harga minyak?

Sebetulnya paling males menganalisa harga minyak pada saat seperti ini, ketika harga minyak mencapai level yang tidak pernah diduga, dan arahnya juga nggak ketahuan, mau terus naik sampai mentok?.. masalahnya mentoknya ini kita juga nggak tahu kapan dan berapa.

Tapi sekedar untuk menambah wacana dan bahan diskusi warung kopi, bolehlah kita menebak nebak arah anginnya kemana. Sebagaimana sudah banyak dibahas di mass media, ada banyak faktor yang membuat harga minyak naik: utamanya belakangan ini karena melemahnya nilai tukar US dollar, meningkatnya tekanan inflasi dan tentu saja seperti sering kita bahas yaitu meningkatnya biaya di sektor hulu migas. Kita juga tidak boleh lupa bahwa ada istilah minyak itu adalah emas hitam, dan sepertinya memang demikian karena seperti halnya emas, minyak kini jadi komoditas alternatif untuk investasi manakala inflasi meningkat atau nilai tukar melemah (sebagai bagian dari strategi lindung nilai).

Karena biaya kegiatan hulu meningkat, supply cost jadi naik (definisi detail supply cost lihat posting saya sebelumnya). Supply cost ini merupakan basis bagi pembentukan harga minyak. Katakanlah ini semacam harga minimum. Beberapa publikasi menulis, saat ini supply cost berkisar antara 50 - 60 USD per barrel (ini rata rata beberapa analis atau publikasi, tentu ada yang diatas dan dibawah range tersebut). Berapa harga minyak yang akan terjadi dipasar, secara teori akan berada diatas supply cost ini. Proses terbentuknya harga minyak selanjutnya dipengaruhi oleh faktor permintaan dan penawaran. Faktor fundamental ini yang akan membuat harga minyak berfluktuasi, tapi fluktuasinya mestinya “dalam batas batas yang wajar“. Untuk kondisi saat ini katakanlah range-nya 10 an USD per barrel. Dengan demikian, seyogyanya harga minyak itu ya sekitar “supply cost” ditambah dengan efek faktor fundamental tadi. Kira kira 70 – 80 USD per barrel lah..

Problemnya ada fator lain diluar dua yang disebut tadi, yaitu: non fundamental, antara lain: spekulasi, geopolitik, ekonomi global (misalnya: melemahnya nilai tukar dolar amrik), inflasi, masalah di downstream, ketakutan akan menurunnya pasokan dan lain lain. Nah faktor ini yang membuat harga menjadi diatas 80 dan entah sampai berapa…

Bagaimana menebak trend kedepan? Ini sulit dan hampir nggak ada yang bisa, cuma sekedar teori, kira kira begini: pertama kita harus membuat skenario apa yang akan terjadi, katakanlah ada dua skenario, yang pertama: terjadi resesi ekonomi, akibatnya permintaan menurun. Apa yang akan terjadi? harga minyak akan turun, sampai berapa?, rasanya nggak akan kembali ke era 40 an dolar per barel lagi, paling tidak turun menyentuh dasarnya yaitu “supply cost” tadi. Apa iya permintaan akan turun?, ya bisa saja, untuk negara negara konsumen besar yang petroleum products-nya ikut harga pasar global, kalau harga naik terus tentu nggak kuat juga konsumennya, mereka harus mikir gimana caranya menurunkan konsumsi, proyek2 ditunda, etc. Tentu ada masalah untuk negara2 yang harganya nggak ikut pasar alias diatur sama pemerintah. Skenario kedua: kekurangan pasokan, nah ini yang bikin harga bertahan diatas 100, dan bisa jadi (akan) dan terus merambah naik apalagi bila faktor non fundamental ikut bermain...

Idealnya kita bisa membuat model simulasi yang memasukkan semua parameter, masalahnya mengkuantifisir faktor non fundamental hampir tidak mungkin dilakukan.

Kalau dipaksa nebak gimana? Saya pribadi cenderung sependapat dengan salah satu publikasi yang cukup beken, menurut mereka kira kira begini: untuk skenario yang kekurangan pasokan tadi, maka harga minyak rata rata sepanjang tahun sampai 2009 sekitar 115 – 125. Ini harga rata rata bisa saja ada satu dua hari harga melonjak jadi 150, tapi rata rata bulanan, ya sekitar itu. Sedangkan, kalau terjadi skenario yang satunya lagi (resesi kemudian permintaan menurun) maka harga minyak akan drop sampai 70. Tentu ada juga skenario diantara dua ekstrim, yaitu antara 90 – 110. Harga harga ini untuk harga minyak WTI.

Ibarat analisa pengamat sepakbola, cerita (boleh) panjang lebar, analisa sana sini, tebak score. Selanjutnya? tunggu ajalah sampai pertandingan berakhir….

