Apakah NOC harus 100% milik negara?

Istilah NOC (National Oil Company) umum dipakai yang di definisikan sebagai perusahaan migas milik negara (atau paling tidak pemerintah punya mayoritas saham pada perusahaan tersebut), ini untuk membedakan dengan IOC (International Oil Companies), yang umumnya sahamnya milik publik. Namun kadang ada yang bingung juga, kalau ada perusahaan yang namanya berbau nasional (padahal tidak ada saham pemerintah disana), dikirain NOC juga, tentu ini tidak benar. Definisi SOC (State Oil Company) sebenarnya lebih tepat, tetapi karena istilah NOC dan IOC ini sudah terlanjur umum digunakan, dan supaya nggak bingung kebanyakan definisi, ya kita pakai istilah yang sudah terlanjur sering dipakai saja, yaitu: NOC.

Gambar dibawah ini menunjukkan peringkat perusahaan migas di mancanegara berdasarkan besarnya cadangan minyak, tidak terlalu mengherankan kalau 8 dari 10 NOC dengan cadangan minyak terbesar berasal dari Negara Negara OPEC. Kecuali Petrobras (Brazil) dan beberapa NOC dari Russia, hampir semua NOC dari negara produsen, sahamnya 100% dimiliki oleh Negara. Ada beberapa NOC dengan cadangan diluar 20 besar, seperti India (ONGC), Oman (PDO), Eni (Italy), CNOOC (China), StatoilHydro (Norway), Ecopetrol (Colombia) sahamnya tidak 100% dimiliki pemerintah.

Peringkat cadangan pada gambar tersebut jelas menunjukkan bahwa NOC dari Negara OPEC mendominasi, namun demikian apabila dilihat dari net income, kita tidak tahu persis berapa yang diperoleh oleh NOC tersebut, karena sebagian besar revenue akan masuk ke kas pemerintah. Berdasarkan laporan PIW, peringkat berdasarkan net income di dominasi oleh IOC besar, yaitu: ExxonMobil, Shell, Gazprom, BP, Petronas, Chevron dan Total. Sedangkan untuk NOC besar, umumnya mereka memperoleh persentase dari keuntungan (biasanya nggak lebih dari 10%), bisa juga memperoleh revenue (lebih tepat disebut fee) dari penjulan minyak, atau bisa juga dari penjualan produk hasil minyak

Dukungan Finansial

Pada umumnya negara produsen migas memberikan hak istimewa (privilege) kepada NOC nya, kebijakan yang memberikan privilege terhadap NOC oleh pemerintah harus diikuti dengan dukungan finansial. Apabila NOC memutuskan untuk mengambil hak partisipasi atau mengambil alih operatorship IOC ketika kontraknya berakhir, tentu saja memerlukan dana yang tidak sedikit. Menurut PFC energy, konsultan energi kondang, dalam salah satu presentasinya tentang perbandingan investasi biaya kapital (Capex Investment) NOC untuk sektor hulu; sebagai perbandingan untuk tahun 2009, pengeluaran biaya kapital (Capex) Pertamina untuk sektor hulu, jauh tertinggal dari NOC lain, seperti Petrochina, Petrobras dan Petronas, bahkan apabila dibandingkan dengan PTTEP (Thailand) pun, pengeluaran Capex Pertamina masih tertinggal.

Di mancanegara, NOC selalu dihadapkan pada pilihan: melakukan privatisasi atau meningkatan share pemerintah. Sebagian pemerintah memilih jalur “go public” dalam rangka transparansi dan meningkatkan citra (image) NOC, beberapa contoh NOC yang mana saham pemerintahnya dibawah 100%, antara lain: Ecopetrol, Colombia (89.9%), Petro China (86%), Sinopec (76%), Rosneft, Russia (75%), CNOOC, China (64%), KMG EP, Kazakhstan (63%), PTT, Thailand (52%), Petrobras, Brazil (55.6%), Gazprom (50.002%)., PDO, Oman (60%), ONGC, India (74%). Untuk semua kasus, pemerintah tetap memegang kendali perusahaan.

Pemerintah mempunyai berbagai alasan sehubungan dengan upaya untuk meningkatkan atau sebaliknya, menurunkan share-nya pada NOC tersebut. Sebagai contoh:

Pemerintah Russia, setelah melalui periode konsolidasi, saat ini mempertimbangkan untuk menjual share nya di Rosneft (namun tetap mempertahankan minimal 51%). Hal ini dilakukan sebagai upaya meningkatkan citra dimata investor barat dan sebagai kontribusi terhadap kebutuhan keuangan pemerintah. Pemerintah Kolombia, karena didesak oleh masalah anggaran negara, menjual 10% share-nya di NOC (Ecopetrol). Sebaliknya, pemerintah Brazil, sebagai bagian dari reformasi UU energi, saat ini mempertimbangkan untuk meningkatkan share permerintah di Petrobras, sekaligus untuk meningkatkan kendali terhadap potensi temuan cadangan minyak yang sangat besar disana.

