5

Bab II Tinjauan Pustaka

II.1. Potensi Cadangan Minyak Blok Cepu

Secara geologi kawasan blok Cepu termasuk dalam cekungan jawa timur laut

yang termasuk salah satu mandala cekungan migas tertua di dunia dengan kolom

stratigrafi terlampir pada gambar II.1 dan gambar II.2 terlampir. Secara regional

kawasan blok Cepu terletak pada paparan East Cepu Carbonate Platform atau

dikenal dengan Dander dapat dilihat pada gambar II.3 terlampir, pada bagian

atasnya diketemukan Pilang – Banyuurip reef trends dan Jimbaran-Alastua reef

trends yang merupakan lapisan reservoir migas yang sangat potensial. Hal ini

dibuktikan dengan ditemukan cadangan migas pada lapangan Mudi (1994) yang

secara geologi merupakan bagian ujung timur dari paparan Pilang-Banyuurip reef

trends.

II.1.1. Penelitian Tahap I

Pada tahun 1998 PT. Humpuss Patragas pernah melakukan kegiatan seismik di

daerah Cendana dan Banyuurip, dari analisa penampang seismik pada gambar

II.4 terlampir menunjukan dua jenis reservoir yaitu: reservoir dangkal yang

dikenal prospek Tobo-Balun dan reservoir dalam yang dikenal dengan prospek

Banyuurip-Cendana. Dari hasil kegiatan seismik ini PT Humpus Patragas

melakukan pengeboran sumur eksplorasi untuk memastikan kondisi bawah

permukaan yaitu : sumur Banyu-urip 01 dengan kedalaman 1.347 meter dan

sumur Banyu-urip 03 pada kedalaman 826 meter pada gambar II.5 dan II.6

terlampir, berdasarkan hasil kegiatan pengeboran sumur eksplorasi ini

menunjukan bahwa lapisan reservoar merupakan lapisan batuan limestone/

carbonat dengan dimensi cadangan sebagaimana tabel II.1.

II.1.2. Penelitian Tahap II

Penelitian tahap kedua merupakan kelanjutan eksplorasi sebelumnya, pada tahun

2000 PT. Mobil Cepu Ltd melakukan eksplorasi dengan titik sumur yang sama

dengan cara meningkatkan kedalaman pemboran untuk mencapai lapisan formasi

5

6

Kujung (reservoar dalam), yaitu: sumur Banyu-urip 01 kedalamannya

ditingkatkan menjadi 1.850 meter dan untuk sumur Banyu-urip 03 ditingkatkan

kedalamannya menjadi 2.152 meter. Berdasarkan hasil analisa reservoarnya dapat

diperkirakan kemampuan produksi minyak sumur Banyu-urip 03 bisa mencapai

4.500 BOPD dan sumur Banyu-urip 01 diperkirakan kemampuan produksi

minyak bisa mencapai 9.000 BOPD. Selain kegiatan eksplorasi pada kedua

sumur tersebut, PT. Mobil Cepu Ltd juga melakukan eksplorasi pada sumur

banyuurip-01A dengan kedalaman 1937 meter dengan target formasi Kujung dan

klastik dengan perkiraaan kemampuan produksi minyak mencapai 750 BOPD

dapat dilihat pada tabel II.2 terlampir.

Tabel.II.1. Dimensi reservoir lapangan Cendana dan Banyuurip KETERANGAN CENDANA BANYUURIP

Jenis Perangkap Reef Build-up Reef Build-up

Jenis Reservaor Reef limestone Reef limestone

Luas Tutupan 2509 acres 6408-11360 acres

Kedalaman Top 6976 feet (subsea) 5400 feet (subsea)

Kedalaman Bottom 7575 feet (subsea) 6700 feet (subsea)

