Date post: | 12-Oct-2015 |
Category: |
Documents |
Upload: | last-winter |
View: | 99 times |
Download: | 2 times |
of 65
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
1/65
Oleh: Widjajono Partowidagdo
BAB IDINAMIKA SEKTOR MIGAS
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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.
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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.
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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.
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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.
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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).
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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.
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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.
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
11/65
BAB IICADANGAN DAN PRODUKSI
MIGAS
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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.
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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%
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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)
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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.
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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.
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
20/65
BAB IIIEVALUASI KEEKONOMIAN
MIGAS
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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.
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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.
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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:
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
30/65
10,16
10% 15%
-4,02
IRR = 10 % + (15% - 10%) = 13,58%
02,416,10
16,10
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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.
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
32/65
Bila CR>R Rec = R UR+1= CR-Rec, ES = 0CR
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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%
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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.
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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.
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
41/65
Gambar 3.3 Kontrak Bagi Hasil dengan FTP
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
45/65
Oleh : Prof. Dr. Widjajono Partowidagdo
BAB IVAnalisis Resiko
I STATISTIK UNTUK PROYEK MIGAS
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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.
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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 :
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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)
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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:
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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)
5/21/2018 Petroleum Economics and Risk Analysis
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