Sunday, April 20, 2008

BP Migas di negara lain?

Ada yang tanya via email: "mas, ada nggak contoh regulatory body yang seperti BP Migas di negara lain"?
----

Kebetulan saya baru lihat presentasi Algeria kemaren. UU tentang Hidrokarbon mereka (2005) mempunyai kemiripan dengan UU migas kita (UU No. 22 tahun 2001). Intinya memisahkan peran Sonatrach (Pertamina-nya Algeria) sebagai regulator, sehingga bisa fokus ke urusan komersial.

UU tersebut mengamanatkan pembentukan Badan yang disebut “the Hydrocarbons Regulatory Authority (ARH)” dan “the National Agency for the Valorization of Hydrocarbons Resources (ALNAFT)”. ARH pekerjaannya lebih kearah aturan teknis, tarif transportasi, fasilitas penampungan termasuk juga aturan mengenai HSE. Sedangkan ALNAFT lebih mengurusi promosi industri migas dan implementasi kontrak migas. Jadi ALNAFT mirip BP Migas.

Field vs Block basis, IC, warehousing, CR

Deden: Bung Ben, saya pernah baca di detik, katanya dalam rangka menurunkan cost recovery, pemerintah akan mengeluarkan sistem POD basis. Apa makksudnya dan apa untung ruginya? trims bung. all the best 4 you. Apr.19.08 06:21 PM

Plan of Development (POD) basis (atau disebut juga “field basis”) maksudnya “ringfencing”(kalau lupa baca posting sebelumnya tentang “ringfencing”) berlaku per lapangan. Jadi kalau POD lapangan “A” di approve, maka cost recovery hanya berlaku untuk Lapangan A. Ini sudah dipakai di Malaysia. Implikasinya? Ya cost yang akan di recovered tentu lebih kecil, karena aktivitas diluar lapangan A belum boleh di recover cost-nya.

Apakah ini lebih baik? Dalam hidup ini tentu akan nyaman kalau kita bisa menemukan suatu model yang baik untuk semua hal he he.. Begitu pula dengan “field basis”. Kalau tujuan utamanya semata mata mau menekan cost recovery (seperti terus diributkan selama ini), mungkin ini jalan keluar yang cocok.

Implikasi lain? Sebenarnya tujuan “block basis” (seperti yang kita pakai selama ini) untuk mendorong Kontraktor melakukan eksplorasi di wilayah kerja (blok) tersebut. Karena biaya ngebor sumur eksporasi sudah bisa di recover dari lapangan yang sudah berproduksi.

Perdebatan “block basis” vs. “field basis” ini sudah lama, “field basis” baik karena kontraktor fokus ke lapangan yang komersial saja dan biaya yang belum komersial tidak bisa di recover. “Block basis” baik karena mendorong kontraktor untuk aktif eksplorasi di blok mereka.

Bisa saja nanti kalau pindah ke “field basis”, karena ini merupakan “dis-insentif” bagi Kontrator utuk melakukan eksplorasi, ujung ujungnya dalam jangka panjang, produksi dan cadangan akan terus turun (karena eksplorasi mandeg, ekspektasi buat new discovery juga turun). Tapi (good news-nya), dalam jangka pendek cost jadi turun…

Kalau tetap “block basis”? menurut saya harus ada terobosan atau perubahan juga, kendala selama ini, Kontraktor ogah ogah-an mengembangkan “undeveloped fields” (lihat posting saya tentang ”sleeping fields”) dengan alasan capital and manpower contraints. Nah ini harus diubah, harus ada pressure supaya lapangan atau sumur di blok tersebut harus dikembangkan segera atau dikembalikan ke Government.


--------------------
Rizki: Pak Benny, berkenaan dengan Investment Credit ? Pakah IC ini diberikan mutlak hanya pada New Field development, atau bisa terjadi pada field lama yang diaktifkan kembali ? mohon pencerahannya ... Apr.16.08 06:19 AM

Seingat saya hanya untuk new field. Memang pada zaman “dahulu kala”, ada istilah: “new oil, old field”, dan sebagainya. Rasanya hal hal seperti ini sudah diluruskan alias ditiadakan. Maksudnya supaya Kontraktor nggak ngakalin terus, dan selalu berpikir gimana caranya biar tetap dapet insentif!