Keterbalan vertikal 600 feet 1300-1600 feet

Ketebalan bersih 150 feet 325-450 feet

Perkiraan cadangan yang dapat terambil 94.1 MMBO 440-1280 MMBO

II.2. Bentuk Pengelolaan Blok Cepu

Pemerintah pusat telah memberikan kewenangan pengelolaan wilayah kerja

pertambangan blok Cepu kepada kontraktor, sehingga dalam pelaksanaanya

diperlukan bentuk perjanjian kontrak kerja yang memuat kewajiban dan hak pada

kedua belah pihak, adapun bentuk kerjasama/ perjanjian pengelolaan untuk

wilayah kerja pertambangan blok cepu diantaranya adalah:

II.2.1. Production Sharing Contrac (PSC)

Production Sharing Contrac (PSC) Block Cepu antara pihak Pemerintah dengan

pihak Kontraktor (PT Pertamina EP Cepu, Mobil Cepu Ltd dan Ampolex Cepu

Pte Ltd) ditandatangani pada tanggal 17 September 2005 umur kontrak selama 30

7

tahun dengan diagram pada gambar II.7 terlampir, memuat ketentuan-ketentuan

diantaranya adalah sebagai berikut :

1. Kepemilikan SDA ditangan pemerintah sampai titik penyerahan.

2. Manajemen operasi pada Badan Pelaksana;

3. Kontraktor melaksanakan operasi menurut program kerja yang sudah

disetujui oleh BP Migas.

4. Kontraktor menyediakan seluruh dana dan teknologi yang dibutuhkan dalam

operasi di lapangan.

5. Kontraktor menanggung biaya dan resiko operasi dan akan menerima

kembali seluruh biaya operasi setelah produksi komersial.

6. Produksi yang telah dikurangi biaya produksi, dibagi antara pertamina dan

kontraktor dengan pembagian bersih, setelah dikurangi pajak 44%, dimana

untuk produksi minyak Pemerintah memiliki porsi 85% dan kontraktor 15%,

sedangkan untuk produksi gas Pemerintah mendapatkan porsi 70% dan

Kontraktor 30%.

7. Kontraktor wajib memenuhi sebagian kebutuhan minyak dan gas bumi

Dalam Negeri (DMO) yang dibeli negara (maksimum 25% dari bagian

kontraktor) dengan harga 10% dari harga eksport.

8. Penyisihan minyak pertama (First Trance Petroleum, FTP), 20 % dari

produksi disisihkan sebelum dikurangi biaya operasi kemudian

mendapatkan insentif:

a. Harga ekspor penuh untuk DMO setelah 1 tahun pertama produksi.

b. Insentif pengembangan (investment Credit) sebesar 15.78% dari modal

yang dikeluarkan untuk Capital Invesment.

Berikut adalah istilah dan rumusan yang dipakai dalam perhitungan PSC :

1. Gross Revenue atau pendapatan kotor adalah pendapatan yang diterima dari

penjualan minyak dan gas bumi.

2. First Tranche Petroleum (FTP) adalah bagian yang harus disisihkan dari

produksi sebelum dikurangi cost recovery yang selanjutnya akan

ditambahkan pada bagian yang akan dibagikan antara pemerintah dan

8

kontraktor. FTP dibuat untuk menjamin pemerintah mendapatkan bagian

sejak awal produksi.

3. Recoverable Cost (RC), adalah total capital expenditure (CAPEX) dan

operating expenditure (OPEX) yang dikeluarkan oleh kontraktor yang dapat

dikembalikan dari hasil lifting migas setelah dikurangi FTP.

4. Investment Credit (IC) adalah insentif yang diberikan pemerintah kepada

kontraktor untuk merangsang kontraktor untuk pengembangan lapangan

baru atau pengembangan EOR. Besarnya insentif ini tergantung dari

negoisasi yang dilakukan antara pemerintah dan kontraktor. Umumnya besar

investment credit yang diberikan sebesar 15.780% dari biaya total investasi

capital.

5. Interest Recovery (IR) adalah insentif yang berupa besarnya bunga bank atas

modal dipinjam yang masuk ke dalam unsur biaya, dengan berasumsi bahwa

modal investasi kontraktor merupakan pinjaman berasal dari Bank.

6. Equity to be Split (ES) adalah porsi gross revenue dibagi antara Pemerintah

dengan Kontraktor setelah dikurangi dengan recoverable cost plus FTP.

