Petroleum Economics and Risk Analysis

5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis

1/65

Oleh: Widjajono Partowidagdo

BAB IDINAMIKA SEKTOR MIGAS


2/65

Disini dibahas kegiatan industri migas dan keputusan investasi migas.

I. Kegiatan Industri Migas

Untuk memahami kegiatan industri migas perlu diketahui pembentukan minyak

dan gas bumi, kegiatan sektor hulu dan kegiatan sektor hilir migas.A. Pembentukan Minyak dan Gas Bumi

Kebanyakan pakar perminyakan percaya bahwa pembentukan minyak bumiberasal dari binatang dan tumbuhan yang hidup jutaan tahun yang lalu (karenaitu disebut bahan bakar fosil). Binatang dan tumbuhan (organik) yang mati danmengalami pengendapan bersamaan dengan berbagai jenis sedimen (sepertilumpur) yang dibawa oleh aliran sungai. Batuan sedimen yang mengandungunsur organik sebagai sumber terjadinya minyak bumi disebut batuan sumber(source rocks).Akibat pengendapan di atasnya (overburden)bahan organik yang terdapat padalapisan sedimen mengalami proses tekanan dan pemanasan yang berlangsung

jutaan tahun dan beralih menjadi minyak, gas, dan aspal bumi. Kemudianminyak dan gas bumi tersebut bermigrasi mencari lapisan-lapisan yangberlubang atau mempunyai pori-pori. Lapisan-lapisan berpori ini dikenal dengansebutan reservoir bed atau reservoir rock. Pada lapisan seperti inilah minyak-minyak berkumpul sehingga lapisan seperti ini pula yang dicari oleh para ahlipertambangan migas.


3/65

B. Kegiatan Sektor Hulu Migas

Kegiatan sektor hulu migas terdiri atas pencarian (eksplorasi) migas dan apabilamenemukan kemudian dilanjutkan dengan usaha memproduksikannya.

1. Eksplorasi MigasMinyak dan gas bumi adalah barang publik yang termasuk kepada sumber dayaalam milik masyarakat (common property resources). Untuk mengusahakannya,suatu badan usaha perlu mendapatkan hak pengusahaan dari pemerintah.Untuk itu, badan usaha tersebut harus mendaftarkan diri pada institusi yangdiberi wewenang untuk itu (BP Migas), lalu mengikuti lelang guna mendapatkan

hak kontrak wilayah kerja. Badan usaha diwajibkan membayar untukmendapatkan formulir dan informasi yang tersedia. Kemudian, kontraktortersebut mengajukan proposal tentang kegiatan yang akan dilakukan padawilayah tersebut serta berapa banyak modal yang akan ditanamkan. Kontraktorjuga diminta memperkirakan produksi, pendapatan, dan keuntungan yang akandiperoleh, untuk kemudian mempresentasikan proposalnya kepada institusi

terkait. Pemenang lelang dinilai berdasarkan proposal yang diajukan, investasiyang akan ditanam, serta bonafide tidaknya perusahaan tersebut (nama baikdan pengalaman dalam bidang terkait). Bila lelang dimenangkan, kontraktorharus membayar signature bonusuntuk mendapatkan hak mengeksplorasi danmemproduksikan migas di wilayah kerjanya.


4/65

Pencarian migas dimulai dengan survey geologi (pemetaan) dan geofisika,termasuk survey seismik dan survey gravitasi, untuk mencari cebakan. Untukmemastikan apakah cebakan tersebut berisi migas atau tidak perlu dilakukanpemboran wild-cat. Bila eksplorasi berhasil maka dapat dikonfirmasi adanya

hidrokarbon (minyak dan atau gas bumi), sifat batuan (porositas danpermeabilitas), serta kandungan (saturasi) migas, dari data tersebut dapatdiperkirakan cadangan migas secara kasar. Bila migas berhasil ditemukan, makadilakukan produksi migas. Porositas dapat diketahui dengan loging sonic (suara)karena suara bergerak lebih cepat pada benda yang lebih padat maupun logingradiaktif (neutron, density),sedangkan saturasi migas diketahui dari loging listrik

karena minyak bersifat isolator sedangkan air asin konduktor.2. Produksi MigasUntuk memproduksikan migas dari prospeknya dilakukan pengembangkanlapangan dengan dibornya banyak sumur produksi. Dalam waktu tertentu (misalkontrak 25 tahun), suatu sumur produksi hanya dapat menguras migas sebesarvolume tertentu yang sering disebut cadangan per sumur. Akibatnya untuk

memproduksi cadangan terbukti migas selama waktu kontrak diperlukan jumlahsumur tertentu. Tidak semua sumur pengembangan mengandung migas.Cadangan per sumur adalah fungsi produksi awal sumur, produksi pada economiclimit(dimana biaya produksi sama dengan pendapatan) dan waktu produksi. Darisumur produksi yang dibor dapat diperkirakan biaya sumur dan biaya bukansumur (peralatan-peralatan produksi, infrastruktur pendukung, transportasi migas,

dan biaya pengelolaan) untuk pengembangan lapangan tersebut.


5/65

Produksi dibagi atasprimary recovery, secondary recovery, dan tertiary recovery.Primary recovery adalah cara memproduksikan sumur secara alamiah dengantekanan reservoir yang ada, dengan pompa (baik pompa angguk maupun pompa

submersible) atau dengan gas lift(supaya kolom fluidanya lebih ringan sehinggaminyak bisa mengalir). Secondary recovery dilakukan dengan pendorongan air(water flood) atau pendorongan gas (gas flood). Tertiary recovery dilakukandengan menambahkan zat kimia (polimer) pada air yang diinjeksikan, injeksi gasyang miscible(larut) dalam minyak, injeksi uap air (untuk menurunkan viskositas),in situ combustion (sebagian minyak dibakar) atau injeksi mikroba. Secondary

dan tertiary recovery biasa disebut Enhanced Oil Recovery(EOR).Sumur memerlukan perawatan maupun perangsangan (stimulasi) untuk menjagaproduksinya. Pekerjaan tersebut disebut work over (kerja ulang) untukmemindahkan produksi ke lapisan lain, membersihkan sumur dari endapan(scaling), melakukan acidizing (pengasaman), dan melakukan fracturing(perekahan) supaya fluida lebih mudah mengalir.

C. Kegiatan Sektor Hilir Migas

Sektor hilir migas terdiri dari pengolahan, transportasi dan distribusi. Minyakselain dipergunakan sebagai BBM (Bahan Bakar Minyak) juga dipakai sebagaifeedstock industri petrokimia. Pohon petrokimia diberikan pada Gambar 1.1.


6/65

MinyakBumi

GasBumi

GasKilang

BensinMentah

Nafta

DistilatMenengah

Minyak

Residu

Olefin

Aromatik

ReformasiKatalitik

Pemi-sahan

OksidasiParsial

Reformasi dengankukus

Pirolisis Metana

Pereng-kahan

BensinPirolisis

NormalParafin

Gas

Sintesis

Asetilena

PolietilenaVinil kloridaEtilena oksida

Plastik

KaretSintetik

SeratSintetik

Pupuk

BahanPembersih

BahanPelaburPermukaan

BahanPelembut/Pemplastis

BahanAnti Beku

Pelarut

BahanPelindungTanaman

Etilena

Propilena

Benzena

Toluena

Ksilena

H + CO

H

CO

2

2

Olefin C4

PolipropilenaAkrionitrilPropilena oksida

Poliisobutena

Butadiena, MTBE2-Butanol

FenolStirenaSikloheksana

Toluena diisosianat (TDI)Trinitro Toluena (TNT)

Anhidrida Ftalat

Asam tereflatat

Alkilbenzena

MetanolAlkohol oxo

Asam Format

Asam Asetat

Amoniak

1,4-ButanolAsam akrilat

Gambar 1.1 Pohon Petrokimia


7/65

Gambar 1.2 memperlihatkan dinamika pengusahaan migas untuk sektor hulu.Tanda positif atau negatif diujung panah menyatakan hubungan antara duabesaran yang dihubungkan oleh panah tersebut. Sebagai contoh, jika produksi

bertambah maka cadangan terbukti berkurang (hubungan negatif) dan jikapenemuan dan recovery bertambah, maka cadangan terbukti bertambah.Recovery dapat bertambah dengan Improved Oil Recovery (IOR). Cadanganyang belum ditemukan berkurang dengan adanya penemuan karena cadangantersebut menjadi terbukti.Biaya eksplorasi meningkat dengan makin banyaknya penemuan karena migas

dan akan dicari di daerah yang lebih sulit (daerah terpencil, laut dalam) atauprospeknya kurang baik. Kenaikan biaya ekplorasi meningkatkan biaya total danakan mengurangi keuntungan perusahaan. Teknologi berusaha untukmengurangi biaya, sedangkan eksplorasi dan peraturan lingkungan akanmeningkatkan biaya. Walaupun demikian, kelestarian lingkungan diperlukanuntuk generasi mendatang dan pembangunan yang berkelanjutan. Biaya

lingkungan terdiri dari biaya lingkungan fisik (menjaga kebersihan, keindahanlingkungan, serta kelestarian sumber daya alam) maupun lingkungan sosial(pemerataan dan peningkatan kesejahteraan masyarakat).