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.

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.

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.

Decline rate

Topik decline rate menarik ketika kita bicara forecast produksi. Secara alamiah, sumur sumur minyak akan turun produksinya karena energi yang mendorong minyak keluar tersebut perlahan lahan menurun. Cerita bisa panjang lebar, apabila dikaitkan dengan mekanisme pendorong di reservoir (water drive, gas cap, etc). Water drive juga bisa macem macem lagi (bottom, edge..).. Selanjutnya untuk urusan ini kita serahkan saja pada para reservoir engineers..

Disamping urusan yang alamiah tadi, ada juga masalah produksi. Sumur ternyata juga punya banyak masalah sehingga mengganggu produksi, ini juga macem macem bentuknya, bisa scale di reservoir atau di pipa produksi, bisa pasir yang ikut terproduksi dan lain lain. Belum lagi masalah di permukaan (surface facilities). Ini semua tentu perlu tindakan tertentu untuk mempertahankan supaya minyak ngalirnya lancar..

Nah, jadi kita tidak perlu heran kalau produksi itu terus turun, tentu kerjaan teman teman kita semua di industri migas yang berupaya sedapat mungkin supaya “decline” - nya nggak terlalu besar.

Para analis yang membuat forecast produksi, umumnya akan mem-breakdown, antara lapangan lapangan yang saat ini telah dan sedang berproduksi (on production), lapangan yang saat ini sedang dalam proses pengembangan (under development), lapangan yang sedang di test seberapa besar (appraisal) dan “yang masih di angan angan” (resources). Kategori pembagiannya tentu tidak persis seperti itu, paling beda beda istilah dikit aja.

Kita lihat gambar dibawah sebagai ilustrasi. Gambar dibawah ini datanya saya karang karang aja, yang penting idenya dipahami. Data detail dari masing masing negara, saya sich punya, tapi itu hasil studi team yang sifatnya confidential, jadi nggak etis kalau saya posting disini he he..


Ada yang tanya sama saya: “Apa maksudnya menahan decline rate?” ya itu tadi mas, temen temen di industri yang kerja keras melakukan segala sesuatu supaya sumur sumurnya nggak tambah anjlok. Kalau lihat digambar diatas, kita bisa melihat bahwa produksi akan “terjun bebas” (garis putus putus) kalau tidak ada upaya menahan penurunan lebih lanjut.

Terus si mas ini tanya lagi: “Kalau berhasil menahan decline rate, apa itu bisa dianggap prestasi?”. Lha iya lah mas, sebagai orang yang pernah merasakan jadi production engineer, dulu rasanya senang sekali kalau ada sumur yang anjlog produksinya, di “treatment” terus jadi meningkat lagi (walaupun nantinya juga turun lagi sich.. ya namanya alamiah itu tadi bung he he). Lagian jangan pelit pelit memberi penghargaan pada orang lain mas… jadi bingung saya, apa hubungannya menahan decline rate dengan prestasi..he he..

One size fit all models?

Belakangan banyak didengungkan kalau model PSC profitability based (maksudnya pembagian keuntungan berdasarkan pada indikator, seperti: ROR, Revenue/Cost atau faktor “R” lainnya) sebagai model yang lebih fair. Komentar tersebut walaupun datangnya dari konsultan, akademisi dan lain lain, cenderung “IOC minded”, dalam arti kok kelihatannya menyuarakan kepentingan IOC he he.

Kalau saya sich, kembali ke prinsip: “one size fit all models does not exist”. Intinya gini, model X bagus tapi untuk kondisi Y, dan seterusnya. Kalau hanya bilang, model X bagus dan fair (titik), tentu berbahaya.

Sekarang kita pakai contoh nyata, saya ambil model 5 negara (terms & conditions sesuai dengan model negara tersebut). Saya ambil beberapa contoh untuk perbandingan, supaya nggak ada yang protes, negaranya kita sebut saja: A, B, C, D, E.

“A” (PSC without Royalty, production based POS*)
“B” (PSC with Royalty, ROR based POS)
“C” (PSC with Royalty, production based POS)
“D” (Royalty Tax System)
“E” (PSC without Royalty, ECO** to Gov and production based POS)

*) POS = Profit Oil Split
**) ECO = Excess Cost Oil

Sekarang kita lihat bagaimana pengaruh sensitivitas harga minyak (lihat gambar).

Tentu saja bahwa semakin besar harga minyak, IRR Investor (sumbu X) untuk semua model akan meningkat.

Country A dan Country C, mempunyai besaran dan trend yang hampir sama, hal ini wajar mengingat yang membedakan hanya: Country A tanpa Royalty, sementara Country “B” pakai Royalty.