7. Domestic Market Oblgation (DMO) adalah fraksi bagian kontraktor yang

diperuntukan untuk memenuhi kebutuhan minyak mentah dalam negeri.

Jumlah DMO ditetapkan maksimal 25% dari bagian kontraktor. Selama 60

bulan pertama masa produksi harga DMO ditetapkan sama dengan harga

internasional dan sesudahnya dihargai 10 % dari itu dan jumlahnya tidak

boleh melebihi contractor share.

8. Taxable Income merupakan pendapatan kontraktor yang dikenakan pajak

oleh pemerintah. Taxable income ini dihitung dari penjumlahan antara

investment Credit dan contractor share dikurangi perbedaan harga Domestic

market Obligation (DMO)

9. Total Contractor Share adalah keseluruhan pendapatan kontraktor meliputi

Net Contractor Share (NCS) ditambah Recoverable Cost (RC) dikurangi

Invesment Credit (IC).

9

II.2.2. Joint Operating Agreement (JoA)

Joint Operating Agreement (JoA) adalah bentuk kesepakatan operasional dari

ketiga kontraktor: PT. Pertamina EP Cepu, Mobil Cepu Ltd dan Ampolex Cepu

Pte Ltd, memuat ketentuan-ketentuan diantaranya adalah sebagai berikut:

1. Membentuk Cepu Operating Committee (CAO) yang anggotanya mempunyai

Participating Interest (PI) : PT. Pertamina EP Cepu sebesar 50%, Mobil Cepu

Ltd. (MCL) sebesar 25.5% dan Ampolex (Cepu) Pte. Ltd sebesar 24.5%.

2. Besaran Participating Interest (PI) sebesar 10% yang ditawarkan kepada

BUMD berasal dari pengurangan 5 % bagian PT Pertamina EP Cepu dan 5 %

berasal dari bagian Mobil Cepu Ltd dan Ampolex Cepu Pte. Ltd .

3. Apabila pihak BUMD tidak berminat untuk mengambil Participating Interest

(PI) maka dapat diambil alih oleh ketiga kontraktor dengan porsi sebanding.

4. Mobil Cepu Ltd. (“MCL”) bertindak sebagai operator dengan melibatkan

personil dari PT Pertamina EP Cepu, dapat dilihat pada gambar II.8.

5. Mobil Cepu Ltd. sebagai operator mempunyai semua hak dan tugas sesuai

dengan kontrak PSC dan hak eksklusif sesuai dengan kontrak PSC, JOA dan

arahan Cepu Operating Committee. Hak eksklusif tersebut meliputi mewakili

COA dalam pertemuan dengan pemerintah, menunjukkan anggota parties,

memberikan informasi dan mendiskusikan isu-isu spesifik hasil pertemuan,

melibatkan personil yang layak, memperoleh semua surat izin/ persetujuan

yang diperlukan untuk operasi dan sebagainya.

Gambar II.8. Bentuk Cepu Organization Agreement ("COA")

10

II.2.3. Badan Kerjasama BUMD (BKS)

Dasar pembentukan Badan Kerjasama BUMD (BKS) ini adalah untuk

menghindari timbulnya konflik ego kedaerahan dan mempermudah proses

birokrasi penawaran program Participating Interest (PI). Badan Kerjasama

(BKS) BUMD blok Cepu dibentuk oleh empat BUMD di wilayah kerja

pertambangan blok Cepu yang memiliki hak mengikuti program Participating

Interest (PI) blok Cepu, yang terdiri dari :

1. PT. Sarana Patra Hulu Cepu (BUMD Prop. Jateng)

2. PT. Petrogas Jatim Utama (BUMD Prop. Jatim)

3. PT. Asri Dharma Sejahtera (BUMD Kab. Bojonegoro)

4. PT. Blora Patragas Hulu (BUMD. Kab. Blora)

Adapun dalam kesepakatan BKS ini memuat hak dan kewajiban masing-masing

BUMD, diantara kesepakatan tersebut memuat ketentuan:

