pengembangan persamaan economic limit · pdf file... serta sifat dan karakteristik fluida...

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


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, Pembimbing II,

____________________ _____________________ Dr. Ir. Arsegianto. 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

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

1


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.


2

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. *) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB **) Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung I. 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


3

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

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


4

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.

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

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;

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


5

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 seder-hana dapat dituliskan sebagai:

R TCπ = − ............................................... 3.3

( )PX FC VCπ = − + ............................. 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 peng-angkatan 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. 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

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? Per- tanyaan tersebut secara implisit mengisyaratkan kondisi optimal yang harus dipilih untuk meng-hentikan 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. 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.


6

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 :

prod R TCπ = − .......................................... 3.6

. ( )prod P Q FC VCπ = − + ........................ 3.7 Sedangkan kerugian yang dialami ketika sumur berhenti berproduksi adalah sebesar fix cost-nya,

stop FCπ = ................................................... 3.8 Dengan menyamakan kerugian di dua kondisi ter sebut maka:

prod stopπ π= ................................................. 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. Kondisi economic limit diindikasikan oleh pa-rameter harga dimana harga economic limit me-nunjukkan batas harga minimum suatu unit volume tertentu dari hidrokarbon yang masih ekonomis untuk diproduksi. Secara matematis

dapat dituliskan sebagai berikut:

( )( )( )( )( )_

1 11 1Economic Limit

OC D g FoCP

Q g dτ

τ+ − − +

=− − −

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

( )( ) ( )1

11 fd

γδ δ

τ−

= −−

………………… 3.14

( )( )1

11

gγτ

−= −

−…........................................3.15

Dimana :

.E LP : economic limit Price OC : Biaya Operasional (Operating cost) D : Depresiasi Q : production flow rate

FoC : Biaya operasional tetap (Fix Operating Cost)

τ : fraksi pajak γ : fraksi bagian pemerintah δ : fraksi DMO

fδ : 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.. Adapun production rate menggambarkan meka-nisme energi alamiah dari suatu reservoir, production rate dapat ditingkatkan lebih lanjut dengan beberapa cara meliputi metode


7

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. 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. 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. 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 mem-berikan hasil yang berbeda beda, dimana kasus 1-a menggambarkan efek yang disebabkan oleh

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

Gambar 4.1 depletion periode

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

KASUS 1 split 85 : 15DMO fraction (%) 25 Tax fraction (%) 44 FDMO fraction (%) 10

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

Gambar 4.2 kondisi naik harga


8

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

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

Gambar 4.4 kondisi harga tetap

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.

Gambar 4.6 kondisi trend harga turun

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

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

KASUS 1-A Price ($/bbl) 104 Q (bbl) 1356 T (bln) 31 Kasus 1-b Price ($/bbl) 85 Q (bbl) 1826 T (bln) 18 Kasus 1-c Price ($/bbl) 1488 Q (bbl) 95,64 T (bln) 29

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


9

Gambar 4.8 visualisasi berbagai trend harga pada kasus 1

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 85 : 15DMO fraction (%) 25 Tax fraction (%) 44 FDMO fraction (%) 10

Gambar 4.9 rise up period Kasus 2-a Pada kasus ini disimulasikan dampak dari trend penurunan harga terhadap waktu economic limit.


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

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

Kasus 2-b Pada kasus ini penagruh harga yang tetap disimulasikan terhadap waktu economic limit.


10

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

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.

Gambar 4.15 kondisi naik harga

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

KASUS 2-A Price ($/bbl) 63 Q (bbl) 1981 T (bln) 28 Kasus 2-b Price ($/bbl) - Q (bbl) - T (bln) - Kasus 2-c Price ($/bbl) - Q (bbl) - T (bln) -

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;

• 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).


11

• 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 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 (%) 25 Tax fraction (%) 44 FDMO fraction (%) 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 ($/bbl) 105,89Q (bbl) 1356 t (bln) 31 Split 80 : 20 Price ($/bbl) 109,56Q (bbl) 756 t (bln) 48 Kasus 3-b` Split 85 : 15 Price ($/bbl) 85 Q (bbl) 1826 t (bln) 18 Split 80 : 20 Price ($/bbl) 85 Q (bbl) 1208

t (bln) 36 Kasus 3-c Split 85 : 15 Price ($/bbl) 95,64 Q (bbl) 1488 t (bln) 29 Split 80 : 20 Price ($/bbl) 87,37 Q (bbl) 1184 t (bln) 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

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,

Gambar 4.18 kondisi trend harga naik untuk kasus 3-a


12

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


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.