8/65

Cadangan

Belum Terbukti

Biaya

Teknologi

Lingkungan

Penemuan &

IOR

Investasi

Keuntungan

RasioCadanganProduksi

CadanganTerbukti

Produksi

Permintaan

Harga

[+]

[+]

[+]

[+]

[+][+]

[+]

[]

[]

[]

[

]

[]

[]

[]

[]

[]

[]

Penerimaan

Pemerintah

Gambar 1.2. Dinamika Pengusahaan Hulu Migas


9/65

Kenaikan produksi dan harga (internasional maupun domestik) akanmeningkatkan pendapatan dan laju pengembalian investasi. Kenaikan lajupengembalian investasi akan meningkatkan investasi untuk eksplorasi dandiharapkan akan meningkatkan laju penemuan. Pemberian insentif (penurunanpenerimaan pemerintah) juga meningkatkan laju pengembalian keuntungan.Pengusahaan migas memiliki risiko yang tinggi dan pengusaha menginginkanpengembalian keuntungan yang lebih tinggi dari usaha yang risikonya lebihtinggi, karena resiko mempengaruhi keuntungan. Pengusahaan suatu komoditiakan dilakukan apabila laju pengembalian investasinya melebihi biaya

pengadaan modal. Makin besar laju pengembalian melebihi biaya, makin banyakmodal yang tersedia.

Risiko dari pengusahaan migas dapat dibagi menjadi risiko eksplorasi, teknologi,pasar, dan kebijaksanaan.Risiko eksplorasi berkaitan dengan eksplorasi yang tidak menemukan cadangan

baru.Risiko teknologi berkaitan dengan kemungkinan biaya eksplorasi maupunpengembangan yang lebih mahal dari yang diperkirakan semula.Risiko pasar berkaitan dengan kemungkinan perubahan harga.Risiko negara berkaitan dengan politik, hukum, keamanan, KKN dan lain-lain.


10/65

Perlu disadari bahwa pengusaha tidak hanya berusaha di bidang migas dan tidakhanya berusaha di suatu negara. Pengusaha bebas memilih usaha yang palingmenguntungkannya. Kewajiban pemerintah adalah menciptakan iklim yang menarikuntuk investasi perminyakan di negaranya.Keputusan investasi migas tergantung kepada keuntungan yang diperoleh serta resiko

pengusahaannyaInvestasi dapat (tidak selalu) dilakukan bila:NPV0, IRR MARR, B/C 1Walaupun menguntungkan tidak selalu investasi dilakukan, tergantung kepadaketersediaan dana dan urutan investasi tersebut pada semua investasi yang ada(portofolio).

Dalam evaluasi keekonomian migas, disamping anggapan tentang nilai hidrokarbon,diperlukan tiga data:Profil produksi, dibuat oleh ahli teknik reservoir dari analisis mekanisme pengeringan(drainage)Biaya kapital dan operasi, evaluasi oleh penilai biaya serta dikelola oleh manajerproyek dan manajer lapangan

Kondisi kontrak dan fiskal, yang merupakan faktor penentu pengambilan keputusanMemilih pengembangan lapangan yang tepat, pembiayaan yang akurat sertapengontrolan pengeluaran adalah kunci keberhasilan.Untuk sektor hilir keadaannya lebih sederhana karena investasi yang menghasilkanproduksi hanya akan dilaksanakan apabila terdapat keuntungan, sedangkankeuntungan adalah fungsi produksi, harga, biaya, dan pajak. Biaya dipengaruhi oleh

teknologi dan lingkungan, sedangkan produksi adalah fungsi permintaan.


11/65

BAB IICADANGAN DAN PRODUKSI

MIGAS


12/65

I. Cadangan MigasCadangan, terutama yang terbukti, adalah sangat penting untuk pengusahaanmigas karena cadangan terbukti adalah stockperusahaan. Apabila telah terjadiproduksi, maka cadangan terbukti sering disebut estimated remaining reserves

atau cadangan terbukti yang tertinggal. Jumlah produksi dan cadangan terbuktiyang tertinggal disebut estimated ultimate recovery atau cadangan ultimate.Jumlah total minyak didalam tanah disebut original oil in place (OOIP). Hanyasebagian dari OOIP yang bisa diproduksikan, sehingga menjadi cadanganterbukti.EUR = CUM + ERR

EUR = Estimated Ultimate Recovery= Cadangan UltimateCUM = Produksi KumulatifERR = Estimated Remaining Reserves

= Cadangan terbukti yang tertingalOOIP = N = Original Oil in Place

= Minyak awal di tempat

= Jumlah minyak di dalam tanah, dan bukan jumlah yangdapat diproduksikan.

Recovery Factor(RF) adalah presentase dari OOIP yang dapat diproduksikan.


13/65

OOIP

TerbuktiCadangan

RF

Besarnya RF berkisar antara:

Minyak : 2% sampai 60%Gas : 50% sampai 90%Biasanya : MinyakSolution Gas Drive = 15-25%

MinyakWater Drive = 35-50%Gas = 80-85%


14/65

II. Metode Perhitungan CadanganAda beberapa metode perhitungan cadangan yang pemilihannya tergantungpada berapa banyak data, waktu, dan dana yang kita miliki, yaitu:1. Analogi

2. Volumetrik3. Decline Curves4. Material Balance5. Simulasi Reservoir

1. AnalogiAnalogi dilakukan apabila data minim (misal sebelum eksplorasi). Perlu diingatbahwa seminimum apapun datanya, pembuat keputusan memerlukan angkacadangan dan keekonomian dengan menggunakan Barrels per Acre Foot(BAF).

BoiSwi)RF-(17758BAF


15/65

STBRFAh

.Boi

Swi)-(17758

SCFRFAh

.Bgi

Swi)-(143560

2. Volumetrik

Minyak: EUR =

EUR = N . RF

Gas: EUR =

Dimana,

A = Luas pengeringan, acres.h = Ketebalan rata-rata formasi, ft = Porositas rata-rata, fraksiSwi = Saturasi awal rata-rata, fraksiBoi = Formation volume factorminyak awal, RB/STBBgi = Formation volume factorgas awal, RCF/SCF

RF = Recovery factor, fraksiNPV = Nilai sekarang dari suatu proyek selama waktu tertentu

dengan bunga (discount rate) sebesar (minimum attractiverate of return)


16/65

3. Decline CurvesMerupakan plot dari produksi terhadap waktu (statistik).

4. Material BalanceDasar teorinya :Volume yang diproduksi = Volume awal ditempatVolume tertinggalUntuk melakukannya dibutuhkan pengetahuan teknik reservoir.

5. Simulasi ReservoirTerdiri dari membuat atau memilih model, mengumpulkan dan memasukan datake model, history matching dan peramalan. Untuk melakukannya dibutuhkanpengetahuan teknik reservoir dan teknik komputer.Perbandingan metode perhitungan cadangan diperlihatkan pada Tabel 1


17/65

Metode Yang Dibutuhkan Kelebihan Kekurangan

Analogi Data sumur ataulapangan di sekitarnya Cepat & murah. Bisadilakukan sebelum

pemboran

Kurang teliti

Volumetrik Data log dan core,

Perkiraan luas, RF &

sifat fluida

Informasi minimal, cepat.