1. Hak dan kewajiban pendanaan masing-masing BUMD dalam program

Participating Interest (PI) 10 % (sepuluh persen) ditetapkan sebagai berikut:

a. PT. Sarana Patra Hulu Cepu (BUMD Jateng) 1.0910 %

b. PT. Petrogas Jatim Utama (BUMD Jatim) 2.2413 %

c. PT. Blora Patragas Hulu (BUMD Blora) 2.1850 %

d. PT. Asri Dharma Sejahtera (BUMD Bojonegoro) 4.4827 %

2. Alokasi bagi hasil dari hak pengambilan (lifting entitlement) yang tercantum

dalam KKS dan JOA akan diperhitungkan berdasarkan prosentase PI

masing-masing BUMD dan akan ditegaskan didalam SPA dan DoA.

3. Semua biaya operasional BKS akan dibagi secara merata di antara Para

Pihak dan didanai secara tunai.

4. Penentuan jajaran management BKS dilakukan oleh Dewan Pengawas yang

beranggotakan empat BUMD.

5. Pengawasan terhadap kinerja Manajemen BKS dilaksanakan oleh Dewan

Pengawas.

6. Bentuk Organisasi Badan Kerjasama BUMD (BKS) Block Cepu adalah

sebagai berikut pada gambar II.9 dibawah ini.

11

Gambar II.9. Bentuk struktur organisasi BKS Blok Cepu

II.2.4. Plan Of Development (POD)Tahap I

Plan of Development (POD) Tahap I lapangan Banyu-urip adalah merupakan

pengembangan lapangan blok Cepu pertama dari lima tahapan yang akan

direncanakan dikembangkan di blok Cepu. POD tahap I telah disetujui oleh

Menteri Energi dan Sumberdaya Mineral pada tanggal 15 Juni 2007 dengan

nomor surat: 2289/23/MEM.M/2006, yang didalamnya memuat ketentuan umum

memuat hak dan kewajiban dari kedua belah pihak, diantaranya:

1. Pokok - pokok Hak dan kewajiban BP Migas diantaranya :

a. Melakukan pengawasan terutama terhadap kaidah keteknikan yang baik,

pengembangan masyarakat setempat, penggunaan tenaga kerja,

penggunaan barang dan jasa produksi dalam negeri dan efesiensi biaya

pengembangan dan biaya operasi sesuai peraturan perundang-undangan.

b. Melakukan pengawasan amdal terhadap persiapan dan pelaksanaan

pengembangan lapangan Banyu Urip, dengan membentuk Tim Terpadu

(Internal dan External BPMIGAS) dan menunjuk petugas khusus untuk

melakukan monitoring di lapangan.

c. Memantau pekerjaan proyek dan apabila tidak ada kemajuan proyek

sesuai jadwal, maka persetujuan ini akan ditinjau kembali.

2. Sedangkan hak dan kewajiban yang harus dipenuhi oleh pihak kontraktor

meliputi :

12

a. Menyampaikan usulan perubahan POD, apabila terjadi perubahan

skenario pengembangan, perubahan cadangan dan produksi yang cukup

signifikan dan perubahan biaya investasi.

b. Menyampaikan laporan kemajuan proyek dan realisasi POD secara

periodik 1 tahun sekali setiap bulan Januari kepada Dirjendl Minyak dan

Gas Bumi.

c. Memonitoring proses persetujuan Work Projek and Budget (WP&B),

Authorization for Expenditure (AFE) dan persyaratan lainya, sebagai

sarana pre-audit terhadap rencana dan anggaran

d. Memonitoring manajemen proyek pengembangan lapangan sebagai

salah satu bentuk pelaksanaan current audit terhadap proyek-proyek

terkait

e. Memonitoring pelaksanaan sosialisasi dan koordinasi ke daerah, dan

bersama pemerintah daerah mendukung/ membantu terlaksananya

proyek ini meliputi proses pembebasan tanah, perijinan dan pembuatan

kebijakan daerah.