Menurut peringkat PIW tersebut, saat ini peringkat cadangan Pertamina berada pada ranking 44. Apabila Pertamina ingin naik kelas menjadi pemain kelas dunia maka Pertamina perlu meningkatkan cadangan minyaknya. Hal ini dapat dilakukan dengan cara memperoleh akses ke cadangan (access to reserves) baik di dalam negeri maupun luar negeri. Usaha ini tentu memerlukan dana yang tidak sedikit. Petronas (yang 100% milik Negara) dalam rangka mendanai ekspansi, disamping mereka mempunyai neraca yang kuat (strong balance sheet) dengan cadangan kas yang memadai, Petronas juga melakukan penggalangan dana melalui penerbitkan obligasi. Sementara Petrobras (Brazil) yang juga sangat ekspansif (sebagaimana diketahui, saham pemerintah di Petrobras hanya mencapai 56%) mempunyai banyak sumber dana untuk mendukung aktivitas ekspansi mereka di sektor hulu.

Apakah Pertamina perlu go public dengan melepas sebagian share pemerintah? Tentu saja hal ini pasti akan menimbulkan pro dan kontra. Pilihan go public atau tidak sebagaimana laiknya suatu pilihan tentu mempunyai keuntungan dan kerugian. Seperti dibahas sebelumnya, tujuan go public beberapa NOC disamping perlunya dana segar untuk ekspansi, juga bertujuan untuk perbaikan citra dan transparansi. Go public dengan melepas sebagian share memang bukan satu satunya cara untuk memperoleh dana, pilihan dan pengalaman beberapa NOC mancanegara yang melepas sebagian share pemerintah perlu dikaji lebih jauh, apakah memungkinkan bagi Pertamina kelak untuk melakukan hal seperti itu. Petrobras yang sahamnya hanya 56% milik negara mungkin bisa dijadikan pembelajaran, paling tidak saat ini Petrobras termasuk “champion” untuk teknologi laut dalam (deepwater).

Walaupun IOC dan NOC mempunyai bisnis yang sama, namun keduanya mempunyai ‘concern’ yang berbeda. Salah satu concern utama IOC adalah tingkat keuntungan (profitability), sementara hal ini bukan menjadi concern utama bagi NOC. Kita tidak perlu heran ketika melihat bahwa walaupun produksi dan cadangan NOC besar, namun tidak demikian dengan tingkat keuntungannya. Dikaitkan dengan Pertamina, saya kira sebagai NOC tentu akan menghadapi concern serupa. Apabila Pertamina ingin menjadi perusahaan kelas dunia, tantangan utamanya adalah bagaimana mengintegrasikan masing masing concerns ini menjadi suatu peluang. Karena concern yang paling utama sebagaimana ditunjukkan oleh gambar diatas adalah ”government strategy”, tentu ini harus di clear kan terlebih dahulu. Keinginan Pertamina sebagai NOC tidak mungkin bertentangan dengan keinginan pemerintah, timbul pertanyaan apakah pemerintah punya strategi terhadap NOC miliknya?

Pertamina beli BP ONWJ

Ada kebanggaan ketika membaca di media bahwa Pertamina berhasil memenangkan tender kepemilikan (46%) BP di Offshore North West Java (ONWJ), walaupun kemudian timbul pertanyaan, kenapa suatu NOC harus berjuang keras di negara sendiri untuk mengais-ngais sisa ladang migas yang akan ditinggalkan IOC (BP). Menyimak proses pelepasan interest BP di blok ONWJ , terlihat sama sekali tidak ada “intervensi” dari pemerintah. Di mancanegara, intervensi pemerintah untuk mendahulukan kepentingan nasional merupakan praktek yang lazim, kita bisa menyaksikan bagaimana pemerintah AS campur tangan ketika Chevron (AS) dan CNOOC (China) berebut asset Unocal (AS) yang akan di jual. Dan kita tahu akhirnya perusahaaan China tersebut harus gigit jari..

Menurut info kolega yang bekerja di sektor migas, kontrak perpanjangan BP ONWJ adalah 18.01.1996 selama 20 tahun, dengan demikian akan berakhir 17.01.2016. Terlepas dari jumlah yang dibayar merupakan hasil tender, namun dengan harga transaksi sekitar 280 MM$ tersebut merupakan biaya yang sangat mahal yang harus dikeluarkan Pertamina.

Dalam kasus ini kenapa Pemerintah tidak melakukan sedikit “intervensi“, mengingat kontrak blok ONWJ akan berakhir 6-7 tahun lagi, pemerintah bisa saja mengirimkan sinyal ke pasar bahwa kontrak ini kelak tidak akan diperpanjang. Dengan adanya sinyal ini, saya kira investor lain akan kurang berminat, konsekuensinya posisi tawar menawar BP akan turun, akibatnya Pertamina tidak perlu merasa harus mengalahkan pesaing (investor lain) dengan membayar harga yang terlalu mahal. Dalam kondisi paling buruk pun, seandainya BP memilih untuk bertahan sampai akhir kontrak, Pertamina dapat mengalokasikan dana tersebut untuk proyek lainnya sambil bersiap mengambil alih kontrak blok ONWJ yang tidak akan lama lagi berakhir..

Review Kontrak Migas (when and how?)

Wah sudah lama juga nggak posting tulisan nih, tulisan berikut adalah ringkasan dari apa yang saya tulis di salah satu milis, yang subjeknya mengenai keinginan merubah kontrak migas.