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





13

Gambar 4.23 Visualisasi untuk kasus 3-b, split 80 :20

terlihat mempunyai waktu economic limit yang lebih panjang daripada split 85 :15

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


Gambar 4.25 Hasil simulasi kasus 3-c dengan komposisi sharing profit 85 : 15, waktu economic




Gambar 4.27 Visualisasi untuk kasus 3-b, split 80 :20 terlihat mempunyai waktu economic limit yang

lebih panjang daripada split 85 :15 Dari perbandingan grafik tersebut tampak terdapat perbedaan antar waktu economic limit-nya 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 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


14

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 bagai-mana perubahan sharing profit dapat memper panjang waktu hidup produksi. Dengan merubah sharing profit bagian pemerintah, berarti me-ngurangi keuntungan yang diperoleh oleh pe-merintah. 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

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 pe-menuhan 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.


15

2. persamaan tersebut menggambarkan pengaruh parameter global berupa harga minyak, maupun parameter regional dalam negara terhadap kondisi economic limit suatu lapangan atau sumur.

3. 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.

4. 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)

5. 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.

6. 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 1. Perlu dilakukan studi lebih lanjut khususnya

mengenai pemisahan fix cost dan variabel cost dalam biaya operasional untuk me- nyempurnakan kajian mengenai persamaan economic limit tersebut.

2. Perlu dilakukan validasi persamaan dengan pendekatan yang berbeda, untuk diperoleh model yang lebih baik lagi.

3. 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. Austvik, Ole Gunnar., Lillehammer,

Høgskolen, i., Olje og gass - de viktigste energibærerne det moderne samfunnet, slide presentation, Sveries Landtbruks universitet, 2008.

2. Arsegianto, Implementation of Depletion Premium in Indonesia’s Oil and Gas Cooperation Contract, Proceeding of Indonesian Petroleum Association, Jakarta, May, 2007.

3. Grote, M., Taxation of Natural Resources, slide presentation, Cape town, 2006.

4. Kjemperud, A, General Aspect of Petro-leum Fiscal Regimes, slide presentation, Cambodia, 2004.

5. Amranand, P,. Thailand’s Experience in Oil Price Deregulation, slide presentation, Jakarta, 2002

6. Partowidagdo, W, Manajemen dan Ekonomi Minyak dan Gas Bumi, Program Studi Pembangunan Program Pasca Sarjana ITB, 2002.

7. Arsegianto, Ekonomi Minyak dan Gas Bumi, Jurusan Teknik Perminyakan – ITB, Bandung 2000.

8. Seba, R.D., Economics of Worldwide Petroleum Production, OGCI and PetroSkill, USA, 1998.

9. Rubinfeld, D. L., Pindyck, Robert, S. Microeconomics, Prentice Hall International Editions, USA, 1995

10. Griffin, J. M., Steele, H. B., Energy Economics and Policy, Academic Press, USA, 1980.


16

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


17

LAMPIRAN II Penurunan Persamaan Economic Limit

Tinjau kembali persamaan 4.8 diatas, dengan memberikan harga mutlak untuk kedua ruas, persamaan tersebut menjadi:

prod FCπ = − .............................................................................................................................................. 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: ( ) tCS DMO T CR Exp FC− − + − = .................................................................................................... 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 CS DMOτ= − .................................................................................................................................... 5 Sehingga dengan mensubtitusikan persamaan 3 kedalam persamaan 3 dan 4 dan mengelompokkan variabel sejenis akan diperoleh : ( )[ ]1 tGR CR GS DMO CR Exp FCτ− − − − + − = .........................................................................6 Selanjutnya, dihadirkan persamaan berikut;

( ).

GS g GR CRDMO 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:

( )( ) ( )( )1 1 1 1 1GR g d CR g Exp FCtτ τ− − − + − − − − =⎡ ⎤⎣ ⎦ ................................ 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 OCExp 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 OCOC V F= + ....................................................................................................................................... 12

t OCFC F D= + ......................................................................................................................................... 13


18

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

( )( ) ( ) ( )( ) ( )1 1 1 1 1OC OC OC OC OCGR g d gV F D V F DFτ τ⎡ ⎤− − − + − − − − =⎢ ⎥⎣ ⎦+ + + + ..... 14

Dengan mengelompokkan variabel variabel sejenis ke ruas kanan, persamaan 14 dapat disederhanakan menjadi :

( )( ) ( )( ) ( )( )( )1 1 1 1 1 1 1OC OCGR g d F g V D gτ τ τ=− − − + − − + + − −⎡ ⎤⎣ ⎦ ..................................

15 Sederhanakan kembali dengan mengelompokkan ( )( )1 1 gτ− − , akan diperoleh:

( )( ) ( )( )( )1 1 1 1GR g d OC D g FoCτ τ=− − − + − − + .................................................................. 16 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.