II.3. Kemampuan Keuangan Daerah/ BUMD

Kemampuan keuangan daerah dapat dilihat dalam Anggaran dan Belanja Daerah

(APBD) Kabupaten Blora dua tahun terakhir (2006 s/d 2007), Adapun komposisi

keuangan daerah ini tersusun dari 3 (tiga) komponen meliputi: pendapatan daerah,

belanja daerah dan pembiayaan. Besar pendapatan Kabupaten Blora pada tahun

2006 sebesar Rp. 508.047.748.507,- dengan perincian pendapatan dan belanja

empata tahun terakhir dapat dilihat pada tabel II.3.

Kemampuan keuangan daerah dan kebijkan program pembangunan akan

berpengaruh terhadap alokasi modal usaha BUMD (PT. Blora Patragas Hulu),

pada tahun 2006 alokasi penyertaaam modal awal BUMD yang diberikan

Pemerintah kabupaten Blora sebesar Rp. 500.000.000,- dan fasilitas perkantoran,

sehingga untuk effisiensi kinerjanya BUMD Blora masih melibatkan sumberdaya

manusia yang diambil dari pegawai negeri sipil.

13

REALISASI RAPBD URAIAN 2005 2006 2007 2008

PENDAPATAN Pendapatan asli daerah 32,487,582,403 30,000,000,001 30,732,453,000 32,419,000,000 Dana perimbangan 321,845,275,624 453,662,373,000 551,321,307,000 551,110,392,000 Lain-lain pendapatan yang sah 20,842,201,287 24,385,375,506 29,095,207,000 29,095,207,000

Sub total 375,175,059,314 508,047,748,507 611,148,967,000 612,624,599,000

BELANJA Belanja rutin, admi dan umum 219,367,024,438. 297,058,453,368 396,927,137,000 belum ditetapkan Pembg/ Op & Pemeliharaan 28,465,562,760 38,546,978,833. 240,154,642,000 Modal 45,474,884,541 61,580,353,307 Bagi hasil & Bantuan Keuangan 58,681,534,424 79,464,294,608 Belanja Tidak tersangka 23,186,053,151 31,397,668,389

Sub total 375,175,059,314 508,047,748,505 637,081,779,000 -

Lebih Angg Th sebelumnya 37,267,496,000

Sisa Angg belanja tahun 2008 11,334,684,000

Tabel. II.3. Pendapatan dan Belanja Kabupaten Blora

II.4. Indikator Ekonomi

Indikator ekonomi yang dipakai untuk menilai kelayakan (feasibility) program

Participating Interest (PI) meliputi : NPV, IRR, POT dan PIR. Besaran atau

presentasi dari indicator ekonomi secara kuantitatif akan dipergunakan sebagai

alat evaluasi dalam pengambilan keputusan investasi.

II.4.1. Net Present Value (NPV).

Net Present Value (NPV), merupakan nilai uang pada waktu sekarang dari suatu

seri aliran kas yang masuk dan keluar( Net cash Flow, NCF), dapat juga

didefinisikan pejumlahan dari suatu seri Present Value (PV) atau nilai uang pada

saat sekarang yang dihitung berdasarkan suatu harga bunga (interest rate)

tertentu. Net Present Value (NPV) didefinisikan dalam persamaan:

∑= +

−−=

n

tti

TCPQNPV0 )1(

Dimana: NPV = Net Present Value, P = price ($/bbl), Q = production (bbl), C = cost ($), T = Tax, fraksi, I = discount rate, t = number of year production dan n = Project periode (years)

II.4.2. Internal Rate of Return (IRR)

Internal Rate of Return (IRR) adalah tingkat suku bunga (discount rate) yang

akan memberikan nlai NPV sama dengan nol. IRR ini untuk menunjukan

14

keuntungan yang akan diraih selain itu juga dapat dipergunakan untuk

memperhitungkan konsep nilai waktu investasi yang ditanamkan. Menghitung

nilai IRR dapat dilakukan dengan cara coba-coba (trial and error) atau dengan

metode interpolasi dan ekstrapolasi dari NPV pada beberapa tingkat bunga (i),

IRR secara sederhana dinyatakan dengan rumus sebaga berikut :