Country D, Government Take nya malah turun, ini juga tidak mengherankan untuk negara yang menganut pola Royalty Tax murni.

Kenapa Gov. Take Country E naik signifikan?, karena model mereka pakai ECO to Gov. Artinya cost yang melebihi (cost recovery) limit, semua masuk ke government (tidak dibagi dengan Investor/Kontraktor).

Nah, bagaimana Country “B” yang menggunakan profitability based? Terlihat sangat sensitif thd keuntungan, tapi juga sangat rendah Gov Take pada saat harga minyak rendah (dengan kata lain pada saat profitability rendah). Bisa juga kita membacanya begini: untuk full cycle dari suatu blok atau lapangan, pada saat awal karena harus merecover cost, profitability (tentu) sangat rendah atau malah tidak ada, dengan model ini, konsekuensinya Government harus “berkorban” dapat porsi yang sangat rendah pada saat awal sampai mencapai suatu “profitabilty tranche” tertentu. Ini termasuk disadvantage dari model profitability based ini. Model ini sangat menguntungkan buat investor (sebagaimana dapat dilihat pada gambar, in any case IRR investor lebih besar dari model negara lainnya). Disamping itu ada (lagi) kelemahan model ini, yaitu: rentan terhadap praktek “goldplating” (masih inget? kalau lupa lihat posting sebelumnya).

So? Menurut saya model ini bagus untuk yang agak agak high risk, artinya: wajar kalau government mengalah untuk dapet porsi yang lebih rendah pada saat awal, sebagai kompensasi “keberanian” investor berinvestasi di wilayah atau proyek tersebut.

Rp. 500 milyar?

Dudi Rahman: Mas Ben, terima kasih atas penejlasan Anda tempor hari. Oh, ya, ada satu hal lagi yang membuat saya perlu bertanyalagi kepada Anda. Saat ini harga minyak kini sedang membubung tinggi. Mestinya, pemerintah dapat windfall profit yang besar. Benarkah setiap kenaikan US$ 1, kita (RI) dapat keuntungan Rp 500 miliar? Bagaimana formulanya? Terima kasih. Mar.17.08 02:29 PM
--------------

Mas Dudi, Keuntungan Rp. 500 milyar untuk berapa lama itu ya?, per hari, per bulan, per kuartal..

Ini tebakan saya mas:

Misal: total cost recovery = 30% dari pendapatan kotor. Karena profit oil split (85:15), maka bagian profit kontraktor = 15% * (100 - 30%) = 10.5%. Sisanya berupa Share Pemerintah = 100% - 30% -10.5% = 59.5%.

Misal: produksi harian = 910,000 barrel. 1 USD = Rp. 9,250
Jadi : 59.5% x 910,000 x 9,250 = +/- Rp. 5 Milyar (ini "gain" per hari akibat kenaikan 1 USD).

Walaupun asumsi: produksi (lifting), % cost recovery dan kurs diubah dikit dikit, angka nya nggak jauh jauh dari sekitar situ.

Mungkin Rp. 500 milyar itu per kuartal kali. (wallahualam…).

Ada yang bisa bantuin? Memperjelas atau memperkeruh... he he

Drilling, oil trading, fiscal opec, razavi

aacor: mas benny, bisa kasih informasi buku tentang jasa drilling gak, atau mas benny bisa bahas disini tentang seluk beluk jasa drilling, makasih.. Mar.10.08 02:56 AM

Mas aacor, coba nanti saya cari2 dulu, mungkin temen2 di drilling bisa bantu mas accor?

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

Dudi Rahman: Mas Benny, saya mau info soal trading minyak mentah dan BBM. 1). Apakah di pasar spot hanya harga minyak mentah yang selalu berubah? Bagaimana dengan harga BBM? 2. Apakah Indonesia mengimpor minyak mentah dan BBM tiap hari di pasar spot? Bukannya pasokan impor itu dihitung dalam kuartalan? 3. Bagaimana menentukan harga minyak mentah dan BBM ketika harga di pasar spot flukutatif? 4. Apakah impor kuartalan itu harganya dihitung harian atau bagaimana? Terimakasih. Mar.12.08 09:22 AM

Mas Dudi,saya mulai dengan sedikit latar belakang ya.

Struktur pasar:
Pada dasarnya struktur pasar dapat dibagi menjadi: spot, term contract dan future. Spot market penting karena dia yang men drive yang lainnya. Supply spot di definisikan sebagai pembelian satu cargo atau kurang, walapun pasar spot ini penting, tapi berapa besarnya transaksinya relatif sukar diperkirakan. Kenapa? Salah satu sebab: banyak perusahaan yang terlibat jual beli cargo yang sama sebelum cargo ini tiba di tujuan akhirnya. Jadi dapat dibayangkan bahwa pas cargo berlayar, yang punya minyak atau “products” bisa ganti2 terus. Term contract secara volume diperkirakan 2/3 dari transaksi minyak mentah global.

