Buku baru yang gratis

Silvana Tordo (kelihatannya tidak ada hubungan dengan Silvana Herman..), Senior Energy Economist, World Bank, baru ngeluarin buku (2007), judulnya: Fiscal System for Hydrocarbons - Design Issues. Bukunya tipis cuma 72 halaman (sebetulnya ini paper yang dikemas jadi buku). Begitu tahu ada buku ini, saya langsung pesan ke Amazon, relatif nggak mahal karena tipis dan paperback, sama ongkos kirim sekitar 15 Euro.

Belakangan saya baru tahu kalau versi pdf-nya bisa di download gratis disini. Begitu saya mau cancel ke Amazon, ternyata udah dikirim, ya apa boleh buat. Ditengah langkanya publikasi baru mengenai aspek aspek petroleum fiscal, buku mbak Tordo patut disambut hangat, disamping tentu saja (menurut saya) isinya sendiri sangat bagus, pembahasan lengkap dan cukup advanced. Artinya buat yang sudah expert-pun, buku ini sangat bermanfaat, monggo silahkan dibaca. Kalau kesulitan download, nanti saya kirim via email deh.

Expertise, not money...

Menarik membaca interview International Oil Daily (Feb 6, 2008) dengan menteri perminyakan Algeria, Dr. Chekib Khelil sehubungan dengan rencana bid round beberapa blok disana.

Saya kutip: …The key is not the investment the firms bring, but the expertise: “We have the money,” Khelil reiterated. “We could do it ourselves but probably we are not going to do it as well as they could, so that’s what they bring.”….

Kalau dulu paradigma investasi migas di negara berkembang, selalu bilang nggak ada duit dan tentu saja nggak ada keahlian.. Tapi tampaknya itu cerita lama, paling nggak sekarang di beberapa negara, duit bukan motivasi utama, artinya duit mah gampang dicari, yang diharapkan dibawa itu adalah expertise, keahlian si multinational oil company..

Untuk negara kita, transfer ilmu di level technical sudah berjalan cukup baik, namun di level manajerial yang belum tuntas. Kita bisa lihat sekarang, di level technical sudah pada “mumpuni”. Tetapi untuk level mimpin proyek migas gede (mimpin perusahaan), kayanya belum banyak yang punya pengalaman, makanya nggak heran kalau masih belum pede ketika ditawarin kerjain sendiri… (nggak usah pake contohlah, tebak sendiri he he..). Mungkin sekarang perlu dipikirin untuk nyiapin “co-pilot” di proyek proyek besar yang kerjasama dengan IOC, nah si “co-pilot” ini dilatih juga untuk nanti jadi pilot beneran, jangan cuma dikasih kerjaan receh receh, akhirnya nanti sama pilotnya selalu dibilang belum siap, padahal emang nggak niat ntransfer ilmu. Sebaiknya si co-pilot ini dipilih dari tenaga yang masih muda (kalau tua nanti keburu pensiun..) dan punya tipikal rada “ndableg”, jangan yang model pasif aja, namanya ilmu nggak ada yang ngasih gratis, nyolong2 dikitlah he he..

Kalau diibaratkan sepakbola, kita punya pemain sich, skill oke semualah, tapi tentu perlu pelatih untuk meramu strategi, nah pelatih ini yang kita belum punya… makanya (untuk case case tertentu) masih perlu IOC seperti pak Menteri Algeria bilang.

PSC vs Non Cost Recovery

Ijoel: Mas Ben, untuk model non CR, bisa nggak ditambahkan dengan ilustrasi dari perspektif IRR kontraktor?. Trims sebelumnya Jan.29.08 05:02 AM

--------
Sebenarnya saya sudah banyak sekali posting mengenai untung rugi metoda pembagian berdasarkan Gross Revenue alias model kontrak yang nggak ada cost recovery.

Saya berangkat dari latar belakang dulu: model ini jadi menarik karena ada kata "non cost recovery", timing-nya tepat karena saat ini "cost recovery" itu sedang menjadi musuh nomor satu bangsa, semua orang alergi kalau mendengar istilah cost recovery he he. Jadi kalau ada model yang "non cost recovery", maka model ini dianggap solusi paling ideal.