∑= +

−−=

n

ttIRRTCPQNPV

0 )1(

Dimana: NPV = Net Present Value, P = price ($/bbl), Q = production (bbl), C = cost ($), T = Tax, fraksi, I = discount rate, t = number of year production, n = Project periode (years)

II.4.3. Pay Out Time (POT)

Pay Out Time (POT) adalah waktu yang diperlukan untuk mengembalikan total

nilai investasi. Keuntungan dari indikator ini adalah penggunaannya yang

sederhanan, namun POT khususnya simple payback Method, memiliki kelemahan

karena mengabaikan konsep nilai waktu dari uang. Sedangkan Discounted

payback Methode yang memperhitungkan nilai waktu uang. Selain itu POT tidak

mampu untuk memperhhitungkan besar keuntungan dari investasi tabg diakukan

sehingga indikator ini tidak layak digunakan untuk menilai peluang investasi

terbaik dari beberapa alternatif yang tersedia. Terlepas dari kelemahannya POT

tetap lazim digunakan sebagai salah satu pendekatan.

Umumnya investor memiliki batasan waktu pengembalian investasinya, suatu

rencana investasi akan disetujui jika POT proyek tersebut kecil dari batasan waktu

yang dimiliki, dan sebaliknya jika batasan waktu yang disyaratkan lebih kecil dari

POT maka investasi tersebut dinilai tidak layak untuk dijalankan. Batasan waktu

yang disyaratkan oleh investor berbeda-beda satu sama lainnya dan sangat

dipengaruhi oleh resiko seperti keadaan sosial politik tidak stabil maka investor

akan menginginkan penembalian investasinya secepat nya.

15

II.4.4. Profit to Invesment Ratio

Profit to Invesment Ratio (PIR) didefinisikan sebagai perbandingan total

pendapatan (undiscounted) terhadap investasi. PIR tidak memiliki dimensi dan

merupakan ukuran yang menunjukan besarnya keuntungan yang diperoleh atas

tiap satuan mata uang yang diinvestasikan. Semakin besar PIR berarti keuntungan

yang diperoleh akan semakin besar.

Perhitungan PIR dapat dilakukan sebelum dan sesudah pajak, metode ini memiliki

kelemahan yaitu tidak memperhitungkan nilai uang dari investasi yang

ditanamkan. Keputusan investasi melelaui metode ini dilakukan dengan

memaksimalkan nilai dari PIR. Semakin besar nilai PIR maka investasi tersebut

semakin baik.

Date Spud-in Date Compl OPERATOR WELL-NAME TD (M) RESULT NOTES NOTES-2 NOTES-3 NOTES-4 NOTE5

1998.07.13 1998.08.21 Humpuss Patragas Banyu-urip-01 1347 SP tight Target Kujung

Fm Mobil

Participation

2000.01.08 2000.02.01 Humpuss

Patragas Banyu-urip-03 826 SP Unknown

91 m gas column, 305 m oil column 2000.11.04 2001.02.05 Mobil Cepu Ltd Banyu-urip-03 2152 SP Oil

well Fm. Kujung re-entry 4500 BOPD From reef and

clastics

Discovery well

2001.02.07 2001.04.03 Mobil Cepu Ltd Banyu-urip-01 1850 CP

Oil/Gas well

Fm. Kujung re-entry 9000 BOPD

2001.04.07 2001.08.28 Mobil Cepu Ltd Banyu-urip A-01 1937 SP Oil

well Fm. Kujung &

clastics

Proposed TD 2242 m (TVD:

2010)

DST#1: 3906 BOPD DST#2:

750 BOPD + gas

2001.06.03 2001.08.28 Mobil Cepu Ltd Banyu-urip A-02 2503

PA Oil well

Fm. Ngrayong clastics

Proposed TD: 2529 m (1565

m TVD) Tested

Tabel II.2. Scout Check Report survey pada Formasi Kujung (Lapangan Banyuurip)

16

Gambar II.1. Geologi blok Cepu dan lokasi Ladang Minyak Tua

17

Gambar II.3. Cepu Blok Carbonate Platforms and Reefs

18