Mekanisme penetapan harga:
1. Fixed and Flat – negotiated
Penjual dan pembeli negosiasi dan sepakat harganya berapa

2. Escalation
Variasi berdasarkan kandungan sulfur atau derajat API

3. Floating (berdasarkan publikasi tertentu)
Harga dihubungkan dengan assessment atau publikasi, bisa juga rata rata berapa hari dari publikasi tersebut.

4. Formula (berdasarkan publikasi tertentu)
Hampir sama dengan floating, biasanya produsen yang menentukan formula berdasarkan harga dari publikasi tertentu dan dikaitkan dengan “benchmark” yang relevan. Formula bisa simpel bisa juga kompleks, ada juga faktor diskon dan premium

5. Panel (contoh: APPI, lihat posting saya sebelum mengenai ICP)

6. Lainnya (seperti: Tender, Exchange Future Physical dan Trigger)

Kembali ke pertanyaan, karena pertanyaan saling berhubungan, pointnya kira2 begini: tidak hanya harga minyak mentah (crude) tapi juga refined products (temasuk diantaranya BBM) yang berubah di pasar spot. Mengimpor minyak mentah tentu tidak perlu setiap hari, caranya bisa dengan spot atau term contract.

Untuk penentuan harga, kembali ke metoda diatas, umumnya yang digunakan adalah “floating” atau “formula” dan juga bergantung bagaimana purchase terms nya. Purchase terms termasuk didalamnya: Price, FOB/CIF/CF, Grade/Quality, Quantity, Location, Payment, Demurrage, etc. Dengan demikian faktor fluktuasi harga sudah masuk di purchase terms.

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

Santi: Mas Ben, cerita in mengenai fiscal sistem di negara negara angggota opec dong. Mar.13.08 07:58 AM

Mbak Santi, biar update nanti aja ya ceritanya, karena awal bulan April, kami disini akan mengadakan Workshop dan mengundang semua pakar dari negara anggota untuk mempresentasikan perkembangan terakhir model fiscal system dan petroleum contract di negara masing2. Sekalian slaturahmi dan sharing pengalaman serta kendala2 nya. Ini Workshop yang kedua, sebelumnya pernah diadakan tahun 2004, waktu itu saya belum kerja disini. Jadi ceritanya ditunda dulu setelah workshop aja ya, he he.
-----------------------

Permana: Ben, ma'af sok akrab tak apalah kan pernah sama2 di unocal. Punya pandangan mengenai Hossein Razavi? Belum banyak baca karya tulisannya sih, but muatannya saya pikir bagus mengenai financing energy project utk negara yg baru berkembang maupun yg sdh. Banyak muatan ekonomi politiknya. Punya pendapat? Thanks Mar.14.08 07:03 AM

Hai Mas, apa khabar?. Kebetulan saya pernah ketemu Hossein Razavi bulan September 2006 pas dia datang dan presentasi di kantor. (Salah satu advantage disini, banyak sekali presentasi, entah dari praktisi, pakar, akademisi, international organization, IOC etc. Umumnya mereka yang menawarkan mau presentasi, semua biaya mereka tanggung sendiri..).

Waktu itu dengan kapasitasnya sebagai Director Infrastructure Department, World Bank. Membawakan presentasi yang berjudul: Natural Gas Pricing in the Countries of Middle East & North Africa (MENA). Walaupun dengan data yang terbatas dan studi ini difokuskan ke negara negara MENA, ada beberapa point yang bisa dicatat: Pertama, bahwa domestik harus diprioritaskan ketimbang export, Kedua, kebanyakan proyek ekspor gas menghasilkan manfaat ekonomi yang rendah berdasarkan kontrak yang sekarang, sehingga perlu di adjust “contract price”- nya. Buat saya presentasinya menarik (saya punya file nya kalau tertarik). Bukunya mengenai project financing, saya belum pernah baca.

Buku Referensi Petroleum Contract

Dari Tagboard, Agus Salim: Mas Benny, saya sedang menyusun disertasi (S3)dengan judul: "Pengusahaan Migas di Indonesia: Tinjauan Kritis Atas Bentuk-Bentuk Kontrak di Bidang Kegiatan Usaha Hulu Migas dalam Konteks Pasal 33 UUD 1945. Mohon informasi mengenai literatur yang membahas bentuk-bentuk kontrak di dunia industri migas, selain bukunya Daniel Johnston. Mar.03.08 04:30 AM

-------

Selain buku best seller-nya Daniel Johnston ”International Petroleum Fiscal System and PSC" (1994), ada beberapa buku yang membahas bentuk kontrak migas. Kebanyakan terbitan lama, tapi isinya sebenarnya malah lebih detail. Kalau bukunya Daniel, sangat bagus sebagai introduction, tapi ketika perlu detail, nggak banyak info tersedia disana.

