L Lapangan b merupakan lapangan minyak yang telah diproduksikan selama 15 tahun sejak tahun 2002 hingga tahun 2017 dengan skema psc cost recovery. setelah masa kontrak berakhir, dilakukan evaluasi terhadap potensi sisa cadangan yang masih tersedia untuk rencana pengembangan kembali. dalam pengembangan ulang ini, skema kontrak yang digunakan adalah skema psc gross split, yang telah diatur dalam peraturan menteri esdm no. 52 tahun 2017 dan diperbarui dalam permen esdm no. 12 tahun 2020. skema ini menghapus mekanisme pengembalian biaya dan menggantinya dengan sistem pembagian langsung terhadap pendapatan kotor, yang membuat seluruh risiko investasi berada di pihak kontraktor. oleh karena itu, analisis keekonomian menjadi hal yang penting dalam menentukan kelayakan proyek di bawah skema ini.rencana pengembangan dilakukan dengan tiga skenario, yaitu basecase, skenario i (basecase + workover) dan skenario ii (basecase + workover + infill). pada skenario i, dilakukan workover terhadap 25 dari 27 sumur eksisting yang masih layak untuk diproduksikan kembali. sementara itu, dua sumur lainnya tidak dilakukan workover karena tidak memenuhi kriteria teknis dan keekonomian. untuk mengkompensasi dua sumur yang tidak di-workover, maka dalam skenario ii dilakukan penambahan dua sumur infill yang bertujuan untuk mengakses cadangan minyak yang belum tertembus oleh sumur sebelumnya. penambahan infill ini diharapkan dapat meningkatkan produksi total lapangan dan memaksimalkan recovery factor.perhitungan dilakukan dengan mengestimasi produksi minyak, biaya investasi (capex), biaya operasional (opex), dan harga jual minyak yang disimulasikan menggunakan metode monte carlo. selain itu, digunakan asumsi diskon sebesar 10% dan marr sebesar 15% sebagai batas kelayakan investasi. evaluasi keekonomian dilakukan dengan menggunakan parameter net present value (npv), internal rate of return (irr), dan pay out time (pot). hasil perhitungan menunjukkan bahwa skenario i menghasilkan npv sebesar 22 juta usd, irr sebesar 27%, dan pot selama 5 tahun. sementara pada skenario ii, diperoleh npv sebesar 23 juta usd, irr sebesar 21%, dan pot juga selama 5 tahun.meskipun nilai npv skenario ii lebih tinggi, namun nilai irr-nya lebih rendah dibandingkan skenario i. hal ini menunjukkan bahwa skenario i lebih efisien secara investasi dengan tingkat pengembalian yang lebih cepat. selain itu, dilakukan pula analisa sensitivitas terhadap parameter harga minyak, produksi, biaya capex, dan opex untuk mengetahui pengaruh perubahan nilai terhadap hasil keekonomian. hasil analisa sensitivitas menunjukkan bahwa harga dan volume produksi merupakan faktor yang paling mempengaruhi nilai irr dan npv, sedangkan perubahan capex dan opex berpengaruh lebih kecil. penurunan harga atau produksi hingga 60% dapat menyebabkan irr turun di bawah marr dan npv menjadi negatif, sementara peningkatannya dapat meningkatkan npv hingga di atas 50 juta usd dan irr hingga 47%.berdasarkan hasil tersebut, dapat disimpulkan bahwa pengembangan lapangan b dengan skema psc gross split masih layak untuk dilakukan, dengan catatan dilakukan strategi pengembangan yang efisien dan optimal, khususnya dalam mengelola produksi dan pengendalian biaya.