Ada juga yang berasumsi bahwa dengan model non-cost recovery, investor akan lebih effisien karena komponen cost sudah termasuk porsi bagian investor (investor share). Dengan demikian, investor akan terdorong melakukan efisiensi biaya dalam rangka memperoleh margin profit yang lebih besar.

Sekarang mari kita berandai andai, Anda adalah investor yang berminat ikut tender block (model non cost recovery ini). Singkat cerita, dari data2 sub-surface (bila tersedia), staff Anda bisa memperkirakan berapa cadangan dan expected profil produksinya, data estimasi biaya (finding, dev. dan production cost) juga bisalah diperkirakan. Dengan asumsi harga minyak, Anda kemudian bisa menghitung IRR dari block tersebut, baik dengan menggunakan PSC standard maupun dengan macam macam split untuk model yang "non cost recovery". Karena ada ketidakpastian dari estimasi yang dibuat, maka Anda perlu melakukan sensitivitas dari ketiga key profit drivers, yaitu: harga minyak, cadangan (yang direfleksikan oleh forecast produksi) dan biaya (baik Capex maupun Opex). Secara sederhana, hal ini bisa dilakukan dengan mengubah salah satu key profit drivers tersebut, sementara yang lain dianggap konstan, atau kalau Anda mau advanced dikit, supaya bisa melihat efeknya secara simultan, bisa juga dilakukan dengan metoda simulasi.

Supaya tidak terlalu komplek gambarnya, saya lampirkan 2 gambar berikut (Gambar 1 & Gambar 2). Pada dasarnya ini sensitivitas biasa, perlu diperhatikan disini yang penting dilihat adalah polanya, angka (dalam hal ini) tidak begitu penting karena bisa beda beda tergantung inputnya.

Membacanya kira kira begini: kalau key drivers profit-nya "favourable" (bisa karena prices naik, reserves naik atau costs turun, atau kombinasinya), maka IRR investor akan naik. Sebaliknya juga begitu, kalau "non favourable" (prices turun, reserves memble, cost naik), IRR akan turun.

Katakanlah, Anda sebagai investor akan nge-bid sebesar 30% - 70% (yang disebut duluan adalah bagian investor), dari Gambar 1 kita dapat bagi menjadi 3 Area. Area I dan Area III adalah area yang lebih "menguntungkan" bagi Government dibanding investor relatif terhadap PSC standard (85 : 15). Sebaliknya area II adalah area dimana investor yang "lebih diuntungkan". Kalau kita lihat split 30 – 70 selintas cukup fair, karena kemungkinan berada di area I + III sama dengan area II. Bisa juga dibaca begini: makin bagus "key profit drivers" (area II) makin untunglah investor (lagi2 maksudnya relatif terhadap PSC standard). Sebaliknya makin kurang bagus "key profit drivers" (area I + III), makin kurang beruntunglah investor, karena ternyata hasil ini lebih jelek dibanding kalau mereka pakai PSC standard.

Namun demikian perlu kita lihat bahwa area III adalah area dimana IRR investor akan kurang dari 10%, sehingga pada realitanya nanti, area III ini tidak akan terjadi, apabila ini case-nya, si investor akan mundur. Apa ada investor mau terus kalau proyeknya bakalan rugi. Hal ini tidak akan terjadi apabila menggunakan PSC standard, dengan PSC standard IRR investor masih diatas 10%, yang artinya proyeknya tetap akan berjalan.

Sekarang kita lihat Gambar 2, bagaimana kalau investor nge-bid sebesar 35% - 65%, yang terjadi adalah area II ("investor makin untung“), semakin membesar, pay-off bagi government (area I) semakin mengkerut. Begitu seterusnya, apabila investor nge-bid lebih besar lagi (mis: 40% - 60%), maka praktis government gigit jari, karena in any case, IRR investor akan lebih baik dari model PSC standard.

Dapat kita lihat sebenarnya model "non cost recovery" ini lebih kearah terjadinya "win – lose", artinya: kalau terjadi ekstrim negatif, investor kalah telak, sementara pada kondisi ekstrim positif, investor menang telak. Pada PSC standard, hal ini tidak terjadi (jadi cenderung lebih win-win). Pada kondisi ekstrim negatif, investor masih bisa eksekusi proyeknya, pada kondisi ekstrim positif, gorvernment dapet bagian yang lebih besar.

