

1,754

104.42

183,154

20

35,080

10,000

25,080

20,000

60

25

1,826

104.63

191,054

20

36,520

10,000

26,520

20,000

59

26

1,954

104.84

204,857

20

39,080

10,000

29,080

20,000

57

27

1,969

105.05

206,843

20

39,380

10,000

29,380

20,000

56

28

1,981

105.26

208,521

20

39,620

10,000

29,620

20,000

56

29

1,982

105.47

209,044

20

39,640

10,000

29,640

20,000

56

30

2,008

105.68

212,211

20

40,160

10,000

30,160

20,000

56

31

2,099

105.89

222,272

20

41,980

10,000

31,980

20,000

54

32

2,286

106.11

242,560

20

45,720

10,000

35,720

20,000

52

33

2,297

106.32

244,215

20

45,940

10,000

35,940

20,000

52

34

2,381

106.53

253,653

20

47,620

10,000

37,620

20,000

51

35

2,401

106.75

256,297

20

48,020

10,000

38,020

20,000

51

36

2,485

106.96

265,795

20

49,700

10,000

39,700

20,000

50

37

2,502

107.17

268,150

20

50,040

10,000

40,040

20,000

50

38

2,591

107.39

278,245

20

51,820

10,000

41,820

20,000

49

39

2,625

107.60

282,461

20

52,500

10,000

42,500

20,000

49

40

2,684

107.82

289,388

20

53,680

10,000

43,680

20,000

48

41

2,874

108.04

310,495

20

57,480

10,000

47,480

20,000

47

42

3,025

108.25

327,463

20

60,500

10,000

50,500

20,000

46

43

3,089

108.47

335,061

20

61,780

10,000

51,780

20,000

45

44

3,153

108.69

342,689

20

63,060

10,000

53,060

20,000

45

45

3,217

108.90

350,345

20

64,340

10,000

54,340

20,000

45

46

3,281

109.12

358,031

20

65,620

10,000

55,620

20,000

44

47

3,345

109.34

365,747

20

66,900

10,000

56,900

20,000

44

48

3,409

109.56

373,492

20

68,180

10,000

58,180

20,000

43

49

3,473

109.78

381,266

20

69,460

10,000

59,460

20,000

43

50

3,537

110.00

389,070

20

70,740

10,000

60,740

20,000

43


27

DATA CASE 3 DATA KASUS 3-a bulan kum Q (Bbl/bln) P ($/Bbl) 99.52 0 3,089

GR

Cost Prod ($/Bbl)