Setelah saya baca komentar dari berbagai pihak, yang saya tangkap bahwa pada dasarnya semuanya mempunyai tujuan yang sama (lebih tepatnya mungkin bisa disebut tujuan yang mulia he he). Intinya bahwa dalam kontrak migas, negara harus yang paling diuntungkan. Dilain pihak kita juga (harusnya paham) namanya bisnis migas resikonya beda, fiscal terms harus merefleksikan hal tersebut.

Untuk kasus di Indonesia, dari segi “timing”, model kontrak migas bisa kita kelompokkan sebagai berikut:

1. Model kontrak yang sedang berjalan/existing
2. Model kontrak untuk perpanjangan
3. Model kontrak untuk marginal, deepwater, EOR, dll.
4. Model kontrak untuk WKP baru
5. Model kontrak untuk CBM
6. etc

Kita lihat satu satu ya.

Point 1; untuk yang ini sebenarnya kita tidak banyak pilihan, (menurut saya) lebih baik nunggu kontrak berakhir, atau menawarkan kontrak model baru dengan catatan kontraktor setuju berubah Terms & Conditions (T&C). Dalam posisi ini, saya lihat kemungkinan akan lebih banyak mudharatnya daripada manfaatnya bagi negara, karena sebagai kontraktor yang mengoperasikan blok tersebut, jelas mereka lebih tahu sikon-nya. Logikanya: kalau kontraktor (operator) setuju berubah T&C , pasti mereka sudah bisa membaca bahwa hal itu akan lebih baik bagi mereka.

Point 2: untuk yang ini saya kira apa yang telah dan sedang dilakukan oleh teman di sektor migas dan kementerian ESDM (kalau benar info yang saya dengar) yang mana akan dikeluarkan peraturan untuk memprioritaskan Pertamina pada saat kontrak berakhir merupakan suatu terobosan. (Untuk sementara pembicaraan mengenai kemampuan finansial Pertamina kita kesampingkan dulu, anggap saja Pertamina punya cara untuk dapet duit, apakah go public, ngutang (ngeluarin bond), dibantu negara, etc. Ini kaya'nya perlu diskusi terpisah..).

Point 3: untuk yang ini sebenarnya di model PSC RI sudah di akomodir, yang mana split untuk proyek proyek tsb (karena relatif resiko tinggi) lebih baik bagi kontraktor. Namun demikian, melihat perkembangan fiscal terms yang pesat di mancanegara, tentu kita tidak boleh menutup kemungkinan untuk dilakukan perubahan/modifikasi (misal dengan split based on profitability, sliding scale split, oil price split, etc).

Point 4 dan Point 5 Mirip, (menurut saya) hanya disini peluang untuk memperkenalkan model kontrak baru (termasuk sistem yang nggak cost recovery-nya) .

Ide teman teman yang beragam silahkan di godok disini, kita bebas mengusulkan apa saja, karena toh pada akhirnya yang akan menentukan adalah hukum permintaan dan penawaran. Kalau kemahalan (T&C) terlalu ketat, nggak ada yang minat dan sebaliknya.

Disini kita harus hati hati, jangan salah membandingkan dengan negara lain, misalnya ada yang bilang: lihat Kazakhtan, di T&C model kontrak migas mereka, pembayaran royalti ke pemerintah gede sekali. Dalam hal ini harus dilihat dulu detailnya bagaimana (biar apple to apple); jangan jangan wilayah kerja yang mereka tawarkan sudah tinggal dikembangkan (developed), jadi sebelumnya sudah ada discovery, otomatis resikonya kecil. Di Libya misalnya, mereka punya model eksploration contract, setelah ada discovery, nggak otomatis si investor yang berhak men-develop block/field tsb, harus berunding dulu T&C dengan pemerintah, kalau cocok go ahead, kalau nggak cocok, si investor silahkan mundur dengan dikasih uang remunerasi dan fee alakadarnya. Kenapa mereka bisa begitu? kalau kita ibaratkan cewek, ya mereka relatif cakep, wajar jual mahal; kalau tampang kita pas pasan, ya tentu bargaining power agak kurang he he....

Petrominer (Oct 2009)

There is a "technical mistake", uncomplete figure, you can see the correct one in the previous posting, here.

Artikel di Petrominer

Harga Keekonomian Pengembangan Lap. Minyak

Hubungan antara supply cost dan keekonomian lapangan minyak menjadi kompleks karena adanya fiscal regime yang mana masing masing negara sangat berbeda terms dan kondisinya. Saya mencoba membuat hitung-hitungan untuk memperkirakan berapa “biaya minimal” (supply cost) supaya suatu lapangan minyak baru dapat dikembangkan untuk kondisi saat ini.

Saya memfokuskan untuk proyek laut dalam (Deepwater) di manca negara dan juga lapangan di Russia serta Heavy oil di Canada. Russia menarik dipilih karena fiscal termnya sangat ketat, sedangkan Heavy oil Canada dipilih karena biaya operasinya yang besar. Kajian singkat ini diharapkan dapat membantu untuk menerangkan mengapa beberapa lapangan minyak menjadi tidak ekonomis dikembangkan dengan kondisi harga minyak yang rendah.

Untuk studi kasus, empat lapangan di area lokasi laut dalam (Deepwater) dipilih yaitu: di US Gulf of Mexico (GoM), Africa, Malaysia and Brazil. Dua lapangan berlokasi di North Sea dan Russia.