--------------------
bimo Hersaputro: Selamat sore, Pak Benny, salam kenal sebelumnya. Apakah pak benny punya topic mengenai material management atau warehousing oil and gas pak..? jika ada bisa di share pak..? terima kasih sekali pak.. Apr.14.08 11:31 AM

Mas Bimo, saya akan cek kalau ada paper , bahan workshop/seminar tentang itu. Kalau ketemu tentu akan saya share ke email Anda. Tks.
--------------------

Eben: Pak Ben. Salam Kenal.... Pak, saya sedikit curious mengenai sistem cost recovery kita. Mengapa saat produksi kita makin menurun, malahan cost recovery yang terbayar naik tajam? Dan saya juga penasaran dengan real cost per 1 barrel oil di indonesia itu berapa ya? ada yang bilang per 1 barrel itu $ 45. Terima kasih Apr.11.08 10:24 AM

Mengenai mengapa cost recovery naik, dan apa kaitannya dengan produksi yang turun dan kenaikan harga minyak, mungkin Bung Eben bisa melihat posting2 saya sebelumnya tentang cost recovery. Sedangkan mengenai “real cost”, saya agak kurang paham maksudnya. Istilah yang lebih sering digunakan adalah “lifting cost”, “finding and dev cost”, atau bisa juga “upstream cost?”. Nah, “real cost” ini komponennya apa saja?. Kalau $45 per barrel rasanya terlalu besar.

Saturday, April 19, 2008

Exploration Risk - Seminar

Tanggal 14-15 April, saya menghadiri seminar yang cukup menarik di Praha, judulnya: Managing Risk in New Venture Exploration

Makalah2 yang di presentasikan lumayan bagus: mulai dari managing contract, E&P Portofolio optimization, etc. Kebanyakan studi kasus di beberapa IOC, dan kendala2 yang dihadapi. Tentu sebagian besar pesertanya dengan background eksplorasi dan strategic management. Saya sich cukup happy, paling nggak buat update dan refresh hal hal terkait dengan strategic upstream portofolio management.

Saturday, April 05, 2008

Diskusi di TagBoard

Dua minggu terakhir ini nggak sempat ngecek blog, waktu habis difokuskan buat penyelenggaraan 2nd Workshop Economic Aspects of Upstream Petroleum Contract. Mulai dari nyiapin bahan presentasi, kontak pakar dari masing masing negara anggota, dan urusan receh receh lain yang lumayan menyita waktu. Alhamdullillah, Workshop yang berlangsung tanggal 1 - 2 April berjalan lancar, katanya workshop yang kedua ini jauh lebih seru (dalam hal diskusi dan perdebatan), dibanding Workshop yang pertama (di Margareta Island, Venezuela, 2004).

Sebelum mulai ditunggu kesibukan berikutnya, kita bahas diskusi di blog dulu..
----------------------------------------------------------
jajang: ass.pak saya kemarin presentasi dikampus menggunakan materi migas,tapi saya harus mengulani presentasi lagi.saya mau menanyakan efficient frontier itu. bagaimana cara menjelaskannya biar lebih jelas. terima kasih Apr.02.08 05:36 AM

Kalau dalam konteks proyek migas, EF itu plot risk return dari portofolio proyek proyek yang tersedia, jadi tinggal dipilih aja portofolio yang berada di “efficient frontier” tersebut. Pilihan tersebut tentu tergantung persepsi risk vs. return dan strategi invetasi dari perusahaan migas tsb.