Dapat dilakukan di awal

produksi

Perkiraan tidak tepat

Decline

Curves

Data produksi Cepat dan murah Dibutuhkan kondisi

konstan

Material

Balance

Data tekanan, produksi,

fluida dan batuan

Tidak perlu perkiraan luas,

RF, dan ketebalan

Dibutuhkan lebih

banyak informasi

Simulasi

Reservoir

Data material balance

untuk tiap sel, data

sumur & geologi

Lebih mampu menjelaskan

secara rinci

Mahal dan butuh

waktu lebih lama

Tabel 1 Perbandingan Metode Perhitungan Cadangan


18/65

III. Produksi MigasProduksi adalah output dari pengusahaan migas. Untuk mengetahui keuntunganmemerlukan data produksi tiap tahun. Produksi tergantung inputnya, sehingga dapatdituliskan menjadi:

q = f (K,L,R,T)

q = produksiK = kapitalL = labor= sumber daya manusiaR = natural resource= sumber daya alamT = teknologi

K, L, R, T adalah besaran-besaran yang mempengaruhi comparative advantage(keunggulan komparatif) suatu daerah atau negara.Karena migas diproduksikan dari prospeknya maka jumlah produksi maksimal migastergantung pada cadangan terbukti (sumber daya alam). Migas diproduksikanmelalui sumur maka besarnya produksi tergantung jumlah sumur. Biaya sumuradalah biaya terbesar dari pengusahaan migas. Disamping sumur juga dibutuhkan

peralatan-peralatan untuk produksi dan transportasi migas serta biaya pengelolaan.Untuk itu dibutuhkan kapital yang besar serta sumber daya manusia yangprofesional. Industri migas adalah industri yang membutuhkan teknologi tinggi.Terobosan teknologi dibidang perminyakan adalah dibidang lepas pantai (offshore)yang menyebabkan biaya lebih murah serta EOR (Enhanced Oil Recovery) danpemboran horisontal yang keduanya bisa memproduksikan minyak lebih banyak,

pemboran miring yang menghemat lahan serta seismik 3D yang lebih teliti.


19/65

Pola produksi dari masing-masing sumur ditentukan berdasarkan produksi awalsumur, produksi pada economic limit(produksi akhir sumur) serta lamanya sumurberproduksi. Kebanyakan produksi linear pada kertas semilog.ln qt= ln qiat

Pada economic limit(dimana pendapatan sama dengan biaya produksi):

sehingga:Dimana:qt = produksi sumur pada waktu t, B/Dqi = produksi awal sumur, B/D

a = decline rate= laju penurunan produksi sumur,tahun-1t = waktu, tahunqf = laju produksi akhir sumur, B/Dtf = waktu mencapai economic limit, tahunDengan mengetahui qi, a, dan tfmaka produksi pada setiap saatdapat diperkirakan.


20/65

BAB IIIEVALUASI KEEKONOMIAN

MIGAS


21/65

I. Keekonomian InvestasiPenanaman modal (investasi) didasarkan pada keuntungan yang diperoleh sertaresikonya. Indikator keuntungan mempunyai ciri :

1. Harus dapat tepat untuk membandingkan dan mengkelompokkankesanggupan memberikan keuntungan (profitability) dari kesempatan-kesempatan penanaman modal.

2. Parameter hendaknya mencerminkan nilai waktu dari modal perusahaan dansecara realistis merupakan masukan bagi kebijaksanaan fiskal dariperusahaan, termasuk investasi kembali dimasa yang akan datang.

3. Parameter itu hendaknya dapat menunjukkan keuntungan walaupun sekecil-kecilnya.

4. Hendaknya mencakup penyataan-pernyataan kwantitatif dari resiko.5. Parameter hendaknya menggambarkan faktor-faktor lain seperti hasil-hasil

gabungan, resiko dan kekayaan perusahaan bila mungkin.


22/65

Indikator keuntungan yang sering digunakan adalah : NPV (Net Present Value), IRR

(Internal Rate of Return), B/C (Benefit to Cost Ratio)dan POT (Pay Out Time).

XN : Cashflow di tahun ke N,

i : discount rate

NPV = PW dengan i = MARR

MARR :Minimum Attractive Rate of Return

IRR : i yang menyebabkan PW keuntungan = 0 atau PW Penerimaan = PW Biaya.

B/C : NPV Penerimaan/Investasi

POT : Periode Pengembalian : Waktu supaya kumulatif penghasilan bersih = Investasi


23/65

Penjelasan Indikator Keuntungan

IRR

Penyelesaian IRR memerlukantrial & error, memperhitungkan nilai waktu uang,

tidak tergantung nilai absolut cash flow, bisa ganda, tidak dapat dihitung jikasemua flow + atau atau belum balik modal dan cash flow awal lebihmempengaruhi.

NPV

Penyelesaiannya bukan trial & error, memperhitungkan nilai waktu uang, dan

bisa mempertimbangkan resiko. NPV dihitung dengan menggunakan discountratesama dengan MARR.

MARR

MARR : Minimum Attractive Rate of Returnyaitu: tingkat pengembalian minimumyang diinginkan. MARR tergantung pada biaya pengadaan modal, lingkungan,jenis kegiatan, tujuan dan kebijaksanaan organisasi, dan tingkat risiko darimasing-masing proyek.

B/C: Menyatakan manfaat tiap dollar yang ditanamkan

POT: Kelemahannya tidak mempersoalkan keuntungan dari investasi


24/65

Faktor-faktor yang Mempengaruhi MARR :1. Jika perusahaan beroperasi dengan modal pinjaman,bunga tersebut

sekurang-kurangnya melebihi besarnya bunga yang dibayarkan pada

pinjaman.2. Jika modal datang dari beberapa sumber, penentuan biaya modal rata-

rata terkadang dipakai sebagai basis untuk harga MARR.3. Tujuan perusahaan adalah pertumbuhan dari kekayaan total yang

dimilikinya dengan kecepatan yang ditetapkan oleh pimpinan perusahaan.4. Untuk perhitungan probabilistik (Expected Monetary Value) dimana

probabilitas resiko kegagalan diberikan, maka resikonya tidak dinyatakandalam MARR (untuk proyek yang berhasil) sedangkan untuk perhitungandeterministik, resiko dinyatakan dalam MARR. MARR untuk proyek yangberesiko lebih tinggi dan proyek yang kurang beresiko. Misalnya untukkegiatan pengilangan (hilir) MARR adalah 12 persen, tetapi untukkegiatan eksplorasi dan produksi (hulu) MARR nya adalah 15-20 persen.

5. Perusahaan yang lebih bonafide (banyak kesempatan memperolehproyek) memiliki MARR yang lebih tinggi karena biaya devidennya inggiserta profit margin lebih besar walaupun mendapat biaya pinjaman yanglebih rendah dari bank karena lebih dipercaya.


25/65

Cara Menentukan MARR

1. Berdasarkan biaya total

MARR = Biaya modal +profit margin+ risk premiumProfit margin untuk perusahaan bonafide lebih besar sedangkan risk premium

untuk proyek yang beresiko lebih besar.2. Berdasarkan oppor tun i ty cos t

Ditentukan dari perpotongan kurva permintaan dan pemasokan investasi. Makinbanyak jumlah investasi, makin banyak uang yang dikeluarkan. Makin banyakinvestasi, maka keuntungan marjinalnya makin menurun sedangkan biaya marjinaluntuk memperolehnya makin mahal.

Contoh 3-1:

Jika biaya kapital untuk $ 5.000.000,- adalah 15% dan naik 1% untuk $ 5.000.000,-berikutnya. Dari perpotongan kurva permintaan dan permasokan dari Gambar 3.1diperoleh MARR sebesar 17%.

Keuntungan Tahunan

Yang Diharapkan

Kebutuhan Investasi

(Ribuan Dollars)

Investasi

Komulatif40% atau lebih $ 2,200 $ 2,200

30-39% 3,400 5,600

20-29,9% 6,800 12,400

10-19,9% 14,200 26,600

Dibawah 10% 22,800 49,400


26/65

15% 16% 17%

18% 19%

0%

10%

20%

30%

40%

0 2.5 5 7.5 10 12.5 15 17.5 20 22.5 25

Modal Kumulatif (jutaan Dolar)

IRR

Gambar 3.1 Permintaa dan Pemasokan Modal


27/65

1. Faktor bunga (F/P) dan (P/F) saling berkebalikan

(F/P, i %, n) = i(P/F, i %, n)

2. Faktor bunga (F/A) dan (A/F) saling berkebalikan

(F/A, i %,n) = 1/(A/F, i %,n)

3. Faktor bunga (A/P) dan (P/A) saling berkebalikan

(A/P,i %,n) = 1/(P/A,i %,n)

4. Faktor bunga (P/A) sama dengan penjumlahan faktor bunga (P/F) dari periodeke 1 sampai dengan periode ke n.

5. Faktor bunga (F/A) sama dengan satu ditambah penjumlahan faktor bunga

(F/P) dari periode ke 1 sampai dengan periode n-1.