Definisi:
Supply cost pada dasarnya adalah berapa harga minyak (dalam $/per barrel) yang diperlukan untuk merecover biaya biaya yang telah dikeluarkan seperti: biaya capital, biaya operasi; termasuk juga pembayaran royalty, profit oil dan pajak. Pada saat yang sama, investor memperoleh suatu return tertentu.

Beberapa penulis mungkin menggunakan istilah yang berbeda, seperti “break-even price”, atau lebih spesifik misalnya: breakeven price for “X%” post-tax IRR.

Metodologi:
Berdasarkan fiscal terms dari proyek di negara negara yang diplih tersebut, kemudian dibuat model keekonomian proyek untuk perhitungan supply cost.

Beberapa asumsi antara lain:

• Proyeknya: stand alone
• Perhitungan dilakukan dalam dua tahapan. Pertama, berdasarkan asumsi profil produksi dan perkiraan kapan tercapainya produksi puncak, besarnya cadangan yang dapat diambil, dan asumsi umur proyek (dalam kasus ini 25 tahun).
• Berdasarkan asumsi harga minyak, selanjutnya dihitung IRR proyek.
• Pada tahap kedua, berdasarkan target IRR (dalam studi kasus ini digunakan 10% dan 15%), maka dihitung berapa harga minyak untuk memperoleh IRR tersebut dengan menggunakan fungsi “Goal Seek” yang tersedia di Excel.
• Selanjutnya harga minyak ini merupakan supply cost dari lapangan tersebut.

Singkat cerita, setelah dibuat perhitungan sesuai metodologi diatas, diperoleh hasil seperti ditampilkan dalam chart berikut:

Keterangan gambar:
Sumbu vertikal adalah harga minyak (US$ per barrel) yang dalam kasus ini adalah supply cost.

Lapangan A berlokasi di laut dalam Malaysia, lapangan B di Congo, lapangan C di Laut Utara, lapangan D di Russia, lapangan E adalah lapangan laut dalam di Brazil, lapangan F di Teluk Meksiko dan G adalah proyek tipical proyek oil sand di Canada.

Gambar diatas menunjukkan hasil perhitungan supply cost untuk 10% IRR (warna kuning) dan 15% IRR (warna oranye) yang disortir dari yang terendah ke yang tertinggi. Hasil perhitungan menunjukkan range antara 60 sampai 80 US$ per barrel (WTI) untuk dapat 15% IRR, sedangkan supply cost untuk dapat 10% IRR range-nya antar 43 sampai 64 US$ per barrel (WTI). Fiscal terms & conditions menjadi salah satu faktor yang sangat berperan dalam mempengaruhi tinggi rendahnya supply cost.

Sekedar perbandingan, saya lampirkan perkiraan supply cost dari IEA, World Energy Outlook 2008, kalau kita bandingkan untuk Deepwater dan Heavy Oil, hasilnya nggak begitu jauh; tentu saya lebih akurat (he he) karena modelnya project based dengan memasukkan detail analisa fiscal terms di modelnya.

Source: IEA, World Energy Outlook 2008, page 218


Kesimpulan:
Harga minyak perlu cukup tinggi, supaya eksplorasi migas terus berjalan, supaya teknologi mencari energi alternatif tetap menarik, teknologi efisiensi energi berkembang, supaya orang nggak enak-enakan dengan harga minyak murah, kemudian jadi boros, padahal minyak adalah energi yang tidak terbarukan. Sejarah menunjukkan, apabila harga minyak terus rendah, cepat atau lambat akan terjadi krisis energi. Seperti pepatah bilang, mendingan "bersakit sakit dahulu bersenang senang kemudian", jangan dibalik he he...

Content - not Label..

Ini saya posting email dari Mas Rovicky di milis Indo-energy:

Satu lagi hal menarik dari Plenary Session IPA-2009.

Ada salah satu peserta menanyakan kemungkinan kembali menggunakan KK dalam industri migas ? Tentusaja sebelumnya masih di"hantui" oleh adanya 'gendruwo' yang bernama Cost Recovery. Bukan hanya jumlah dan besar angkanya tetapi juga permasalahan CR saat ini yang sudah tidak hanya masalah tehnis keekonomian atau binis tapi mungkin CR sudah terlalu sering berbau politik.

Jawaban dari 3 panelis cukup menarik.

Ibu Evita yang menjawab pertama walaupun tidak secara tegas mengatakan tidak, namun jawaban beliau sudah melihat kemungkinan yang "sulit untuk terjadi". Pak Priyono menjawab "tidak", secara lebih tegas, karena minyak (natural resources) adalah milik negara.. Sedangkan Airlangga H (Ketua Komisi 7) justru menjawab "sangat mungkin", kenapa tidak ? Pernah kok dahulu, dan dengan sebuah UU juga dan masih dengan UUD45 yang sama.