Coba aja dicari beberapa buku dibawah ini, mudah mudahan masih ada yang jual..
--------

Michael Bunter, “The Promotion & Licensing of Petroleum Perspective Acreage”, Kluwer Law International, 2002

Raymond F Mikesell, “Petroleum Company Operations & Agreements in the Developing Countries”, Resources for the Future, 1984

Nicky Beredjick and Thomas Walde (editors), “Petroleum Investment Policies in Developing Countries”, Graham Trotman Limited, 1988

Alexander Kemp, “Petroleum Rent Collection around the World”, The Institute of Research and Public Policy, 1987

Kamal Hossain, “Law and Policy in Petroleum Development; Changing Relations between Transnational and Governments”, Nichols Publishing Company, 1979

Martyn R. David, “Upstream Oil and Gas Agreements”, Sweet & Maxwell, 1996

Anthony Jennings, “Oil and Gas Exploration Contract”, Sweet & Maxwell, 2002

Daniel Johnston, “International Exploration Economics, Risk, and Contract Analysis”, PennWell, Tulsa, 2003

Amr Rezk, “Economic Modeling for Upstream Petroleum Projects”, Trafford Publishing, 2006

Bernard Taverne, “Petroleum, Industry and Governments: An Introduction to Petroleum Regulation, Economics and Government Policies”, Kluwer Law International Ltd, 1999

Zhiguo Gao, “International Petroleum Contracts: Current Trends and New Directions”, Kluwer Academic Publisher, 1994

---------

Kalau untuk yang paling update, bisa juga Pak Agus berlangganan OGEL (Oil, Gas and Energy Law), disana banyak paper yang tersedia, bisa diintip dulu judul judul papernya, dengan meng klik nama author-nya disini.

Minas, ORB, DMO, CBM, etc..

reza: Salam kenal mas benny,bahas lagi dong mengenai kebijakan DMO bagi kontraktor. menurut hitung2ang saya jika 25% dari split bagi hasil minyak kontraktor dihargai dengan harga discount oleh pemerintah maka bukannya akan mempengaruhi hasil split akhirnya yah? apa ntarnya ada adjustment lagi supaya hasil split tetap sebesar 85:15? kebetulan saya sedang mengerjakan skripsi mengenai kebijakan DMO ini. Saya minta bahan2 tentang DMO ini sama kontrak2 PSC indonesia dari generasi 1s/d4 via email saya reza.adriawan@gmail.com.trims Mar.01.08 08:31 AM

Hai reza, nggak ada adjustment lagi after DMO (supaya balik lagi ke 85:15), emang efeknya akan membuat “gov take” bertambah, (misalnya, jadi 86: 14). Bahan kayanya nggak terlalu banyak yang berupa soft file, tapi ada beberapa, nanti saya kirim.

ade: Bung Benny,salam kenal... Saya mo tanya nich, boleh ya... Apa sich bedanya harga minyak mentah ICP, Minas dan Basket OPEC? Thx b4. Feb.28.08 04:49 AM

Ade, untuk ICP lihat sini, Minas karena produksi terbesar, ya anggap aja kaya “benchmark”nya minyak kita. OPEC Reference Basket (ORB) adalah rata rata tertimbang dari harga miyak negara anggota, bobotnya berdasarkan produksi. Patokan harga minyak yang dipakai, sbb: Saharan Blend (Algeria), Girassol (Angola), Minas (Indonesia), Iran Heavy (Iran), Basrah light (Iraq), Kuwait Export (Kuwait),Es Sider (Libya), Bonny Light (nigeria), Marine (Qatar), Arab Light (Saudi), Murban (UEA), BCF-17 (Venezuela). Karena ada anggota baru (Ekuador), maka nanti akan ditentukan minyaknya yang akan dijadikan patokan (untuk dimasukkan ke formula ORB).

Harga minyak masing masing negara tersebut ada yang dihitung berdasarkan formula tertentu, ada yang langsung diambil dari platt assesment, termasuk Minas. Harga Minas lebih besar dari ORB, Misalnya untuk Feb 28, Minas = 98.85 US $ pe barrel, ORB = 94.99 US$ per barrel.