_ .economic limitGR P Q= ................................................................................................................................ 17 Sehingga diperoleh persamaan akhir dari economic limit untuk sistem PSC Indonesia sebagai berikut :

( )( )( )( )( )_

1 11 1Economic Limit

OC D g FoCP

Q g dτ

τ+ − − +

=− − −

............................................................................... 18

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

( )( ) ( )1

11 fd

γδ δ

τ−

= −−

……………………………..…………................................………………… 19

( )( )1

11

gγτ

−= −

−……………………………………………………….....................................................20

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


19

.E LP : economic limit Price OC : Biaya Operasional (Operating cost) D : Depresiasi Q : production flow rate

FoC : Biaya operasional tetap (Fix Operating Cost) τ : fraksi pajak γ : fraksi bagian pemerintah (biasanya 44%) δ : fraksi DMO (biasanya 25%)

fδ : fraksi FDMO (biasanya 10%)


20

LAMPIRAN III Data Hasil Simulasi

DATA KASUS 1-a

bulan kum Q (Bbl/bln) P ($/Bbl) GR

Cost Prod ($/Bbl) OC FoC VoC D P_el

0 3,089 82.35823254 254,405 25 77,225 15,000 62,225 25,000 64 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 8823 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 9126 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 38 1,184 109.6345482 129,807 25 29,600 15,000 14,600 25,000 114


21

39 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 11942 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 13045 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 50 628 120 75,360 25 15,700 15,000 700 25,000 186

DATA KASUS 1-b

bulan kum Q (Bbl/bln) P ($/Bbl) GR Cost Prod

($/Bbl) OC FoC VoC D P_el 0 3,089 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 25,000 695 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 25,000 718 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 28 1,542 85.00 131,070 25 38,550 15,000 23,550 25,000 95


22

29 1,488 85.00 126,480 25 37,200 15,000 22,200 25,000 97 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 10432 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 10635 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 11942 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 13045 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

DATA KASUS 1-c


($/Bbl) OC FoC VoC D P_el 0 3,089 128 395,392 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 18 1,826 106.82 195,053 25 45,650 15,000 30,650 25,000 85


23

19 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 9022 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 9525 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 10432 1,304 92.8 121,011 25 32,600 15,000 17,600 25,000 106 33 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 10635 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


24

DATA CASE 2 DATA KASUS 2-a

bulan kum

Q (Bbl/bln)

P ($/Bbl) GR Cost Prod ($/Bbl)

OC FoC VoC D P_el

0 1,012 128.00 129,536 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


25

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

DATA KASUS 2-b bulan kum Q

(Bbl/bln) P ($/Bbl) GR Cost Prod

($/Bbl) OC FoC VoC D P_el

0 1,012 90.00 91,080 20 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

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


26

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

DATA KASUS 2-c bulan kum Q

(Bbl/bln) P ($/Bbl) GR Cost Prod

($/Bbl) OC FoC VoC D P_el

0 1,012 99.52 100,716 20 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


27

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


28

DATA CASE 3 DATA KASUS 3-a


($/Bbl) OC FoC VoC D P_el 0 3,089 99.52 307,424 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 6517 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 6920 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 40 1,025 107.82 110,515 25 25,625 15,000 10,625 25,000 95


29

41 1,121 108.04 121,108 25 28,025 15,000 13,025 25,000 90 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 9644 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 10547 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

DATA KASUS 3-b

bulan kum Q (Bbl/bln) P ($/Bbl) GR

Cost Prod ($/Bbl) OC FoC VoC D P_el

0 3,089 85 262,565 25 77,225 15,000 62,225 25,000 53 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 7021 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


30

31 1,356 85 115,260 25 33,900 15,000 18,900 25,000 80 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 7834 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 8637 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 9644 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 10547 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

DATA KASUS 3-c


($/Bbl) OC FoC VoC D P_el 0 3,089 128 395,392 25 77,225 15,000 62,225 25,000 53 1 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 25,000 575 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


31

21 1,685 103.65 174,650 25 42,125 15,000 27,125 25,000 71 22 1,723 102.61 176,797 25 43,075 15,000 28,075 25,000 70 23 1,688 101.58 171,467 25 42,200 15,000 27,200 25,000 7024 1,547 100.57 155,582 25 38,675 15,000 23,675 25,000 74 25 1,652 99.56 164,473 25 41,300 15,000 26,300 25,000 71 26 1,665 98.57 164,119 25 41,625 15,000 26,625 25,000 7127 1,643 97.58 160,324 25 41,075 15,000 26,075 25,000 72 28 1,542 96.6 148,957 25 38,550 15,000 23,550 25,000 74 29 1,488 95.64 142,312 25 37,200 15,000 22,200 25,000 76 30 1,452 94.68 137,475 25 36,300 15,000 21,300 25,000 77 31 1,356 93.73 127,098 25 33,900 15,000 18,900 25,000 80 32 1,304 92.8 121,011 25 32,600 15,000 17,600 25,000 82 33 1,400 91.87 128,618 25 35,000 15,000 20,000 25,000 7834 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 8637 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

pengembangan persamaan economic limit · pdf file... serta sifat dan karakteristik fluida...

Documents