Saya lebih tertarik dengan jawaban Airlangga. Setelah saya tanya (after session) sambil berjalan menuju mobilnya, beliau justru ingin memberikan peluang besar dalam melakukan eksplorasi dan eksploitasi ini. Artinya sebagai ketua komisi 7 beliau tidak akan menutup segala kemungkinan. Mungkin karena beliau di sisi legal (komisi 7) makanya beliau memberikan jawaban yang lebih jauuh jangkauannya.Sedangkan mungkin Bu Evita dan Pak Priyono berada di garda depan sudah membayangkan kesulitan-kesulitan yang mungkin akan dihadapi bila ada sistem kontrak karya (non PSC) ini berjalan. Penampakan politisasi dan problem didepan mata beliau-beliau ini mugkin salah satunya Cost Recovery ini lebih menakutkan kayaknya.

Saya sih lebih suka untuk "openmind", tidak ada yang tidak mungkin. Kesiapan menghadapi ini yang harus dipikirkan. Tidak hanya regulasi tetapi juga menyiapkan "tameng serta pedang dalam bertarung". Bagi saya UU itu sebuah aturan kesepakatan yang bukan harga mati. Bisa dirundingkan isinya, bisa diubah bentuk dan isinya. UUD jelas bukan sebuah kesepakatan yang sakral yang statis.

Lah kalau menurut anda gimana?

-----

Ini komentar saya (berhubung nggak bisa hadir, mohon maklum ya, kalau bisanya cuma kasih komentar he he..)

Benar sekali mas, artinya kalau dilihat jawaban para panelis dari perspektif mereka (shortterm dan longterm), semuanya benar. Jawaban perspektif longterm akan cenderung lebih benar, tetapi bapak ekonomi Keynes bilang: "in the long term, we are all dead" he he..

Dalam industri (khususnya migas) yang begitu dinamis, paling gampang memang tidak menutup semua kemungkinan, di Iran saat ini kalau ngomong PSC pasti diketawain, karena "secara legal" masih nggak boleh disana.Tetapi sudah banyak pemikiran oleh pakar mereka untuk tidak menutup kemungkinan ini, misalnya di apikasi untuk daerah yang di perbatasan. Memang belum menarik buat mereka karena dirasakan belum begitu mendesak..

Dengan semakin canggih-nya "features" dalam terms & conditions kontrak migas (PSC, konsesi, service contract, kontrak karya, etc), Dalam konteks keekonomian, apapun pilihan kontraknya, bisa merupakan pilihan terbaik bagi suatu negara (tentu satu negara bisa menggunakan beberapa model tergantung kondisi geologis). Russia misalnya yang sebagian besar modelnya menggunakan konsesi, dengan adanya hak partisipasi yang mayoritas bagi NOC mereka, tentu akan memberi bagian yang besar secara total bagi negara.., Sekali lagi, dalam konteks "pembagian antara pemerintah dan investor", problemnya bukan di "label", tapi di "content"-nya.

Akuntansi Perminyakan (Petroleum Accounting)

Banyak sekali ternyata yang baca blog ini yang minta bahan mengenai akuntansi perminyakan, paling tidak seminggu saya terima 2-3 email dari adik2 mahasiswa/i yang minta dikirimin bahan2 terkait. Selama saya lagi depan komputer, insya Allah dalam waktu kurang dari 1 x 24 jam, materi terkait yang saya punya sudah sampai di email yang bersangkutan..

Bahan terkait tsb yang berupa softfiles dari papers/ bahan kursus/ publikasi/ presentasi, dll. Ada beberapa bahan yang berupa buku textbook, tentu saja saya nggak bisa kirim, saya nggak tahu apakah buku buku spt dibawah ini dapat diperoleh di toko buku di tanah air:

International Petroleum Accounting, karangan: Charlotte & Gallun, atau Fundamental Oil and Gas Accounting karangan mereka juga, atau Introduction to Oil Company Financial Analysis karangan Daniel Johnston.

Supaya bisa share, kalau ada pembaca blog ini yang praktisi akuntan di KPS atau dimanapun berkarya, silahkan berbagi ilmu. Seandainya punya bahan2 terkait, bisa dikirim ke saya via email, nanti saya distribusikan ke adik adik mahasiswa/i yang membutuhkan.

Saya sendiri latar belakangnya bukan akuntan, hanya senang saja dengan pelajaran akuntansi, waktu di MMUI saya ngambil major akuntansi manajemen. Seneng karena kaya teknik, banyak hitungan hitungan, kalau ujian pelajaran yang berbau akuntansi, nilai saya selalu lebih bagus dari yang akuntan beneran he he....

Resensi Buku: Fundamental of Upstream Petroleum Agreement (2008)

Buku ini keluaran 2008, kebetulan baru saya terima hari ini, isinya lumayan komplet, kelihatannya ini merupakan bahan kursus-nya Chris (Thorpe) sendiri yang kemudian dikemas dalam format buku. Menurut saya buku ini penting untuk dibaca, tidak saja buat lawyer pemula, tapi juga engineer dan yang lain yang berminat paham lebih jauh aspek hukum dari kontrak perminyakan. Materinya cukup update karena juga membahas topik yang hangat tahun lalu seperti kasus nasionalisasi di Venezuela, Bolivia dan tempat lain. Gimanapun kalau kita mau ngomongin aspek komersial, pasti ada kaitannya juga dengan aspek legal. Makanya harus rajin baca baca buku mengenai "commercial agreement/contract". Bukunya bisa dibeli di Amazon, atau langsung ke website Chris (http://www.cpthorpe.com/).