Kembali ke pertanyaan klasik. Betulkah Anda (sebagai investor) akan menjadi lebih efisien dalam hal manajemen biaya dengan model non cost recovery ini? Wallahualam!, kalaupun benar, saya tidak begitu yakin akan terjadi cost effisiensi yang signifikan. "Keberuntungan" investor lebih banyak dipengaruhi oleh ketemu reserves yang gede dan tertolong lonjakan harga minyak. Jadi nanti kalau investor untung banyak (area II), itu bukan karena cost efficiency. Sebaliknya, apabila terjadi kondisi di area III, apa dengan melakukan cost efficiency bisa menolong untuk mendongkrak IRR investor? Well, I hope so, but I doubt it....

Sejatinya, besarnya cost itu tidak bergantung jenis kontrak, jadi kalau Anda mau develop field, tentu Anda akan sampai pada estimasi cost yang sama terserah mau kontraknya kaya apa. Apa kalau modelnya royalty tax terus Anda merasa harus effisien? Sementara model PSC Anda akan jor jor-an?. Apa iya investor untung kalau jor jor-an di cost?. Coba lihat posting saya tentang cost recovery sebelumnya.

Bahwa ada upaya Government untuk mengupas detail komponen cost recovery saya kira itu perlu di-apresiasi, intinya "cost recovery" jangan dijadikan tong sampah, apapun dimasukkan kesana. Walapun saya kira pada akhirnya komponen biaya "receh receh" yang sering dbahas itu sebenarnya secara persentase dari total cost mungkin tidak terlalu signifikan (ini feeling saya aja, mohon share kalau ada yang punya datanya, walaupun kecil tentu bukan alasan pembenaran, tetap harus diproses kalau ada "kebocoran" sekecil apapun, namun yang penting itu, ibarat kata pepatah: kalau mau nangkep tikus, janganlah dibakar gudangnya..). Komponen biaya besar itu khan yang berhubungan dengan proyek2 yang terkait dengan core activities dari bisnis migas. Nah, disini pengawasan yang perlu ditingkatkan. Caranya? Tingkatkan: knowledges, experiences & integrities dari pihak yang mengawasi. Cukup? Belum, KKKS di RI ini banyak jumlahnya (apalagi proyeknya), maka diperlukan integritas dari teman2 yang beberja di KKKS yang nota bene mewakili pemerintah juga (karena toh "indirectly" makan gaji pemeritah juga?). Mohon juga kontribusinya, jangan jadi penonton saja, kalau ada "tikus" berkeliaran dikantor jangan diem saja, di-infokan ke pihak yang berwenang. Kalau kompetensi yang ngawasi sudah bagus, terus yang kerja di KKKS integritasnya meningkat, selesailah sudah urusan cost recovery ini. PSC ini banyak dipakai dimana mana, tapi nggak ada yang sebegitu hebohnya dengan cost recovery, apabila naik, bisa jadi level of activities meningkat dan tentu saja mereka paham dengan trend bahwa biaya upstream lagi naik. Kalau di kita ini, semua masalah jadi kompleks, sana sini teriak, akhirnya: tikusnya nggak dapet, gudangnya dibakar habis he he..

Sebetulnya, kalau kita lihat praktek PSC di mancanegara saat ini, Untuk E&P contracts, model PSC saat ini masih yang paling populer, perkembangannya juga sangat cepat dengan berbagai macam teknik dan formulasi yang disesuaikan dengan kebutuhan. Kita yang jadi pioneer malah sudah agak tertinggal. Bagaimanapun, di level kita ini kan cuma bisa memberikan pandangan dan wacana yang berkembang, yang mana yang mau dipilih mah terserah: apa mau modifikasi model PSC atau bikin trend baru dengan mengeluarkan model kontrak "non cost recovery"?

Kontrak non cost recovery (lagi!)