Martinus: Mas Benny, very interesting coverage untuk CSR cost. CSR di beberapa negara lain adalah suatu isu yang lekat dengan bribery. Di beberapa aturan pasar modal di negara berkembang, perusahaan listing di bursa tidak boleh membayarkan bribe. So, supaya CSR ini tidak menjadi plesetan, sebaiknya pemerintah mensosialisasikan ke beberapa pasar modal luar negeri supaya program CSR ini dapat berjalan dengan lancar. Sekian and terima kasih. Feb.27.08 10:56 AM

Thanks bang Martinus, masalah bribery memang kadang kadang abu abu.. ada kolega yang cerita, beberapa expat pas baru datang, heran melihat “praktek” atau “kebiasaan” yang sudah dianggap hal yang rutin (contoh kecil kaya: kasih tip, uang jalan, etc..), dia tegas: “ itu masuk bribery.. jelas dilarang di company regulation!”. Tapi lama lama dia juga ikutan.. malah levelnya lebih parah & lebih kreatif..he he..


fifi: Mas Ben, mo tanya niy...kalo contractor bayar tax by inkind ke GOI, positif dan negatif impact-nya ke contractor dan GOI apa ya... Maturnuwun mas... Feb.27.08 03:47 AM

Dalam banyak praktek, kontraktor bayar inkind, ini untuk mempermudah dan kayanya “lebih fair”, jadi government (atau NOC) yang membayarkan pajak atas nama kontraktor, dengan demikian kontraktor terima net after tax. Karena konraktor perlu kepastian bahwa dia juga bayar pajak, supaya nggak dipajekin lagi di home country-nya. Eh bener nggak ya mbak fifi?, saya sich ngira2 aja.. nggak pernah bersentuhan langsung dengan urusan pajak... he he.


toni: Mas Benny, bahas donk ulasan tentang CBM dan contoh perhitungan keekonomian CBM. Maturnuwun. Feb.27.08 03:37 AM

Info tentang CBM masih limited, (katanya) mau ikutan model PSC, cuma split-nya jadi 50-50 (atau 55 -45?). Kalau split-nya doang berubah, maka hitungannya ya gampang aja sebenarnya…

Komentar dari Tag Board

Well: Selamat sore mas Benny. Mas privatisasi di Venezuela ternyata meninggalkan masalah, seperti kemenangan Exxon untuk membekukan 12 milliar dolar asset Venezuela di seluruh dunia. Kalau sudah seperti itu apakah masih bisa di-settle di luar sidang atau karena sudah keputusan arbitrase/pengadilan harus dilaksanakan? Dan bagaimana nasib privatisasi Venezuela selanjutnya? gagalkah? Feb.08.08 09:56 AM

Ceritanya masih akan panjang ini Mas well, kita monitor aja dulu..

adek: mas saya tertarik dengan ekonomi migas akibat tulisan mas saya mahasiswa Fisip dan teknik Industri saya tertarik dengan angka-angka mas bisa nggak mas kirimkan contoh perhitungan dan simulasi cost recovery,dan hubungan dengan lifting perhitungan fiskalnya dan gross revenuenya lalu pakai IRR dan probability tentang resikonya dan berkaitan dengan resiko di investasi migas mas...mohon mas untuk saya pelajari saya tertarik gara-gara tulisan mas ...,mas harus bertanggung jawab membuat saya jadi penasaran alamat e-mail di adektiusu@yahoo.com Feb.12.08 04:21 AM

adek: please dong mas simulasinya pakai excell sekalian neraca akutansi cost recoverynya....saya penasaran banget kepingin belajar otodidak, please......dong via e-mail ku...adektiusu@yahoo.com Feb.13.08 03:33 AM

adek, pengalaman saya kalau baca excel bikinan orang, bisa mabok sendiri, apalagi saya kalau bikin hitungan di excel, nggak user friendly, biasanya kalau file-nya dibuka lagi, lupa ini cell ngitung apaan sich, perlu waktu untuk di cek ulang lagi. Dari pengalaman ngajar kursus, yang paling safe adalah bikin sendiri…., saya bisa kasih flow chart-nya.

toni: Mas benny trims ya atas jawabannya yang soal KSO. Memang sih tidak ada transfer of interest di model KSO. Lalu landasan hukum nya ada ga ya kok di model KSO, kontraktor tidak bisa mem-book reserve tersebut? So, untuk company yang sudah public listing, jika company memang tidak bisa meng-claim reservenya maka model KSO sebenarnya kurang feasible donk ya untuk mereka yang public listing? Feb.12.08 08:56 AM

Kalau tujuannya untuk booking reserves mungkin ada benarnya, tapi bagaimanapun service contract khan ada value added nya juga.