Revisi Pelaporan Cadangan SEC

Tanggal 29 Desember, the Securities and Exchange Commission (SEC) mengumumkan bahwa mereka secara aklamasi menyetujui revisi dalam rangka mordenisasi persyaratan pelaporan perusahaan migas untuk membantu investor mengevaluasi "value" dari investasi mereka di perusahaan migas.

Revisi yang cukup penting antara lain:

The new disclosure requirements approved by the Commission include provisions that permit the use of new technologies to determine proved reserves if those technologies have been demonstrated empirically to lead to reliable conclusions about reserves volumes. The new requirements also will allow companies to disclose their probable and possible reserves to investors. Currently, the Commission’s rules limit disclosure to only proved reserves.

The new disclosure requirements also require companies to report the independence and qualifications of a reserves preparer or auditor; file reports when a third party is relied upon to prepare reserves estimates or conducts a reserves audit; and report oil and gas reserves using an average price based upon the prior 12-month period rather than year-end prices. The use of the average price will maximize the comparability of reserves estimates among companies and mitigate the distortion of the estimates that arises when using a single pricing date.

Teks lengkap dari Press Release tsb dapat dilihat disini.

-------------

Aturan mengenai harga rata rata selama periode 12 bulan menjadi sangat relevan saat ini, untuk tahun 2008 ini saja, bayangkan kalau menggunakan harga year- end price yang berkisar $ 40 per barrel.

HAPPY NEW YEAR,
Wishing everyone a peaceful, healthy and joyful New Year.

Penundaan Proyek

Jangan heran kalau baca berita belakangan ini mulai terdengar berita penundaan proyek proyek besar di sektor migas. Proyek proyek seperti Oil Sand di Kanada, Heavy Oil dan Deepwater tertentu, memerlukan minimal harga minyak diatas US $ 60 per barrel. Ketika sekarang harga minyak memble, di mass media kita baca sebagian dari proyek tersebut akan ditunda dan atau dibatalkan (lihat Petroleum Argus, 22 Dec 2008).

Untuk menerangkan semua itu, kita harus kembali ke laptop, kembali ke teori dasar yang disebut teori Economic Rent. Teori ini dikembangkan oleh para ekonom (Ricardo diantaranya) untuk melihat bagaimana keuntungan dari tuan tanah bervariasi terhadap kualitas dari tanah tersebut. Penjelasan klasiknya sebagai berikut.

Pada gambar diatas diasumsikan bahwa tuan tanah secara logik akan mulai bercocok tanam terlebih dahulu pada area tanah yang paling subur (L1), area yang kurang subur L2, L3, dan seterusnya, baru akan ditanami kemudian kalau dianggap cukup menguntungkan. Apa yang dimaksud dengan economic rent disini adalah ”surplus” (area warna biru). Menurut Ricardo, Rent timbul karena adanya perbedaan produktivitas, rent untuk area L1, lebih besar dari L2 karena perbedaan kualitas dari area L1 dan L2. Area yang paling tidak subur (lowest quality) dalam hal ini L7, sama sekali tidak akan di produksikan.

Pertanyaanya: bagamana kalau harga komoditas turun? Seperti kita lihat pada gambar dibawah ini, L4 s/d L7 sama sekali tidak menghasilkan rent. Apa yang bisa dilakukan? tingkatkan kuliatas tanah dengan memberi pupuk.

Konsep economic rent dalam industri migas

Aplikasi konsep ini dalam industri migas dapat disederhanakan dengan membuat perhitungan ”supply cost”, yang terdiri dari komponen biaya biaya (exploration, development dan operating), pajak, royalty dan minimum rate of return. Katakanlah di suatu negara ada 8 lapangan (A – H), maka kita hitung masing masing ”supply cost” ini, kemudian kita plot dari yang paling rendah ke paling tinggi. Analogi dengan konsep Rent, diatas, maka economic rent dalam kasus migas ini adalah area yang berwarna biru.

Ketika harga minyak rendah, tentu kemudian tidak menarik untuk mengembangkan lapangan E s/d H. Kondisi inilah yang saat ini terjadi saat.

Bagaimana biar menarik?, dikasih insentif, misalnya keringanan tax, royalty dan lain lain. Hal ini akan menurunkan supply cost (penurunannya warna putih untuk Lapagan F, G, H). Insentif ini cukup baik bagi lapangan E & F tapi tidak cukup menarik untuk lapangan G & H. jadi untuk lapangan G & H, ya apa boleh buat, tetap ditunda dulu...

Renegosiasi vs harga minyak

Harga minyak ibaratnya seperti main “roaler coaster”, turun naik kenceng, jadi bikin pusing banyak orang. Ketika harga minyak tinggi kemaren kemaren, banyak negara produsen “protes” dan menutut bagian yang lebih besar dari hasil pendapatan migas. Banyak negara minta renegosiasi kontrak, jangan lupa kasus kontrak LNG Tangguh yang sempat rame di mass media tanah air, yang pada saat itu cap batas atasnya cuma dipatok sebesar $ 25 per barrel (yang kalau nggak salah kemudian berhasil nego jadi $ 35 per barrel). Ketika harga minyak tinggi sekali waktu itu ($ 140 per barrel), banyak yang kembali protes dan kemudian dibentuk team renegosiasi lagi.