Dari tagboard, zaki : Mas Benny, selamat online kembali Kemaren di suatu acara acara di Four Seasons, Pak Luluk mengatakan pemerintah sdg mengkaji jenis kontrak yg non cost recovery, dan nanti akan ditenderkan juga split-nya. Terus terang saya merasa agak bingung dg perkataan beliau, karena menurut saya, split itu thd revenue minus cost. Apakah memang ada contoh di negara lain yg seperti ini? Rasanya di Libya pun besaran split yg dibagi adalah besaran setelah cost recovery, pls confirm. Thx a lot. Jan.24.08 08:34 AM

---------------
Detail model yang dimaksud saya belum tahu, banyak memang praktisi migas di tanah air sibuk mencari cari model tanpa cost recovery. Model yang paling “pure” nggak ada cost recovery itu adalah model yang pembagiannya split nya berdasarkan gross revenue. (lihat posting saya sebelumnya disini)

Nah, mungkin yang mau ditenderkan itu, split gross revenue-nya. Jadi nantinya bagian gov sudah termasuk royalty, tax dan lain lain, sedangkan bagian KKKS sudah termasuk cost. Contoh di negara lain? rasanya hampir nggak ada, saya pernah kontak Daniel Johnston via email, dia bilang dia sedang evaluasi buat Turkmekistan karena pertimbangan khusus. Mungkin ada yang bisa update kalau pernah dengar aplikasi model ini ditempat lain.

Memang pada akhirnya yang paling sulit untuk model ini adalah menentukan berapa split yang pas (maksudnya yang bisa diterima investor tapi nggak lebih jelek buat Gov). Jadi kalau pada akhirnya ditenderkan saja mungkin ada benernya juga, daripada bingung menentukan berapa yang pas, ya sudah suruh investor yang minat compete aja beraninya berapa.

Kalau iseng, bisa juga dikira kira berapa kisaran split yang bakalan diajukan investor, coba lihat gambar diposting sebelumnya disini.

Model ini cuma berdasarkan perhitungan Gov. Take, untuk yang lebih komplit bisa dengan detail cash model (DCF anaysis), tapi lebih njelimet, (lihat posting sebelumnya mengenai kelemahan dan kelebihan metoda komparasi disini). Pada dasarnya perhitungan simple Gov Take ini kaya “quick count” aja, simpel tapi hasil akhirnya umumnya nggak beda banyak dengan metoda yang lebih kompleks lainnya.

Investor akan nge-bid dengan asumsi kira kira berapa persentase cost thd expected gross revenue. Kalau misalkan berdasarkan perkiraan besarnya kira kira 20%, maka untuk memperoleh Contraktor take yang sama (Cont take = 1 – Gov take) dengan PSC standard, split Gross revenue yang diperlukan sekitar 32% : 68% (Cont : Gov), kalau persentase cost thd gross revenue nantinya lebih besar, katakanlah 30%, maka investor akan “rugi”, kalau sebaliknya lebih rendah (mis: 10%), investor akan “untung”, kalau cost nya = 20% maka “indifference”. Terminologi: untung, rugi ini maksudnya relatif thd PSC standard.

Kalau katakanlah asumsi cost thd Gross revenue sekitar 30%, maka perlu split sekitar 40% : 60% untuk memperoleh take yang sama dengan PSC standard. Persepsi Investor tentu beda dengan Gov, investor akan lebih cari save dengan asumsi cost yang lebih besar (karena berbagai pertimbangan spt reserves risk, inflasi, etc), sebaliknya persepsi Gov, persentase cost akan lebih kecil karena trend harga minyak yang terus meningkat. Kemungkinan kisaran Bid investor sekitar 30% – 45%. Makin berani investor (ngebid dibawah 30%) makin besar peluangnya.

Seperti pernah saya posting, disadvantage model ini adalah seperti “pisau bermata dua”, gambarannya gini: katakanlah investor yang jadi pemenang nge bid dengan 33% - 67%. Dari persepsi gov, bisa jadi ini lebih jelek ketika profitnya melonjak (karena reserve yang ternyata sangat gede dan harga migas ternyata terus meningkat). Sebaliknya bisa jadi lebih bagus, ketika ternyata prospeknya memble, dan harga migas nggak naik. Jadi model ini melindungi Gov thd “potential loss”, tapi tidak lebih baik ketika terjadi “excessive profit”.