6. Faktor bunga (A/P) sama dengan faktor bunga (A/F) ditambah dengan i,

n

t

tiFPniAP

1

%,,/%,,/

1

1

%,,/0,1%,,/n

t

tiPFniAF

Hubungan Berbagai Faktor Bunga


28/65

No. Faktor Formula Notasi

Diskret Kontinu

1. Pembayaran Tunggal

Bunga Berbunga

(Compound Amount

Factor)

ni%1

ein (F/P, i%, n)

2. Pembayaran Tunggal

Nilai Sekarang

(Present Value Factor)

ni %1 e-in (P/F, i%, n)

3. Pembayaran Uniform(Series Compound

Amount Factor)

i

in

1%1

ein-1

ei-1(F/A, i%, n)

4. Simpanan Teratur

(Sinking Fund Factor) 11 nii

e

i-1

ein-1

(A/F, i%, n)

5. Penerimaan Teratur

(Capital Recovery

Factor)

11

1

n

n

ii

ii

ein-1(ei-1)

ein-1

(A/P, i%, n)

6. Nilai SekarangPembayaran Uniform

(Series Present Value)

n

n

ii

i

1

11

ein-1

ein(ei-1)(P/A, i%, n)

7. Gradient Uniform Series

111

ni

ni

(A/G, i%, n)

8. Gradient Present Value

n

i

ii

Gn

n 1

11

1

(P/G, i%, n)

Perumusan Tabel Bunga


29/65

Tahun 0 1 2 3 4 5

Aliran Dana -100 20 30 20 40 40

Contoh 3-2Hitung IRR dari proyek yang mempunyai aliran dana sebagai berikut (MARR =10%):

Untuk i = 10% :PW = -100 + 20(0,91) + 30(0,83) + 20(0,75) + 40(0,68) + 40(0,62) = 10,16Untuk i = 15% :

PW = -100 + 20(0,87) + 30(0,76) + 20(0,66) + 40(0,57) + 40(0,50) = -4,02Dari kedua nilai PW di atas dapat disimpulkan bahwa untuk proyek tersebut10% < IRR< 15%, dan dapat digambarkan dengan grafik berikut:


30/65

10,16

10% 15%

-4,02

IRR = 10 % + (15% - 10%) = 13,58%

02,416,10

16,10


31/65

Tagihan (CR) Pendapatan (R) Bayar (Rec) Sisa uang (TI)

Sisa tagihan

(UR)

100 50 50 - 50

50 100 50 50 -

II. Penerimaan Pemerintah

Penerimaan Pemerintah hanya dipungut pemerintah apabila revenue(pendapatan) melebihi recovery (pengembalian dari biaya). Recovery dihitungberdasarkan besaran yang paling kecil dan revenue dan cost recovery.Cost(biaya) adalah yang dikeluarkan, Cost recovery(CR) adalah yang ditagihkan.Sedangkan recovery (Rec) yang dibayarkan. Hal ini dapat dianalogikan denganmeminjam uang sebagai berikut :

Sisa uang yaitu pendapatan sesudah recovery (analog dengan pengembalian

tagihan) adalah equity to be split (ES), sedangkan cost recovery yang belumterbayarkan disebut unrecovered (analog dengan sisa tagihan) sehinggadiperhitungkan dalam cost recoverytahun berikutnya.


32/65

Bila CR>R Rec = R UR+1= CR-Rec, ES = 0CR


33/65

TahunRevenue

$ 106

Investasi

$ 106

Biaya Operasi

$ 106

0 180

1-10 100 20

Contoh 3-3

MARR = 15%, Pajak gas = 70%, Investasi semua kapitalDepresiasi linier seumur proyekBerapakah : NPV (MARR :15%), IRR, B/C (MARR:15%), POT ?

Tahun R I D OC CR REC TI T CF

0 180 -1801-10 100 18 20 38 38 62 43,4 36,6

Catatan : semua satuan dalam $ 106.

Jawaban:

D = I0/n = 180/10 = 18, NC1=0=UR1, CR = NC+D+OC+UR = 0+18+20+0=38 < R=100 REC = CR =38, TI = R-REC = 10038 = 62, T=txTI = 0.7x62 = 43,4CF0= -I = -180, CF1-10= R-I-OC-T = 100-0-20-43,4 = 36,6

NPV = - 180 + 36,6 (P/A, 15%,10)= - 180 + 36,6 (5,02)= 3,7

%16~9,46,36

180)10,,/( IRRIRRAP


34/65

Contoh 3-4Untuk Contoh 3-3 apabila investasi terdiri dari 50% kapital dan 50% non kapitaldengan pertanyaan yang sama.

Jawaban:

Tahun R I D UR OC CR REC TI T CF0 180 -1801 100 9 90 20 119 100 0 0 80

2 100 9 19 20 48 48 52 36,4 43,63-10 100 9 0 20 29 29 71 49,7 30,3

Catatan : semua satuan alam $ 106


35/65

I = 180 CP = 90 D = 90/10 = 9, NCo= 90 = UR1CR = NC + D + OC + UR, CR1= 0+9+20+90 = 119 > R = 100, REC = R = 100UR

2

= CR-R = 119-100 = 19, CR2

= 0+9+20+19 = 48 < R = 100REC2= CR2= 48, UR3= 0, CR3= 0+9+20+0 = 29 < R = 100UR3-10 = 0, CR3= 0+9+20+0 = 29 < R = 100 REC3= CR3= 29TI = RRECT = 0,7 ESCF = RIOC - T

NPV (MARR=15%)= -180 + 80(P/F,15%,1) + 43,6(P/F,15%,2) + 30,3(P/A,15%,8) (P/F,15%,2)= -180 + 80 (0,87) + 43,6 (0,76) + 30,3 (4,49) (0,76)= -180 + 69,6 + 33,1 +103,4 = 26,1PW (i = 20%)= -180 + 80(P/F,20%,1) + 49,7 (P/F,20%,2) + 30,3 (P/A,20%,8) (P/F,15%,2)

= -180 + 80 (0,83) + 43,6 (0,69) + 30,3 (3,84) (0,69)= -180 + 66,4 + 30,1 +80,28 = -3,2IRR = 20%


36/65

II. Kontrak Perminyakan di IndonesiaKontrak perminyakan di Indonesia dimulai dengan Kontrak Karya dan kemudianpada tahun 1971 diberlakukan Kontrak Bagi Hasil. Perbedaan Kontrak Karya danKontrak Bagi Hasil adalah pada Kontrak Bagi Hasil manajemen ada di tangan

pemerintah, dimana setiap kegiatan kontraktor harus dengan persetujuanpemerintah. Pada Kontrak Bagi Hasil berlaku pre, current, dan post audit. PadaKontrak Karya hanya berlaku post audit saja.Tugas utama kontraktor di KontrakKarya adalah membayar pajak.

Indonesia pada akhir 2007 mempunyai cadangan terbukti minyak sebesar 4,4milyar barel dan cadangan terbukti gas sebesar 105,94 trilyun kubik kaki. Migas

adalah sumber daya alam milik masyarakat (common property resources) yangpengelolaannya berdasarkan UUD 1945 pasal 33 ayat 2 dan 3 yaitu bahwa migasdikuasai oleh negara dan harus dimanfaatkan sebesar-besarnya untukkemakmuran rakyat.

Untuk mengelola migas pihak ketiga dapat melakukan kerjasama denganpemerintah (BP Migas) melalui kontrak kerjasama migas yang pada dasarnyaadalah Kontrak Bagi Hasil. Sebelum satu pihak mengajukan minat untukmelakukan kontrak di bidang perminyakan seyogyanya mengerti perilaku (konsepdasar) bisnis perminyakan. Ibarat mau melamar seseorang seyogyanya kitamengetahui perilaku orang tersebut.


37/65

Seperti bisnis lainnya maka bisnis migas adalah untuk mencari untung makaperlu dikenal indikator indikator keuntungan, disamping itu kita perlumembandingkan prospek yang kita amati tersebut dengan alternatif-alternatif lain,

sehingga perlu diketahui cara untuk menentukan pilihan dari alternatif-alternatifyang ada.

Keuntungan adalah fungsi produksi (cadangan), harga, biaya, dan pajak.Pengetahuan tentang penentuan besaran-besaran tersebut wajib diketahui.Industri migas adalah industri yang berisiko. Pengetahuan untukmengakomodasikan risiko dalam perhitungan keuntungan juga perlu diketahui.

Dalam usulan kontrak dibutuhkan perencanaan eksplorasi maupun perencanaanpengembangan yang meliputi rencana pembiayaan, perkiraan produksi, sertaperhitungan keuntungan berdasarkan perkiraan harga tertentu dan perpajakanyang berlaku.