Dengan harga minyak yang sekarang sudah jatuh dibawah $ 35 - $ 40 per barrel, apa team ini masih perlu berunding lagi. Kalau harga minyak terus turun dibawah $ 20 per barrel (sesuatu yang kelihatannya mustahil, sama halnya ketika harga minyak $ 140 per barrel, pada saat itu, orang mikir mustahil akan turun dibawah $ 40 per barrel dalam beberapa bulan kedepan). Mungkin gantian pihak China yang minta renegosiasi, karena harga LNG-nya sudah kemahalan he he. Bisa jadi setiap negara akan terus sibuk bikin dan bubarin team renegosiasi.

Pada saat harga minyak tinggi, negara yang protes untuk minta bagian “Govenment Take“ lebih tinggi, sebaliknya, pada saat harga minyak rendah, gantian, perusahaan migas yang protes, supaya negara berkenan mengurangi bagian “Government Take” nya. Pertanyaannya: seberapa cepat perubahan kebijakan itu dilakukan. Untuk negara tertentu, seperti Russia, mereka bergerak cepat, pada saat harga minyak anjlok drastis belakangan ini, export taxes-nya diturunkan sebesar 32%. Saya kira negara lain sudah mulai menyiapkan ”program insentif“ nya, supaya proyek tetap jalan.

Kelompok pemikiran yang menyatakan bahwa kontrak migas itu harus cukup fleksibel untuk menangkap perubahan yang sudah menjadi ciri industri migas tampaknya valid. Dari awal, kontrak migas seyogyanya dikaitkan dengan harga minyak dan tingkat keuntungan (profitability). Supaya mereka secara otomatis bekerja pada saat harga minyak seperti roaler coaster ini, dan supaya tidak perlu sibuk membentuk team renegoasiasi, yang takutnya belum sempat kerja harga minyak sudah berubah drastis. Baru menghitung formula untuk windfall profit taxes, eh.. harga udah anjlok, ketinggalan kereta terus nanti..

Dari Seminar Analisis Kontrak Bagi Hasil Migas

Kompas.com
Kontrak Bagi Hasil Migas Perlu Ditinjau Ulang
Sabtu, 6 Desember 2008 20:52 WIB

BANDUNG, SABTU - Pemerintah perlu meninjau ulang kontrak bagi hasil atas eksplorasi minyak dan gas. Peninjauan ulang ini terutama mengenai pembebanan recovery cost yang dibebankan pemerintah atas operasional pengeboran minyak dan gas oleh kontraktor.

Sekretaris Jendral Minyak dan Gas Bumi Indonesia Rudi Rubiandini mengatakan, recovery cost ke depan sebaiknya menjadi beban langsung kontraktor. Tidak lagi perlu lewat penggantian dari pemerintah seperti yang dilakukan selama ini. Perubahan teknis perhitungan bagi hasil perlu diubah. Hal ini disampaikannya di dalam Seminar Analisis Kontrak Bagi Hasil Industri Migas di Indonesia dan Alternatifnya, Sabtu (6/12) di K ampus Institut Teknologi Bandung.

Caranya, yaitu tidak lagi menggunakan penghitungan bagi hasil 85:15. Atau, 85 persen keuntungan bagi hasil plus recovery cost untuk pemerintah dan 15 persen untuk kontraktor. Penghitungan idealnya menjadi seperti ini : keuntungan pemerintah adalah X, sementara kontraktor (100 x) % plus recovery cost. Sehingga, pembagian itu nantinya bisa 60 : 40. Tapi, pemerintah tidak perlu menanggung recovery cost yang jumlahnya itu kerap menggelembung dan rentang penyimpangan.

Keuntungannya, mendorong efesiensi pada kontraktor. Demi efisiensi ini dengan sendirinya, kontraktor akan cenderung memanfaatkan sumber daya lokal yang tentu lebih murah. Fungsi kontrol dari pemerintah pun akan berkurang, tuturnya. Sistem bagi hasil ini mirip dengan Malaysia. Dimana, sharing yang diterima bisa fleksibel, naik turun.

------------------------------

Saya kepingin sekali hadir di seminar ini, sayang nggak bisa. Isu ini sudah banyak dibahas di milis Teknik Perminyakan ITB, dimana mas Rudi termasuk pendukung konsep ini (dan saya yang kontra). Selama ini diskusi kami di milis lebih tajam, penuh argumen dan ilustrasi. Alasan kenapa saya kontra, bisa dilihat di posting posting sebelumnya.

Alinea terakhir juga agak mengganggu saya, bahwa sistem ini mirip dengan Malaysia, sistem Malaysia yang mana?. Setahu saya tidak ada sistem beginian di Malaysia, memang benar model Malaysia fleksibel, tetapi tetap ikut pakem PSC normal, dimana ada mekanismen cost recovery. Jadi, sistem PSC-nya yang fleksibel, bukan mematok pembagian di gross revenue, dengan angan angan kontraktor akan lebih effisien.

Bagaimana kalau harga minyak cuma jigo tahun depan?