----------

wawan
: mas, kalau tujuan stabilisation clause di kontrak migas buat apa ya? trims Apr.01.08 06:44 AM

Kalau bahasa awamnya, kira kira gini: “mas investor migas, selama periode kontrak ini, kita usahakan tidak ada kebjikan yang seenaknya dirubah, yang berakibat ekspektasi keuntungan Anda jadi terpengaruh. Kalaupun ada perubahan, tentu ada kompensasi2 sehingga, pada akhirnya, bagian Anda tidak terpengaruh dengan adanya perubahan tsb.” Pada dasarnya klausul ini untuk menghindari host country bertindak seenaknya, dan sebagai insentif atau daya tarik kontrak bagi investor yang mau masuk, Kebanyakan kontrak migas ada klausul ini.
----------

adhi
: Mas benny, kontrak penjualan gas saat ini sering menggunakan satuan mmbtu padahal dahulu memakai MMCF. Satuan mmbtu bisa membuat summier batas antara LPG dan LNG, padahal keduanya merupakan produk yang beda karakteristiknya. Bagaimana menurut mas benny ? Nah soal pengenaan value added tax atas produk gas dinegara penghasil gas dunia, bagaimana hasil reviewnya mas ? sekedar mengingatkan pertanyaan saya dahulu lho. Apr.01.08 04:26 AM

Satuan volume (mmcf) dan energi (mmbtu) ini memang sering bikin bingung, saya terus terang nggak paham paham amat. Tapi bukannya tinggal di konversi saja. Biasanya di natural gas price data, ada informasi kedua harga dalam satuan tersebut ($/mcf dan $/mmbtu), berikut conversion factor (average heat content dalam btu/cf). I am not sure.. ada yang bisa bantu..?
----------

Indah Cahyani: Dear Pak Beny, Perkenalkan nama saya indah. Bisakah Pak Beny mengajar short course (5 Hari) bila Bapak sedang berlibur di Indonesia. Khususnya masalah keekonomian migas? Terima kasih atas perhatiannya. Salam Indah Mar.31.08 02:46 PM

Halo Mbak Indah, kebetulan saya barusan pulang kampung, saya kira temen temen KKKS dan BPMigas banyak yang senang ngajar dan bisa share ilmu-nya dan tentu saja lebih update dengan issue terkini.
----------

Rudi
: Ben, berapa rata rata decline rate di dunia, ada datanya? Mar.30.08 09:43 PM

Boss Rudi, kalau rata rata dunia 6 % - 10%, biasanya dibagi dua, lapangan besar dan lapangan kecil, lapangan yang kecil cenderung decline rate-nya lebih besar. Kalau berdasarkan wilayah, timur tengah dan russia dan negara bekas uni soviet, relatif kecil decline-nya (5% - 6%), Eropa dan Amerika Utara relatif tajam decline nya (13% - 17%). Sumber : CERA
----------

Olop
: Mas Benny, bisa sedikit jelaskan soal kewajiban abandonment untuk lapangan2 offshore yang tidak lagi produksi di Indonesia. Apa asset tsb di kembalikan ke pemerintah apa adanya sehabis masa kontrak? Dalam analisa keekonomian apa juga diperhitungkan? Thanks berat. Salam dari Aberdeen. Mar.29.08 09:20 PM

Bang Olop, dulu (2004) para KKKS dan BPMigas pernah ada forum yang ngebahas ini di tanah air, kebetulan saya jadi ketua steering committee-nya, mungkin Anda sudah di Aberdeen waktu itu. Apakah asset itu dikembalikan ke pemerintah? Masalahnya ini liability bukan asset. Jadi yang dibahas siapa yang bertanggung jawab, gov atau kontraktor?, karena pada PSC yang lama, memang tidak ada penjelasannya (sehingga kontraktor menganggap ini liability gov). Tapi di model PSC yang berikutnya (setelah pertengahan 80- an kalau nggak salah), aturannya sudah jelas bahwa masuk tanggung jawab kontraktor dan biayanya harus disiapkan (dalam bentuk escrow account?). Pertanyaan selanjutnya bagaimana estimasi abandonment cost sekaligus bagaimana memasukannya di work program & budget atau POD. Apa langsung dari awal produksi atau nanti nanti beberapa tahun before the end of project life..?. Untuk analisa keekonomian, sekarang sudah pada masukkin komponen abandontment costs. Perkembangan terakhir saya sudah tidak update lagi.. btw, masih betah di Aberdeen Lop??
----------

adhi: Mas benny beberapa hari yang lalu liat metro tv tentang bahasan minyak di celah Timor yang pernah menjadi asset Indonesia dan sekarang jadi asset Tim Tim. Berita tersebut mengungkapkan bahwa bagi hasil celah Timor antara kontraktor Australia dengan negara Timor Leste adalah 80% kontraktor dan 20% negara Timor Leste. Apa bener ? tampaknya mengerikan angkanya ya ? mas benny punya hitungan komersial logisnya bagi negara Timor Leste atau pemerintah Timor Leste bener-bener kecebur ? Mar.27.08 01:08 PM