Kontrak yang berisi hak dan kewajiban pihak terkait termasuk penyelesaian

apabila terjadi ketidaksepakatan wajib diketahui. Prosedur pelelangan dankewajiban-kewajiban yang harus dipenuhi peserta lelang perlu diketahui olehyang bersangkutan.

Kontrak bagi hasil dinyatakan oleh Gambar 3.2.


38/65

Gambar 3.2 Kontrak Bagi Hasil

Revenue

Equity to be Split. ES

Government Share Contractor Share

Taxable Income

Net Contr. Share

Total Contractor Share

Cost

Contractor Cashflow

(1-SH/(1-t)) x ES (SH/(1-t)) x ES

Recoverable Cost

Inv. Credit Cost Rec.

Government Tax

Diff. Price DMO


39/65

Persamaan-persamaan: Input: Year, Production, Price, Capital, Non Capital, Operating Cost,% Share. Revenue = Production x Price

(Unrecovered)tp=

Jika(Cost Recovery + Investment Credit)t1> (Recovery)t1;maka(Unrecovered)t > tp= (Cost Recovery + Investment CreditRecovery)t1Jika tidak(Unrecovered)t > tp= 0

Depreciation: tergantung kontrak

JikaRevenue > 0; makaCost Recovery = Non Capital + Unrecovered +Operating Cost + DepreciationJikaRevenue = 0; makaCost Recovery = 0

(Investment Credit)tp= 0,2x

Jika(Cost Recovery + Investment Credit) > Revenue;maka Recovery = RevenueEquity = 0

Jika( Cost Recovery + Investment Credit ) < Revenue;maka Recovery = Cost Recovery + Investment Credit

Equity = RevenueRecovery

1

1

tp

ttInvestmentNonCapital

tp

t

Capital1


40/65

Contractor Share = Equity x Share/0,52Jika(Revenue x 0,25 x Share/0,52) > Contractor Share;

MakaDMO = Contractor ShareJika tidak, DMO = Revenue x 0,25 x Share /0,52

(Fee DMO)t < tp+4= DMO

(Fee DMO)t > tp+4= 0,25 x Share/0,52 x Production x 0,1 x Price

Taxable Share = Investment Credit + Contractor ShareDMO + Fee DMO

JikaTaxable Share > 0; makaTax = Taxable Share x 0,48

Jika tidak, Tax = 0 Jika Taxable Share > 0; maka, Net Contractor Share = Taxable ShareTax

Jika tidak, Net Contractor Share = 0

Total Contractor Share=Net Contractor Share + RecoveryInvestment Credit

Expenditure = Capital + Non Capital + Operating Cost

(Cash Flow Contractor)tp = Total Contractor ShareExpenditureIndonesia Share = RevenueTotal Contractor Share


41/65

Gambar 3.3 Kontrak Bagi Hasil dengan FTP


42/65

Contoh 3-5Untuk Contoh 3-4 apabila diberlakukan PSC sederhana (Investment Credit = 0 danDomestic Market Obligation dibayar dengan harga pasar)

Jawaban:Tahun R I D OC UR CR REC ES CS NCS TCS CF

0 180 -1801 100 9 20 90 119 100 0 0 0 100 802 100 9 20 19 48 48 52 15,6 63,6 43,6

3-10 100 9 20 0 29 29 71 21,3 50,3 30,3

Catatan : Apabila IC = 0 dan DDMO = 0

I = 180 CP = 90 D = 90/10 = 9, NCo= 90 = UR1CR = NC + D + OC + UR, CR1= 0+9+20+90 = 119 > R = 100, REC = R = 100UR2= CR-R = 119-100 = 19, CR2= 0+9+20+19 = 48 < R = 100REC2= CR2= 48, UR3= 0, CR3= 0+9+20+0 = 29 < R = 100

UR3-10 = 0, CR3= 0+9+20+0 = 29 < R = 100 REC3= CR3= 29ES = RRECCS = 0,577 ESNCS = CS(1-0,48) = 0,52 CSTCS = NCS + RECCF = TCSIOC

C t h 3 6


43/65

Contoh 3-6Untuk Contoh 3-4 apabila ada FTP sebesar 20%

Jawaban:

Tahun R I D OC UR CR REC ES CS NCS TCS CF0 180 -1801 100 9 20 90 119 80 20 0 6 86 662 100 9 20 39 68 68 32 9,6 77,6 57,6

3-10 100 9 20 0 29 29 71 21,3 50,3 30,3Catatan : Apabila IC = 0 dan DDMO = 0

I = 180 CP = 90 D = 90/10 = 9, NCo= 90 = UR1CR = NC + D + OC + UR, CR1= 0+9+20+90 = 119 > 0,8 RREC = 0,8 R = 0,8 x 100 = 80, UR2= CR-R = 119-80 = 39CR2 = 0+9+20+39 = 68 < 0,8 R REC2= CR2= 68, UR3= 0

CR3-10 = 0+9+20+0 = 29 < 0,8 R REC3= CR3-10= 29ES = RRECCS = 0,577 ESNCS = CS(1-0,48) = 0,52 CSTCS = NCS + RECCF = TCSIOC

Contoh 3-7


44/65

Contoh 3-7Untuk Contoh 3-4 apabila diberlakukan PSC lengkap dengan FTP = 0 dan minyak.

Jawaban:

Tahun R I IC D OC UR CR REC ES CS DDMO NCS TCS CF

0 100 -1001 100 10 10 20 90 80 90 10 2,9 0 6,7 86,7 66,7

2-5 100 10 20 - 30 30 70 20,2 0 10,5 40,5 20,56-10 100 0 20 - 20 20 80 20,2 6,5 8,6 28,6 8,6

Catatan : Apabila Depresiasi linear 5 tahun, IC1=0,2 CP0,

DMO dibayar 0,1 P sesudah 60 bulan.

I0 = 100 CP0=50 D1-5=50/5 = 10, NCo=50 = UR1, IC1=0,2 CP0=0,2x50=10CR = NC+D+OC+UR, CR1= 0+10+20+50 = 80, CR1+IC1= 80+10 = 90 < R1=100REC1 = 90, ES1= R1-REC1= 100-90 = 10, CS1= 0,288 ES1= 0,288x10 = 2,9NCS1 = (CS1+IC1 - DDMO1)(1-t) = (2,9+10-0)(1-0,48) =6,7TCS1 = NCS1+REC1 - IC1= 6,7+90-10 = 86,7, CF1=TCS1-I1-OC1 = 86,7-0-20=66,7CR2-5 = 0+10+20+0 = 30 < R=100 REC2-5= CR2-5= 30, ES2-5=100-30 = 70

CS2-5= 0,288x70 = 20,2, NCS2-5 = (20,2+0-0)(1-0,48) = 10,5,TCS2-5 = 10,5+30-0 =40,5, CF2-5= 40,5-0-20= 20,5CR6-10 = 0+0+20+0 = 20 < R=100 REC6-10= CR6-10= 20, ES6-10=100-20 = 80CS6-10= 0,288x80 = 23, DDMO6-10= 0,25x0,288x0,9x100= 6,5NCS6-10 = (23+0-6,5)(1-0,48) = 8,6, TCS6-10 = 8,6+20-0 =28,6, CF6-10 = 28,6-0-20= 8,6


45/65

Oleh : Prof. Dr. Widjajono Partowidagdo

BAB IVAnalisis Resiko

I STATISTIK UNTUK PROYEK MIGAS


46/65

I. STATISTIK UNTUK PROYEK MIGAS

Statistik digunakanmenyatakanbesaran-besaranyang mewakilisuatu populasi

seperti nilai-nilairata-rata (mean),nilai palingmungkin (mostprobable),minimum,

maksimum,distribusifrekwensi relatif,kumulatif distribusifrekwensi relatif.Supayaperwakilannya

representatif makaumlah o ulasin a

Contoh 1Ketebalan bersih (dalam feet) dari 20sumur yang dibor disuatu cekungan

adalah :Nomor Sumur Ketebalan Bersih, feet

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1314

15

16

17

18

19

20

111

81

142

59

109

96

124

139

89

129

104

186

6595

54

72

167

135

84

154


47/65

Data ketebalan bersih dari ke 20 sumur apabila dinyatakan sebagaidata frekwensi, frekwensi relatif, frekwensi relatif kumulatip adalahsebagai berikut :

Dari data diatas dapat dibuat distribusi frekwensi, distribusi frekwensirelatif serta distribusi frekwensi relatif kumulatif dari ketebalan bersih ke20 sumur tersebut.