OC

FoC

VoC

D

P_el

307,424

25

77,225

15,000

62,225

25,000

53

1

3,025

99.72

301,658

25

75,625

15,000

60,625

25,000

54

2

2,874

99.92

287,174

25

71,850

15,000

56,850

25,000

55

3

2,684

100.12

268,727

25

67,100

15,000

52,100

25,000

56

4

2,625

100.32

263,346

25

65,625

15,000

50,625

25,000

57

5

2,591

100.52

260,456

25

64,775

15,000

49,775

25,000

57

6

2,502

100.72

252,014

25

62,550

15,000

47,550

25,000

58

7

2,485

100.93

250,803

25

62,125

15,000

47,125

25,000

58

8

2,401

101.13

242,811

25

60,025

15,000

45,025

25,000

59

9

2,381

101.33

241,271

25

59,525

15,000

44,525

25,000

59

10

2,297

101.53

233,225

25

57,425

15,000

42,425

25,000

60

11

2,286

101.74

232,573

25

57,150

15,000

42,150

25,000

60

12

2,099

101.94

213,976

25

52,475

15,000

37,475

25,000

63

13

1,982

102.15

202,454

25

49,550

15,000

34,550

25,000

65

14

1,969

102.35

201,529

25

49,225

15,000

34,225

25,000

65

15

2,008

102.56

205,933

25

50,200

15,000

35,200

25,000

64

16

1,981

102.76

203,571

25

49,525

15,000

34,525

25,000

65

17

1,954

102.97

201,199

25

48,850

15,000

33,850

25,000

65

18

1,826

103.17

188,396

25

45,650

15,000

30,650

25,000

68

19

1,754

103.38

181,330

25

43,850

15,000

28,850

25,000

69

20

1,722

103.59

178,378

25

43,050

15,000

28,050

25,000

70

21

1,685

103.80

174,895

25

42,125

15,000

27,125

25,000

71

22

1,723

104.00

179,198

25

43,075

15,000

28,075

25,000

70

23

1,688

104.21

175,910

25

42,200

15,000

27,200

25,000

70

24

1,547

104.42

161,539

25

38,675

15,000

23,675

25,000

74

25

1,652

104.63

172,849

25

41,300

15,000

26,300

25,000

71

26

1,665

104.84

174,558

25

41,625

15,000

26,625

25,000

71

27

1,643

105.05

172,597

25

41,075

15,000

26,075

25,000

72

28

1,542

105.26

162,311

25

38,550

15,000

23,550

25,000

74

29

1,488

105.47

156,941

25

37,200

15,000

22,200

25,000

76

30

1,452

105.68

153,451

25

36,300

15,000

21,300

25,000

77

31

1,356

105.89

143,593

25

33,900

15,000

18,900

25,000

80

32

1,304

106.11

138,363

25

32,600

15,000

17,600

25,000

82

33

1,400

106.32

148,847

25

35,000

15,000

20,000

25,000

78

34

1,321

106.53

140,729

25

33,025

15,000

18,025

25,000

81

35

1,287

106.75

137,382

25

32,175

15,000

17,175

25,000

82

36

1,208

106.96

129,207

25

30,200

15,000

15,200

25,000

86

37

1,258

107.17

134,825

25

31,450

15,000

16,450

25,000

84

38

1,184

107.39

127,148

25

29,600

15,000

14,600

25,000

87

39

1,058

107.60

113,845

25

26,450

15,000

11,450

25,000

93

1,025

107.82

110,515

25

25,625

15,000

10,625

25,000

95

40


28

1,121

108.04

121,108

42

1,053

108.25

113,990

25

26,325

15,000

11,325

25,000

94

43

1,012

108.47

109,771

25

25,300

15,000

10,300

25,000

96

44

986

108.69

107,165

25

24,650

15,000

9,650

25,000

98

45

968

108.90

105,419

25

24,200

15,000

9,200

25,000

99

46

884

109.12

96,464

25

22,100

15,000

7,100

25,000

105

47

820

109.34

89,660

25

20,500

15,000

5,500

25,000

111

48

756

109.56

82,828

25

18,900

15,000

3,900

25,000

118

49

692

109.78

75,968

25

17,300

15,000

2,300

25,000

125

50

628

110.00

69,080

25

15,700

15,000

700

25,000

135

41

25

28,025

15,000

13,025

25,000

90

DATA KASUS 3-b bulan kum Q (Bbl/bln) P ($/Bbl) 85 0 3,089

GR

Cost Prod ($/Bbl)