ayub asyifudin: bung benny.. ada persolan dasar yg sering mengganngu saya.. Dengan sistem migas di indoensia, sepertinya kok negara tidak elegan dgn melakukan penjualan minyak (share GT) walaupun itu diwakilkan BP Migas skrg ini. Kalau konteksnya dulu, Pertamina yg jualan mungkin msh oke. Klo dari sdt pandang ekonomi rasanya tdk pas,penyelenggaran negara (apbn) dr berjualan minyak, apakah tidak lebih elegan dgn pengenaan pajaknya. sehingga jikaditarik ke fisosofi dasarnya dr pengusahaan migas, harusnya negara mendapatkan hasil dr tax nya bukan dari jualan migasnya.. gmn pendapat mas benny ? thanks ya mas. Feb.13.08 04:55 AM

Ada beberapa istilah, spt: lifting, fiscal elements (tax dan non tax), “petroleum valuation” dan siapa yang bertanggung jawab “dagang minyak”. Pada prakteknya, lifting pemerintah itu udah campur aduk antara komponen tax dan non tax. Perdagangan minyak itu juga amat sangat kompleks, tentu nggak bisa dilepas begitu saja, perlu “pihak” yang menjaga kepentingan pemerintah supaya bagian minyak yang dijual tidak “under pricing”.

Eri : Oom Ben, bahas sedikit dong mengenai mekanisme perhitungan bagi hasil utk LNG business, yg digabungkan dengan PSC calculation. tenkyu Feb.22.08 07:24 AM

Tanya sama yang ngurusin Tangguh tuh he he.. ntar deh tak cari bahannya dulu.

Danny: Bung Benny, Saya pernah ikut kursusnya David Johnston tahun lalu. Dia titip salam buat Anda. Feb.24.08 07:14 AM

Salam kembali, ikut course David yang dimana? Perth, Dubai, Dundee, Singapore, KL, Café Town.? Waduh enak juga ngajar kursus, keliling dunia..

Narindra: Pak, blog anda pas sekali dengan bidang saya... Sesekali boleh numpang ngisi artikel ya... Salam Feb.26.08 11:56 AM

Monggo, silahkan mas Narindra, kirim email aja, nanti saya posting khan..

Iwan PS: Sibuk ya mas?, saya denger sekarang lanjut kuliah lagi. Semoga sukses deh.. Feb.26.08 08:12 PM

Lumayan mas, yang penting diusahain bagi2 waktu yang pas lah: kantor, kampus, rekreasi

CD dan Cost Recovery

Berita mengenai (akan) dihapuskan (dikeluarkan) biaya Community Development (CD) dari mekanisme cost recovery menarik untuk disimak. Usulan pemerintah (dan beberapa pihak) tersebut memancing pro dan kontra. Kontra tentu datang dari perusahaan migas, logikanya: kalau dihapuskan, akan membebani (mengurangi) profit perusahaan.

Perusahaan migas juga complaint karena dengan adanya mekanisme cost recovery, seolah olah perusahaan tidak berpartisipasi untuk CD. Saya kira keluhan ini wajar, karena memang ada salah penafsiran. “Secara tidak langsung”, tentu perusahaan migas berkontribusi juga terhadap biaya CD, yaitu melalui “kerelaan” untuk berkurang bagian profitnya sebesar 15% dari biaya CD yang dikeluarkan.

Kemudian timbul pertanyaan: apa urusannya perusahaan migas (repot repot ngurusin) CD? apa “pantas” hanya berkontribusi 15% dari biaya CD?, kenapa pula 85% harus ditanggung negara?

Perdebatan bisa panjang kalau kita melulu melihat CD itu semata mata cost. CD merupakan bagian dari Corporate Social Responsibility (CSR), yang kalau kita lihat definisi World bank kira kira begini: CSR as the commitment of business to contribute to sustainable economic development, working with employees, their families, the local community and society at large to improve their quality of life, inways that are both good for business and good for development.

Ada baiknya kita melihat juga bahwa CSR itu adalah “investasi”, karena investasi tentu diharapkan ada “return”. Dalam bahasa lain, implementasi CSR tentu sedikit akan meningkatkan biaya perusahaan, tapi “benefits” yang akan diperoleh dalam jangka panjang akan melampaui “costs” yang telah dikeluarkan. Investasi CSR tentu bersifat jangka panjang. Sebagai contoh: kalau kita keluar biaya untuk training, tentu benefitnya nggak langsung terasa dalam jangka pendek. Dalam konteks CD, contoh benefit yang akan dirasakan adalah reputasi perusahaan, jadi membangun reputasi itu bukan sesuatu yang gratis.