Data dari ketebalan bersih menunjukkan :Minimum = 54 feet

Maksimum = 186 feet

Most Probable = (80 + 110) / 2 = 95 feet

Mean = 105 feet (diperkirakan dan frekwensi relatif komulatif50%)

Selang

Ketebalan, ft

Frekwensi Frekwensi

Relatif

Frekwensi Relatif

Komulatif50-80 4 4/20 = 0,20 0,20

81-110 7 7/20 = 0,35 0,55

111-140 5 5/20 = 0,25 0,80

141-170 3 3/20 = 0,15 0,95

171-200 1 1/20 = 0,05 1,00

Total 20 1,00


48/65

Gambar E-1

Frek

uensi

Ketebalan Bersih, ft

0

2

4

6

8

10

50 80 110 140 170 200

FrekuensiRelatif

0,4

0,3

0,2

0,10 50 80 110 140 170 200Ketebalan Bersih, ft

Gambar 1


49/65

Frekuensi

Relatif

Ketebalan Bersih, ft

0

0.10.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 50 100 150 200

Gambar 2


50/65

II. MANAJEMEN RESIKO DAN ANALISIS SENSITIVITAS

Resiko dari proyek adalah kumpulan dari ketidakpastian besaran-besaran yang mempengaruhi keuntungan. Ketepatan informasi dari

besaran-besaran tersebut akan mempengaruhi ketepatan keuntungan,sedangkan keputusan diambil dari besar kecilnya keuntungan.Kesulitannya biasanya disebabkan karena kurang baiknya kerjasamaantar disiplin. Masing-masing disiplin kurang memahami disiplin lain.

Manajemen resiko biasanya terdiri dari :

- Analisis sensitivitas dari besaran-besaran yang mempengaruhikeuntungan.

- Pengambilan keputusan menggunakan pohon keputusan (decisiontrees).

- Simulasi menggunakan bilangan acak (random numbers).

- Presentasi dari hasil-hasil diatas.

Presentasi dari manajemen resiko diperlukan, dengan alasansederhana, karena manajemen tidak akan menyetujui sesuatu yang diatidak mengerti. Walaupun pada waktu eksplorasi, dimana data masihsangat minim, manajemen membutuhkan informasi, baik kwantitatif

maupun kwalitatif untuk mengambil keputusan.


51/65

Analisis sensitivitas adalah cara untuk melihat pengaruh perubahanbesaran-besaran yang mempengaruhi keuntungan pada keuntungan.Besaran besaran yang sering digunakan untuk analis sensitivitasadalah cadangan, produksi, harga, investasi, biaya operasi dan pajak

(apabila dibutuhkan insentif). Contoh analisis sensitivitas diperlihatkanpada Gambar 3.

Keuntungan dari analisis sensitivitas adalah :

1. Dia sangat menolong untuk mengidentifikasi besaran-besaran yang

sangat mempengaruhi keuntungan (dilihat dari berapa besarnyaperubahan keuntungan yang diakibatkan oleh perubahan besarantersebut).

2. Mudahdilakukan dengan komputer.

Kelemahan dari analisis sensitivitas adalah :1. Tidak memberikan indikasi kemungkinan (likelihood) sesuatu yang

diandaikan akan terjadi. Misalnya : berapa kemungkinan harga turun20 persen.

2. Tidak memperlihatkan ketergantungan antar besaran-besaran yangmempengaruhi keuntungan.

Untuk lapangan gas


52/65

Untuk lapangan gas

berikut :

Buat analitis sensitivitas dan spid er diagram(diagram laba-laba)untuk harga, produksi, investasi dan biaya operasi dengankenaikan dan penurunan 20 persen.

Tahun Pendapatan$ 10 6

Investasi$ 10 6

Biaya Operasi$ 10 6

0 150

1-10 100 30

Perubahan NPV60

40 Harga

20 Investasi

0 Biaya Operasi

-20

-40

-60-60% -40% -20% 0 20% 40% 60%Presentase Perubahan dari Kasus Dasar

Gambar 3Spider Diagram

III ANALISIS RESIKO DAN PENGAMBILAN KEPUTUSAN


53/65

III. ANALISIS RESIKO DAN PENGAMBILAN KEPUTUSAN

Dalam menganalisa resiko dan mengambil keputusan dapat digunakan(decision tree). Pohon keputusan adalah skema rangkaian keadaan

dan kemungkinan hasilnya. Suatu contoh pohon keputusan yangsederhana diperlihatkan pada jawaban dibawah. Keputusannya adalahmembor atau tidak membor. Kemungkinan pemboran yang menelanbiaya $ 1 MM tidak berhasil adalah 0,8 dan kemungkinan berhasil yangmemberikan nilai sekarang bersih sesudah didiskon seharga $ 5 MMadalah 0,2.

Aturan-aturannya adalah :

Probabilitas harus diberikan disetiap cabang dari titik kemungkinan(chance node) dimana jumlah probabilitas disekitar titik tersebut adalahsatu.

Ujung cabang disebut terminal.

Nilai kondisional (conditional value) diberikan ditiap titik terminal.Nilai

tersebut biasanya diberikan dalam Nilai sekarang (Net PresentValue).

Pohon keputusan dibaca dari iri ke kanan.

Titik keputusan (decision node) dinyatakan dengan kotak.

Menyelesaikan pohon keputusan :

1 M l i d titik t i l d b k j d k l k t Jik titik


54/65

1. Mulai pada titik terminal dan bekerja mundur keawal keputusan. Jika titikkemungkinan dicapai, hitung nilai ekspektasi (Expected Monetary Value) untuksemua nilai kondisional dan tulis di atas titik kemungkinan.

EMV = nilai ekspektasi, p = probabilitas, f = nilai kondisional,

i = nomor cabang, n = jumlah cabang

2. Jika sampai pada titik keputusan EMV yang terbesar, coret pilihan lain danletakkan EMV diatas titik keputusan. Selanjutnya, mundur sampai titik

keputusan awal dicapai. Pilih jalur dengan EMV terbesar untuk memilih

keuntungan dan EMV terkecil untuk memilih biaya. Contoh 3

membor

produksi

tidak membor NPV = 0

EMV membor = ( 0,8) (- $ 1 MM) + (0,2)($ 5 MM) = $ 0,2 MM

EMV tidak membor = 0

Keputusan : Membor

1

1

i

n

i

ii pdanfpEMV

NPV = $ 5 MM, Prob = 0,2

NPV = - $ 1 MM, Prob = 0,8kering

IV SIMULASI MONTE CARLO


55/65

IV. SIMULASI MONTE CARLO

Simulasi adalah cara untuk memodelkan keadaan sebenarnya. SimulasiMonte Carlo adalah simulasi menggunakan random number (bilanganacak) dari rumus matematik tertentu.Bilangan acak digunakan untuk

memperbanyak populasi besaran-besaran yang diamati. Dalam simulasikita mencari distribusi besaran yang diamati (misalnya : cadangan)berdasarkan pengetahuan kita atas distribusi besaran-besaran yangmempengaruhinya (misalnya: luas,ketebalan serta recovery) sehingga kitadapat mengetahui kelakuan termasuk resikonya.

Distribusi dapat berupa normal, log normal, segitiga, segi empat dan lain-

lain. Makin sedikit pengetahuan kita (min dan maks diketahui)., makamakin sederhana distribusinya yaitu distribusi segi empat

Contoh untuk distribusi segi empat : Tebal Reservoir : Min = 15 ; Max = 120 Apabila random number = 70, maka Tebal = 15 + 0,70 (120 -15) = 88,5 FT

Catatan : Random number merepresentasikan probabilitas komulatif yang berupa

fraksi, minimum nol dan maksimum satu. Disini hanya dibahas distribusi segitiga dan distribusi segiempat

Perhitungan untuk melakukan simulasi :


56/65

Distribusi segi empat

Distribusi segitiga

Catatan :Random Number (RN)

))(( MINMAXRNMINX

)(

)(

MINMAX

MINMODEmRNUntuk

))(()( mRNMINMAXMINX

mRNUntuk mRNMINMAXMINX 1)1(1)(

Contoh Bilangan Random53479 81115 98036 12217 59526 40238 40577 39351 43211 69255

97344 70328 58116 91964 26240 44643 83287 97391 92823 7757866023 38277 74523 71118 84892 13956 98899 92315 65783 5964099776 75723 03172 43112 83086 81982 14538 26162 24899 2055130176 48979 92153 38416 42436 26636 83903 44722 69210 69117

21874 83339 14988 99937 13213 30177 47967 93793 86693 9885419839 90630 71863 95053 55532 60908 84108 55342 48479 6379909337 33435 53269 52769 18801 25820 96198 66518 78314 9701331151 58295 40823 41330 21093 93882 49192 44876 47185 81425

67619 52515 03037 81699 17106 64982 60834 85319 47814 08075

C t h 4


57/65

HContoh 4.