OC

FoC

VoC

D

262,565

25

77,225

15,000

62,225

25,000

53

P_el

1

3,025

85

257,125

25

75,625

15,000

60,625

25,000

54

2

2,874

85

244,290

25

71,850

15,000

56,850

25,000

55

3

2,684

85

228,140

25

67,100

15,000

52,100

25,000

56

4

2,625

85

223,125

25

65,625

15,000

50,625

25,000

57

5

2,591

85

220,235

25

64,775

15,000

49,775

25,000

57

6

2,502

85

212,670

25

62,550

15,000

47,550

25,000

58

7

2,485

85

211,225

25

62,125

15,000

47,125

25,000

58

8

2,401

85

204,085

25

60,025

15,000

45,025

25,000

59

9

2,381

85

202,385

25

59,525

15,000

44,525

25,000

59

10

2,297

85

195,245

25

57,425

15,000

42,425

25,000

60

11

2,286

85

194,310

25

57,150

15,000

42,150

25,000

60

12

2,099

85

178,415

25

52,475

15,000

37,475

25,000

63

13

1,982

85

168,470

25

49,550

15,000

34,550

25,000

65

14

1,969

85

167,365

25

49,225

15,000

34,225

25,000

65

15

2,008

85

170,680

25

50,200

15,000

35,200

25,000

64

16

1,981

85

168,385

25

49,525

15,000

34,525

25,000

65

17

1,954

85

166,090

25

48,850

15,000

33,850

25,000

65

18

1,826

85

155,210

25

45,650

15,000

30,650

25,000

68

19

1,754

85

149,090

25

43,850

15,000

28,850

25,000

69

20

1,722

85

146,370

25

43,050

15,000

28,050

25,000

70

21

1,685

85

143,225

25

42,125

15,000

27,125

25,000

71

22

1,723

85

146,455

25

43,075

15,000

28,075

25,000

70

23

1,688

85

143,480

25

42,200

15,000

27,200

25,000

70

24

1,547

85

131,495

25

38,675

15,000

23,675

25,000

74

25

1,652

85

140,420

25

41,300

15,000

26,300

25,000

71

26

1,665

85

141,525

25

41,625

15,000

26,625

25,000

71

27

1,643

85

139,655

25

41,075

15,000

26,075

25,000

72

28

1,542

85

131,070

25

38,550

15,000

23,550

25,000

74

29

1,488

85

126,480

25

37,200

15,000

22,200

25,000

76

30

1,452

85

123,420

25

36,300

15,000

21,300

25,000

77


29

1,356

85

115,260

32

1,304

85

110,840

25

32,600

15,000

17,600

25,000

82

33

1,400

85

119,000

25

35,000

15,000

20,000

25,000

78

34

1,321

85

112,285

25

33,025

15,000

18,025

25,000

81

35

1,287

85

109,395

25

32,175

15,000

17,175

25,000

82

36

1,208

85

102,680

25

30,200

15,000

15,200

25,000

86

37

1,258

85

106,930

25

31,450

15,000

16,450

25,000

84

38

1,184

85

100,640

25

29,600

15,000

14,600

25,000

87

39

1,058

85

89,930

25

26,450

15,000

11,450

25,000

93

40

1,025

85

87,125

25

25,625

15,000

10,625

25,000

95

41

1,121

85

95,285

25

28,025

15,000

13,025

25,000

90

42

1,053

85

89,505

25

26,325

15,000

11,325

25,000

94

43

1,012

85

86,020

25

25,300

15,000

10,300

25,000

96

44

986

85

83,810

25

24,650

15,000

9,650

25,000

98

45

968

85

82,280

25

24,200

15,000

9,200

25,000

99

46

884

85

75,140

25

22,100

15,000

7,100

25,000

105

47

820

85

69,700

25

20,500

15,000

5,500

25,000

111

48

756

85

64,260

25

18,900

15,000

3,900

25,000

118

49

692

85

58,820

25

17,300

15,000

2,300

25,000

125

50

628

85

53,380

25

15,700

15,000

700

25,000

135

GR

Cost Prod ($/Bbl)