Beberapa temen di milis yang kerja di sektor migas, sudah mulai mengantisipasi apa yang akan terjadi seandainya tahun depan harga minyak tambah anjlog. Harga minyak ini responnya sangat sensitf terhadap supply demand tenaga kerja. Saya dulu inget, anak perminyakan kalau lulus pas harga minyak bagus, begitu wisuda sudah mengantongi minimal dua atau tiga surat tawaran kerja, ini untuk kasus yang IP nya sedang sedang saja (kaya saya he he). Kalau yang cum-laude, wah bisa banyak sekali surat tawaran kerjanya, “untungnya” yang lulus cum-laude, paling satu orang, jadi ada azas “keadilan” he he. Tapi kalau Anda lulus “timingnya nggak tepat”, maka Anda harus lebih sabar, nunggu harga bagus lagi, kalaupun ada tawaran, persaingan akan sangat ketat.

Bagaimana kondisi tenaga kerja migas saat ini, apakah sudah mulai seret iklan lowongan di kompas & headhunter?. Kuncinya saya pikir tahun depan. Tahun 2009 memang harus dicermati, diperkirakan proses market adjusment mulai berjalan. Seberapa cepat impact dari penundaan proyek migas terhadap penurunan biaya biaya sektor jasa penunjang (service compay). 100 proyek besar migas tahun 2006 di mancanegara, rata rata menggunakan asumsi harga minyak 40 $/bbl, dengan IRR rata rata 15 - 20%. Sebagian kemudian di adjust lagi karena biaya capex naik tajam. Walaupun pada saat itu harga minyak tinggi, karena masih belum on-line, ya nggak bisa menikmati.

Faktor lain yang harus dilihat adalah strategi dan kondisi keuangan perusahaan migas, semua sadar kalau krisis kali ini lebih parah dari krisis 1998. Penundaan proyek yang selama ini sudah terjadi karena ketidaksepahaman antara IOC dengan negara tuan rumah dalam hal hal seperti: cost recovery, bagi hasil (share split), lingkungan, masalah lokal dan politik lainnya, sekarang menjadi lebih kongkrit dengan adanya krisis finansial.

Permasalahan lain yang akan timbul adalah; di satu pihak IOC sudah membuat komitmen untuk investasi dalam kontraknya, yang tentunya sangat diharapkan oleh negara (host goverments). Penundaan ini tidak saja menyangkut urusan tertundanya pendapatan langsung dari hasil minyak bagi negara (dan kontraktor), tetapi juga masalah pendapatan “tidak langsung” bagi rakyat dalam bentuk: barang & jasa penunjang lokal (local goods and service content).

Didalam tatanan strategi, saya kira semua perusahaan migas akan melihat ulang kembali rencana program eksplorasi mereka, komitmen rencana kerja yang sudah “firm” (menyangkut komitmen kontrak) kemungkinan akan tetap di prioritaskan. Proyek yang mahal dan beresiko dalam wilayah kerja akan masuk rencana penundaan. Beberapa perusahaan mungkin akan fokus ke perawatan sumur, ngerjain workover, stimulasi, dan pekerjaan yang cost effective lainnya.

Namun demikian, kita juga harus mencatat, bahwa akan ada perusahaan minyak yang melihat dari perspektif lain (melihat jangka menengah dan panjang). Mungkin bisa disebut melawan arus, kalau yang lain mengurangi aktivitas, perusahaan ini akan melakukan tindakan sebaliknya, memanfaatkan momentum turunnya biaya barang dan jasa penunjang yang signifikan. Tentu saja perusahaan yang masuk kategori ini harus mempunyai “posisi laporan keuangan” yang relatif baik (Lihat ilustrasi). Kalau Anda kerja di perusahaan yang masuk kategori ini, ya Anda aman dan tetap sibuk.

Jadi ya kita tunggu aja tahun depan, nikmati saja hidup mumpung load kerjaan menurun. Tidak cuma harga minyak yang siklusnya naik turun, hidup kita pun demikian, kata guru ngaji saya: pas lagi dibawah, ya nggak usah terlalu sedih, pas lagi diatas, ya nggak usah terlalu senang….!.

Harga minyak?- obrolan warung kopi

Pertanyaan yang sering dilontarkan oleh kolega awam adalah: “karena resesi ekonomi melanda dunia, berapa kira kira harga minyak tahun depan?”. Hasil ngobrol ala warung kopi dengan beberapa kolega, gambarannya kira kira begini: permintaan minyak di beberapa negara konsumen besar akan turun, tetapi di negara berkembang lainnya, permintaaan mungkin relatif tidak turun secara signifikan, ada yang malah sedikit naik. Secara global, kalaupun ada peningkatan permintaan, paling di level sekitar 400 – 500 ribu barrel per hari. Tebakan harga minyak rata rata untuk tahun depan sekitar 70 sampai 80 $/bbl, walaupun tetap ada kemungkinan akan turun ke level dibawah itu (50 – 60 $/bbl). Apakah bisa lebih rendah lagi? Rasanya tidak, pertama karena (khususnya) negara pengekspor minyak dan juga perusahaan minyak multinasional pasti akan berusaha agar harga tidak turun ke level tersebut. Dalam jangka menengah dan panjang (dibarengi dengan perbaikan ekonomi global), untuk mendorong agar kegiatan eksplorasi di wilayah laut dalam dan wilayah frontier lainnya menarik secara ekonomis, maka perlu supply cost (harga ekonomis dalam perspektif perusahaan minyak international) yang lebih baik, yang selanjutnya akan mendorong harga naik lagi, kapan? Ya tunggu ajalah he he..