Cadangan = (Ketebalan reservoir) (Luas reservoir) (Net oil recovery)=(h) (A) (RF)

h= Tebal (ft) : Min100, Maks200, Most probable130

A = Luas (Acres) : Min1500, Maks4000

RF =Recovery Faktor ( Bbl /Ac-ft) : Min300, Maks600

Berapakah cadangan untuk bilangan random 53, 97, 66, 99, 30, 81, 19,09, 31

Jawab :

RN = 0,53 > = = 0,3

A1

RF1

RN = 0,19 > = = 0,3

))(( MINMAXRNMIN = 300+(0,66)(600-300)=499

))(( MINMAXRNMIN = 1500+(0,97)(4000-1500)=3930

)(

)(

MINMAX

MINMODEm

)100200(

)100130(

mRNMINMAXMINh 1)1(1)(1 1453,01)53,01(1)100200(100

)(

)(

MINMAX

MINMODEm

)100200(

)100130(

mRNMINMAXMINh )()(3 1233,0)53,0()100200(100


58/65

RN h A RF Cadangan

53 145

97 3930

66 499 284 x 106

99 198

30 2250

81 545 243 x 106

19 12309 1720

31 393 83 x 106


59/65

0%

20%

40%

60%

80%

100%

40 120 200 280 360 440 520

Cadangan, juta barel

FrekuensiRelatif(%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

ProbabilitasKomulatif(%

Gambar 4 Distribusi Cadangan

P10

P50

P90

D i i l i did t d i i d l h 45 j t b l t [ (100)


60/65

Dari simulasi didapat cadangan minimum adalah 45 juta barel atau [ (100)(300) (1500) ] dan cadangan maksimum adalah 480 juta barel atau [ (200)(600) (4000) ]. Cadangan rata-ratanya adalah 263 juta barel.

Dari kurva distribusi didapat nilai most probable dari cadangan adalah 120

juta barel (mode). Mean dari kurva distribusi sekitar 140 juta barel. Kurva inimemperlihatkan frekwensi untuk mendapatkan cadangan 260 juta bareladalah rendah. Dari probabilitas kumulatif didapat probabilitas mendapatkan260 juta barel atau kurang adalah 0,85 ini berarti probabilitas untukmendapatkan lebih besar dari 260 juta barel adalah 0,15.

Lihat Gambar 4:

P10= 84 juta barel, P50= 140 juta barel, P90= 296 juta barel

Cadangan:

Konservatif = 90% P10 = 0,9 x 84 = 75,6 juta barel

Moderat = 90% P10+ 50% P50 = 0,9x84+0,5x140 = 145,6 juta barelOptimis = 90%P10+ 50%P50 +10%P90 = 0,9x84+0,5x140+0,1x296

= 175,2 juta barel


61/65

Cadangan terbukti masing-masing sumur adalah jumlah produksisampai economic limitsehingga dinyatakan sebagai:

(1

)(1

0

0

0

fiiat

iat

it qqa

eqeqa

dteqdtqNf

f

f

-

Cadangan terbukti masing-masing sumur dapat dihitung apabila

diketahui produk-si awal sumur, produksi akhir sumur, dan waktuuntuk mencapainya. Pada perencanaan pengembangan lapangan,cadangan terbukti lapangan dihitung dengan cara pada Tabel 1.Jumlah sumur produksi dihitung dari cadangan terbukti dibagicadangan yang dapat dikuras masing-masing sumur.

V PENILAIAN PROSPEK MIGAS


62/65

V. PENILAIAN PROSPEK MIGAS

Penilaian prospek migas maupun perencanaanpengembangan lapangan atau POD (Plan of Development)

meliputi perhitungan cadangan dan cadangan per sumurperencanaan jumlah sumur, biaya pemboran dan biayalainnya maupun keuntungan prospek.

Contoh 5

Luas (A): 1000 Acre

Tebal (h): 100 FT

Recovery (Rec): 50 B/Acre - FT

Produksi awal sumur (qi): 188,5 BOPD

Produksi akhir sumur (qf): 10 BOPDWaktu Decline (t) : 20 tahun

Sumur kering ( N kering) : 20% sumur produksi (N sumur)

Jawaban:


63/65

Jawaban:Cadangan = (A) (h) (Rec) = 2000 Acre x 100 FT x 50 (B/AcreFT) = 10 x 106Bqi = 188,5 BOPD = 68802,5 BOPYqt = 10 BOPD = 3650 BOPYt = waktu decline = 20 tahun

147,020/3650

5,68802

lnarateDecline

sumur/B10x44,0)36505,68802(147,0

1qq

a

1N 6ti

sumurBx

Bx

N

Cadangan231044,0

10106

6

N kering = 20% N sumur = 0,2 x 23 = 5 sumur

N kering =

f

fi

t

qqa

n


64/65

Biaya sumur = Nsumurx Biaya sumur + N x Biaya sumur kering

Biaya total = Biaya sumur + Biaya bukan sumur

Produksi sumur tiap tahun dapat dihitung dari:ln qt= ln qiat

Qt = qt

Qt = produksi lapangan

CF = P.QIOC - GT

Dari CF dapat dihitung NPV, IRR dan B/C (lihat keputusan InvestasiMigas)

Tabel Discount Rate

i= 6% i= 8% i= 10% i= 12% i= 15% i= 18% i= 20% i= 25% i= 30%

n P/F (I n) P/A (I n) P/F (I n) P/A (I n) P/F (I n) P/A (I n) P/F (I n) P/A (I n) P/F (I n) P/A (I n) P/F (I n) P/A (I n) P/F (I n) P/A (I n) P/F (I n) P/A (I n) P/F (I n) P/A (I n)


65/65

n P/F (I,n) P/A (I,n) P/F (I,n) P/A (I,n) P/F (I,n) P/A (I,n) P/F (I,n) P/A (I,n) P/F (I,n) P/A (I,n) P/F (I,n) P/A (I,n) P/F (I,n) P/A (I,n) P/F (I,n) P/A (I,n) P/F (I,n) P/A (I,n)

1 0.9434 0.9434 0.9259 0.9259 0.9091 0.9091 0.8929 0.8929 0.8696 0.8696 0.8475 0.8475 0.8333 0.8333 0.8000 0.8000 0.7692 0.7692

2 0.8900 1.8334 0.8573 1.7833 0.8264 1.7355 0.7972 1.6901 0.7561 1.6257 0.7182 1.5656 0.6944 1.5278 0.6400 1.4400 0.5917 1.3609

3 0.8396 2.6730 0.7938 2.5771 0.7513 2.4869 0.7118 2.4018 0.6575 2.2832 0.6086 2.1743 0.5787 2.1065 0.5120 1.9520 0.4552 1.8161

4 0.7921 3.4651 0.7350 3.3121 0.6830 3.1699 0.6355 3.0373 0.5718 2.8550 0.5158 2.6901 0.4823 2.5887 0.4096 2.3616 0.3501 2.1662

5 0.7473 4.2124 0.6806 3.9927 0.6209 3.7908 0.5674 3.6048 0.4972 3.3522 0.4371 3.1272 0.4019 2.9906 0.3277 2.6893 0.2693 2.4356

6 0.7050 4.9173 0.6302 4.6229 0.5645 4.3553 0.5066 4.1114 0.4323 3.7845 0.3704 3.4976 0.3349 3.3255 0.2621 2.9514 0.2072 2.6427

7 0.6651 5.5824 0.5835 5.2064 0.5132 4.8684 0.4523 4.5638 0.3759 4.1604 0.3139 3.8115 0.2791 3.6046 0.2097 3.1611 0.1594 2.8021

8 0.6274 6.2098 0.5403 5.7466 0.4665 5.3349 0.4039 4.9676 0.3269 4.4873 0.2660 4.0776 0.2326 3.8372 0.1678 3.3289 0.1226 2.9247

9 0.5919 6.8017 0.5002 6.2469 0.4241 5.7590 0.3606 5.3282 0.2843 4.7716 0.2255 4.3030 0.1938 4.0310 0.1342 3.4631 0.0943 3.0190