Yang pernah saya tahu, model PSC timor leste itu: 5% royalty, split 40% (gov)- 60% (kontraktor), tax = 30%. Ada juga opsi gov participation (after commerciality) up to 20%. DMO = 25%. Kalau urusannya dengan australia (mungkin maunya kontraktor mereka) minta perlakukan khusus. Memang banyak kontroversi. Kalau infonya spt itu, ya menyedihkan buat timor leste.. Saya pernah baca di website, ceritanya kira kira begini: kalau di ibaratkan ikan, maka area atau blok yang “daging”, pembagiannya 80:20 (share yang gede buat kontraktor australia), sementara blok yang “tulang”, share nya, 90:10 buat timor leste.. mungkin yang dibahas di metro tv yang “daging” ini kali..
----------

Tri H.: Pak Benny, saya baca di Majalah Petrominer edisi bulan ini, memberikan review beberapa pasal yang berbeda dari draft PSC 2008. Apakah saya bisa mensharenya dengan yang lain? Mar.27.08 09:32 AM

Silahkan mas Tri di share, saya tunggu ya share-nya.
----------

Donny Kresnadi: Dear Pak Benny, Saya membutuhkan Permen ESDM no. 007 thn 2005 dalam bahasa inggris. Apakah Bpk bisa membnatu memebrikan informasinya? thx & rgrds Donny Mar.27.08 05:20 AM

Tri H.: Maaf, Pak Donny, apakah mengenai Persyaratan dan pedoman pelaksanaan izin usaha dalam kegiatan usaha hilir minyak dan gas bumi? karena saya punya dan dapat memberikannya.. Rgrds, Tri Mar.27.08 09:29 AM

Mas Tri bisa bantu tuh mas, silahkan langsung japri..
----------

Ina: Mas, katanya sekarang PSC Indonesia akan diubah menjadi sliding scale berdasarkan volume dan harga, mirip2 dengan tulisan Mas Ben sebelumnya. Ini lebih baik ya mas? Mar.26.08 07:56 AM

Iya lebih baik, bagus dikombinasi volume dengan price seperti itu, karena kalau volume aja “kurang nendang”. Langkah berikutnya itu (yang tidak kalah susah dan kontroversial-nya) adalah bagaimana menetapkan besarnya “interval” untuk volume dan price tersebut, serta berapa besar sharing-nya.
----------

Toni Legowo
: Mas ben, kebetulan saya masih penasaran dengan kontrak bertipe service contract nih mas, Mas Ben ada contohnya ga ya?I'll appreciate kalo Mas Ben bisa kirim via japri ke eufransc@yahoo.com Saya penasaran terutama untuk di area Equador dan sekitarnya, serta Iran Trims mas Ben dan salam kenal Mar.24.08 11:43 PM

Mas Toni, Detail model service kontrak Equador saya belum punya, Iran saya kirim via email.
----------

Bayu Irawan: Mas Ben, kebetulan sekarang saya lagi study tentang implikasi drilling sole risk dalam satu area PSC yang dimiliki oleh beberapa kontraktor. Mas beny ada contoh agreement nya ga ya?khususnya yang mengatur tentang mekanisme cost recovery nya setelah ada produksi, terutama jika salah ada pihak kontraktor yang tidak mau berpartisipasi Trims mas ben buat sharing nya, salam kenal. Mar.24.08 11:33 PM

Kalau mau sample model yag update mungkin bisa beli online di AIPN, saya punya yang versi tahun 2002, kalau tertarik bisa saya kirim ke email.