Tentu tidak bisa dipaksa (diharapkan) bahwa semua perusahaan harus berpartisipasi dalam semua aspek CD, setiap perusahaan punya strategi implementasi untuk memperoleh "CSR premium" tersebut. Karena ada CSR premium, timbul pertanyaan: “kenapa pula CD masuk cost recovery?”. Saya kira kalau perusahaan mengutamakan reputasi, nggak perlu repot repot berdebat (ini bisa masuk) cost recovery atau nggak, (bisa jadi zaman "bahuela" dulu kondisi ini "bisa diterima" karena isu CSR belum relevan). Kalau selama ini bisa masuk cost recovery, ya anggep saja lagi dapet diskon. “Kalau nggak masuk cost recovery, apa mau berhenti implementasi CD?” Saya yakin mestinya tidak, perusahaan migas ini kalibernya internasional, seyogyanya mereka mementingkan reputasi. Maka berlomba lombalah para perusaahan migas melakukan CSR, banyak studi menyebutkan, perusahaan yang punya CSR program yang baik, relatif akan lebih “sustain”. Kalau nggak percaya ya nggak apa apa, coba aja nggak usah perduli sama CD, bukankah (dalam jangka yang tidak terlalu panjang), costs-nya akan lebih muahal…??

Model progressive, apa itu?

Mas Dadang, tanya lewat email: Mas Ben, saya jadi bingung, makin lama model PSC makin banyak, ada yang pembagiannya pakai ROR, R/C dan lain lain, ada yang pakai production rate, harga minyak. Apakah dibanding dengan Service contract model seperti ini lebih bagus?. Terima kasih sebelumnya mas, mohon maaf terus digangguin nih.”

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

Jangan bingung2 Om Dadang, jadi gini: memang PSC itu berkembang pesat, khususnya bagaimana membagi “kue” antara investor dan negara. Jadi nggak heran kalau dalam perkembangannya, keluarlah model pembagian (split) minyaknya berdasarkan macam macam parameter: Production rate, Cumulative Production, Oil Price, Depth, API gravity, ROR, R factor, dan banyak lagi lainnya....

Tentu ada plus minusnya model tersebut, seperti saya pernah posting dulu dulu, kalau modelnya sensitif terhadap tingkat keuntungan, maka model semacam itu disebut “Progressive”, artinya semakin besar tingkat keuntungan, semakin besar pula bagian negaranya. Model ini umumnya terjadi kalau split-nya berdasarkan ROR dan “R” Factor. Kalau split-nya berdasarkan tingkat produksi, umumnya tidak progressive.

Apakah “progressive” baik buat tuan rumah?, Dalam hal tertentu iya, tapi tentu tidak untuk semua kasus. Ilustrasinya gini: Model yang “progressive” ini karena berdasarkan ROR dan R factor, maka konsekuensinya tuan rumah harus “mengalah” dapat split yang lebih kecil dibanding Investor pada saat awal (karena pada periode tersebut terjadi pengembalian kapital investasi). Dimana parameter keuntungan ROR, “R” factor atau apapun namanya, masih relatif kecil. Lihat gambar berikut:

Menurut saya, model progressive ini cocok untuk daerah atau proyek yang “susah susah”, karena untuk proyek yang susah susah, ada justifikasi bagi tuan rumah untuk sedikit bersabar memerima share yang lebih kecil. Bagi Investor, model ini merupakan insentif untuk memperoleh investasi “high risk” mereka lebih awal. Kalau yang “gampang gampang” tentu kurang pas buat tuan rumah menggunakan model seperti ini, mungkin lebih cocok model yang nggak progressive.

Supaya ada guideline, saya coba bikin gambar dibawah (yang warna Hijau, Kuning, Merah adalah probabilitas ketemu prospek hidrokarbon). Ini buat acuan saja dimana kira kira model “progressive” ini cocok, dimana pula kira kira kalau seandainya mau pakai model “Service Contract”. Demikian Om Dadang, semoga tidak tambah kabur....

Kenapa (masih) perlu IOC?

Pas lagi buka2 bahan kursus Daniel Johnston, saya ketemu gambar dibawah yang cukup menarik.

Alasan utama si host country ngundang investor adalah bahwa Gov Take (bagian dari profit minyak yang masuk ke pundi negara), mestinya lebih besar dibanding dikerjain sendiri sama negara. Kenapa? karena unit cost nya lebih gede kalau dikerjain sendiri. lha kok bisa? ya karena jam terbang alias "learning curve" IOC, kemampuan manajerial dan penguasaan teknologi.

Lha kok kalau dikerjain sendiri bukankah biaya murah (nggak pakai bayar expat, nggak pakai bayar2 studi ke LN segala macem)?. Asumsi digambar itu mungkin seperti ini: emang secara nominal cost yang akan dikeluarkan oleh IOC lebih gede, tapi kemungkinan mereka untuk sukses menemukan lapangan yang gede (lebih besar). Atau bahasa sederhananya: outputnya lebih gede, sehingga cost per unit nya jatuhnya lebih kecil.

Tentu ini bisa diperdebatkan...