OC

FoC

VoC

D

P_el

31

25

33,900

15,000

18,900

25,000

80

DATA KASUS 3-c bulan kum Q (Bbl/bln) P ($/Bbl) 128 0 3,089

395,392

25

77,225

15,000

62,225

25,000

53

3,025

126.72

383,328

25

75,625

15,000

60,625

25,000

54

2

2,874

125.45

360,543

25

71,850

15,000

56,850

25,000

55

3

2,684

124.2

333,353

25

67,100

15,000

52,100

25,000

56

4

2,625

122.96

322,770

25

65,625

15,000

50,625

25,000

57

5

2,591

121.73

315,402

25

64,775

15,000

49,775

25,000

57

6

2,502

120.51

301,516

25

62,550

15,000

47,550

25,000

58

7

2,485

119.3

296,461

25

62,125

15,000

47,125

25,000

58

8

2,401

118.11

283,582

25

60,025

15,000

45,025

25,000

59

9

2,381

116.93

278,410

25

59,525

15,000

44,525

25,000

59

10

2,297

115.76

265,901

25

57,425

15,000

42,425

25,000

60

11

2,286

114.6

261,976

25

57,150

15,000

42,150

25,000

60

12

2,099

113.46

238,153

25

52,475

15,000

37,475

25,000

63

13

1,982

112.32

222,618

25

49,550

15,000

34,550

25,000

65

14

1,969

111.2

218,953

25

49,225

15,000

34,225

25,000

65

15

2,008

110.09

221,061

25

50,200

15,000

35,200

25,000

64

16

1,981

108.99

215,909

25

49,525

15,000

34,525

25,000

65

17

1,954

107.9

210,837

25

48,850

15,000

33,850

25,000

65

18

1,826

106.82

195,053

25

45,650

15,000

30,650

25,000

68

19

1,754

105.75

185,486

25

43,850

15,000

28,850

25,000

69

20

1,722

104.69

180,276

25

43,050

15,000

28,050

25,000

70

1


30

1,685

103.65

174,650

22

1,723

102.61

176,797

25

43,075

23

1,688

101.58

171,467

25

42,200

24

1,547

100.57

155,582

25

38,675

25

1,652

99.56

164,473

25

41,300

26

1,665

98.57

164,119

25

27

1,643

97.58

160,324

28

1,542

96.6

148,957

29

1,488

95.64

30

1,452

94.68

31

1,356

32 33

21

25

27,125

25,000

71

15,000

28,075

25,000

70

15,000

27,200

25,000

70

15,000

23,675

25,000

74

15,000

26,300

25,000

71

41,625

15,000

26,625

25,000

71

25

41,075

15,000

26,075

25,000

72

25

38,550

15,000

23,550

25,000

74

142,312

25

37,200

15,000

22,200

25,000

76

137,475

25

36,300

15,000

21,300

25,000

77

93.73

127,098

25

33,900

15,000

18,900

25,000

80

1,304

92.8

121,011

25

32,600

15,000

17,600

25,000

82

1,400

91.87

128,618

25

35,000

15,000

20,000

25,000

78

34

1,321

90.95

120,145

25

33,025

15,000

18,025

25,000

81

35

1,287

90.04

115,881

25

32,175

15,000

17,175

25,000

82

36

1,208

89.14

107,681

25

30,200

15,000

15,200

25,000

86

37

1,258

88.25

111,019

25

31,450

15,000

16,450

25,000

84

38

1,184

87.37

103,446

25

29,600

15,000

14,600

25,000

87

39

1,058

86.49

91,506

25

26,450

15,000

11,450

25,000

93

40

1,025

85.63

87,771

25

25,625

15,000

10,625

25,000

95

41

1,121

84.77

95,027

25

28,025

15,000

13,025

25,000

90

42

1,053

83.92

88,368

25

26,325

15,000

11,325

25,000

94

43

1,012

83.09

84,087

25

25,300

15,000

10,300

25,000

96

44

986

82.25

81,099

25

24,650

15,000

9,650

25,000

98

45

968

81.43

78,824

25

24,200

15,000

9,200

25,000

99

46

884

80.62

71,268

25

22,100

15,000

7,100

25,000

105

47

820

79.81

65,444

25

20,500

15,000

5,500

25,000

111

48

756

79.01

59,732

25

18,900

15,000

3,900

25,000

118

49

692

78.22

54,128

25

17,300

15,000

2,300

25,000

125

50

628

77.44

48,632

25

15,700

15,000

700

25,000

135


42,125

15,000

31

PENGEMBANGAN PERSAMAAN ECONOMIC LIMIT UNTUK SISTEM KONTRAK BAGI HASIL MIGAS DI INDONESIA

Recommend Documents