10 0.5584 7.3601 0.4632 6.7101 0.3855 6.1446 0.3220 5.6502 0.2472 5.0188 0.1911 4.4941 0.1615 4.1925 0.1074 3.5705 0.0725 3.091511 0.5268 7.8869 0.4289 7.1390 0.3505 6.4951 0.2875 5.9377 0.2149 5.2337 0.1619 4.6560 0.1346 4.3271 0.0859 3.6564 0.0558 3.1473

12 0.4970 8.3838 0.3971 7.5361 0.3186 6.8137 0.2567 6.1944 0.1869 5.4206 0.1372 4.7932 0.1122 4.4392 0.0687 3.7251 0.0429 3.1903

13 0.4688 8.8527 0.3677 7.9038 0.2897 7.1034 0.2292 6.4235 0.1625 5.5831 0.1163 4.9095 0.0935 4.5327 0.0550 3.7801 0.0330 3.2233

14 0.4423 9.2950 0.3405 8.2442 0.2633 7.3667 0.2046 6.6282 0.1413 5.7245 0.0985 5.0081 0.0779 4.6106 0.0440 3.8241 0.0254 3.2487

15 0.4173 9.7122 0.3152 8.5595 0.2394 7.6061 0.1827 6.8109 0.1229 5.8474 0.0835 5.0916 0.0649 4.6755 0.0352 3.8593 0.0195 3.2682

16 0.3936 10.1059 0.2919 8.8514 0.2176 7.8237 0.1631 6.9740 0.1069 5.9542 0.0708 5.1624 0.0541 4.7296 0.0281 3.8874 0.0150 3.2832

17 0.3714 10.4773 0.2703 9.1216 0.1978 8.0216 0.1456 7.1196 0.0929 6.0472 0.0600 5.2223 0.0451 4.7746 0.0225 3.9099 0.0116 3.2948

18 0.3503 10.8276 0.2502 9.3719 0.1799 8.2014 0.1300 7.2497 0.0808 6.1280 0.0508 5.2732 0.0376 4.8122 0.0180 3.9279 0.0089 3.3037

19 0.3305 11.1581 0.2317 9.6036 0.1635 8.3649 0.1161 7.3658 0.0703 6.1982 0.0431 5.3162 0.0313 4.8435 0.0144 3.9424 0.0068 3.3105

20 0.3118 11.4699 0.2145 9.8181 0.1486 8.5136 0.1037 7.4694 0.0611 6.2593 0.0365 5.3527 0.0261 4.8696 0.0115 3.9539 0.0053 3.3158

21 0.2942 11.7641 0.1987 10.0168 0.1351 8.6487 0.0926 7.5620 0.0531 6.3125 0.0309 5.3837 0.0217 4.8913 0.0092 3.9631 0.0040 3.3198

22 0.2775 12.0416 0.1839 10.2007 0.1228 8.7715 0.0826 7.6446 0.0462 6.3587 0.0262 5.4099 0.0181 4.9094 0.0074 3.9705 0.0031 3.3230

23 0.2618 12.3034 0.1703 10.3711 0.1117 8.8832 0.0738 7.7184 0.0402 6.3988 0.0222 5.4321 0.0151 4.9245 0.0059 3.9764 0.0024 3.325424 0.2470 12.5504 0.1577 10.5288 0.1015 8.9847 0.0659 7.7843 0.0349 6.4338 0.0188 5.4509 0.0126 4.9371 0.0047 3.9811 0.0018 3.3272

25 0.2330 12.7834 0.1460 10.6748 0.0923 9.0770 0.0588 7.8431 0.0304 6.4641 0.0160 5.4669 0.0105 4.9476 0.0038 3.9849 0.0014 3.3286

26 0.2198 13.0032 0.1352 10.8100 0.0839 9.1609 0.0525 7.8957 0.0264 6.4906 0.0135 5.4804 0.0087 4.9563 0.0030 3.9879 0.0011 3.3297

27 0.2074 13.2105 0.1252 10.9352 0.0763 9.2372 0.0469 7.9426 0.0230 6.5135 0.0115 5.4919 0.0073 4.9636 0.0024 3.9903 0.0008 3.3305

28 0.1956 13.4062 0.1159 11.0511 0.0693 9.3066 0.0419 7.9844 0.0200 6.5335 0.0097 5.5016 0.0061 4.9697 0.0019 3.9923 0.0006 3.3312

29 0.1846 13.5907 0.1073 11.1584 0.0630 9.3696 0.0374 8.0218 0.0174 6.5509 0.0082 5.5098 0.0051 4.9747 0.0015 3.9938 0.0005 3.3317

30 0.1741 13.7648 0.0994 11.2578 0.0573 9.4269 0.0334 8.0552 0.0151 6.5660 0.0070 5.5168 0.0042 4.9789 0.0012 3.9950 0.0004 3.3321

31 0.1643 13.9291 0.0920 11.3498 0.0521 9.4790 0.0298 8.0850 0.0131 6.5791 0.0059 5.5227 0.0035 4.9824 0.0010 3.9960 0.0003 3.3324

32 0.1550 14.0840 0.0852 11.4350 0.0474 9.5264 0.0266 8.1116 0.0114 6.5905 0.0050 5.5277 0.0029 4.9854 0.0008 3.9968 0.0002 3.3326

33 0.1462 14.2302 0.0789 11.5139 0.0431 9.5694 0.0238 8.1354 0.0099 6.6005 0.0042 5.5320 0.0024 4.9878 0.0006 3.9975 0.0002 3.3328

34 0.1379 14.3681 0.0730 11.5869 0.0391 9.6086 0.0212 8.1566 0.0086 6.6091 0.0036 5.5356 0.0020 4.9898 0.0005 3.9980 0.0001 3.3329

35 0.1301 14.4982 0.0676 11.6546 0.0356 9.6442 0.0189 8.1755 0.0075 6.6166 0.0030 5.5386 0.0017 4.9915 0.0004 3.9984 0.0001 3.3330

36 0.1227 14.6210 0.0626 11.7172 0.0323 9.6765 0.0169 8.1924 0.0065 6.6231 0.0026 5.5412 0.0014 4.9929 0.0003 3.9987 0.0001 3.333137 0.1158 14.7368 0.0580 11.7752 0.0294 9.7059 0.0151 8.2075 0.0057 6.6288 0.0022 5.5434 0.0012 4.9941 0.0003 3.9990 0.0001 3.3331

38 0.1092 14.8460 0.0537 11.8289 0.0267 9.7327 0.0135 8.2210 0.0049 6.6338 0.0019 5.5452 0.0010 4.9951 0.0002 3.9992 0.0000 3.3332

39 0.1031 14.9491 0.0497 11.8786 0.0243 9.7570 0.0120 8.2330 0.0043 6.6380 0.0016 5.5468 0.0008 4.9959 0.0002 3.9993 0.0000 3.3332

40 0.0972 15.0463 0.0460 11.9246 0.0221 9.7791 0.0107 8.2438 0.0037 6.6418 0.0013 5.5482 0.0007 4.9966 0.0001 3.9995 0.0000 3.3332

41 0.0917 15.1380 0.0426 11.9672 0.0201 9.7991 0.0096 8.2534 0.0032 6.6450 0.0011 5.5493 0.0006 4.9972 0.0001 3.9996 0.0000 3.3333

42 0.0865 15.2245 0.0395 12.0067 0.0183 9.8174 0.0086 8.2619 0.0028 6.6478 0.0010 5.5502 0.0005 4.9976 0.0001 3.9997 0.0000 3.3333

43 0.0816 15.3062 0.0365 12.0432 0.0166 9.8340 0.0076 8.2696 0.0025 6.6503 0.0008 5.5510 0.0004 4.9980 0.0001 3.9997 0.0000 3.3333

44 0.0770 15.3832 0.0338 12.0771 0.0151 9.8491 0.0068 8.2764 0.0021 6.6524 0.0007 5.5517 0.0003 4.9984 0.0001 3.9998 0.0000 3.3333

45 0.0727 15.4558 0.0313 12.1084 0.0137 9.8628 0.0061 8.2825 0.0019 6.6543 0.0006 5.5523 0.0003 4.9986 0.0000 3.9998 0.0000 3.3333

46 0.0685 15.5244 0.0290 12.1374 0.0125 9.8753 0.0054 8.2880 0.0016 6.6559 0.0005 5.5528 0.0002 4.9989 0.0000 3.9999 0.0000 3.3333

47 0.0647 15.5890 0.0269 12.1643 0.0113 9.8866 0.0049 8.2928 0.0014 6.6573 0.0004 5.5532 0.0002 4.9991 0.0000 3.9999 0.0000 3.3333

Petroleum Economics and Risk Analysis

Documents

Transcript of Petroleum Economics and Risk Analysis