Namun demikian, coba sejenak kita bayangkan apa yang akan terjadi, ketika terjadi kondisi “potential loss”, apa investor akan terus jalan dengan proyeknya? Sudah tahu bakalan rugi apa iya terus ??, bisa jadi investor akan “cut loss” alias mundur. Paling mungkin, yang akan terjadi adalah re-negosiasi, investor akan minta perubahan terms. Sebaliknya kalau terjadi excessive profit, apa rela investor bagi bagi rezeki tambahan tsb?. Akhirnya, “kelebihan” dari model ini (karena tidak ada mekanisme cost recovery) kelihatannya pada prakteknya tidak akan terjadi.

Secara “time value of money”, model seperti ini, tidak terlalu menarik buat investor, karena adanya karakteristik “cost recovery ceilling” (dalam contoh ini, cost hanya bisa direcover sebesar max 33% setiap tahunnya), padahal investasi awal nilainya sangat besar. Tentu akan berpengaruh ke perhitungan IRR, NPV, pay out etc.

Singkat cerita, kalau hanya pembagian split berdasarkan gross revenue saja, saya kira akan terlalu sederhana dan memungkinkan terjadi kondisi “pisau bermata dua“ tsb. Perlu dipikirkan untuk membuat terms & conditions lain untuk mengantisipasi kedua kondisi ekstrim diatas.

I am back

Always too short for holidays, padahal udah cuti sebulan lebih dikit, tetap aja rasanya kurang, lumayanlah ketemu teman2 lama, ketemu makanan enak, jadi pingin cuti lagi nih...

Kembali ke blog, banyak juga pertanyaan euy, tak jawab satu satu sekenanya dulu ya.

toni: mas benny yang baik, menurut mas beny apakah kalo ada KPS yang join ikutan KSO sama Pertamina itu, si KPS berhak meng klaim equity reserves yang dia dapat dari porsi nya pertamina itu sebagai book reserves nya ya? Jan.16.08 11:14 AM

Toni yang baik juga, KSO itu agak unik, selintas kayak “PSC dalam PSC”, btw, jawaban saya ini belum tentu benar karena saya nggak tahu detailnya KSO. Berdasarkan pengamatan jarak jauh saja, kuncinya sebenarnya adalah pertanyaan ada nggak “transfer of interest” dari PTM ke Partner? kalau nggak ada, ya nggak bisa booking reserves, sependek yang saya tahu dalam KSO itu nggak ada transfer of interest, kaya service contract biasa. Mungkin teman PTM yang involved di KSO bisa menambah pencerahannya

Malik: Mas Beni, saya ada pertanyaan, apa benar untuk kontrak PSC kita yang baru diberlakukan DMO untuk gas? Kalo YA, gimana ketentuannya. Kebetulan saya sedang running economics untuk exploration/NV propects untuk Eastern-Indonesia. Makasih sebelumnya. Salam, Malik (TM'91). Jan.16.08 03:09 AM

Mas Malik, Ketentuan detailnya saya belum tahu, DMO untuk Gas, mungkin lebih tepat nyebutnya DMA kali (Domestic Market Allocation) itu khan isu serius bagi pemerintah dan saya pikir perspektif KKKS juga harus diubah untuk melihat kondisi tersebut sebagai “kebutuhan yang mendesak” bagi pemerintah. Berapa besarnya? Saya nggak tahu persis, bisa jadi itu bagian dari negosiasi berdasarkan keekonomian proyek tersebut. Bisa saja direkomendasikan oleh pemerintah sama dengan DMO oil sebesar 25% (tentu bisa juga lebih). Pada akhirnya kuncinya khan di pricing gas, kalau harga gas domestik juga bagus, mestinya itu bukan hal yang perlu dikhawatirkan buat KKKS, bukankah dalam kasus2 lain, buyers domestik ternyata berani beli dengan harga yang lebih bagus daripada buyers di LN?. Sekali lagi ini juga berdasarkan pengamatan jarak jauh lho..

adhi: mau tanya mas benny, ada gak artikel tentang PSC gas natuna yang kontroversial itu ? kalo gak salah porsi kontraktor dan negara 100:0. Kemaren di todays dialog metro TV Wapres JK mengatakan psc dirubah total menanggapi keberatan Amin Rais. Syukur alhamdulillah kalo mas benny bisa nerangin kronologis sampe yang terbaru. Jan.08.08 07:32 AM

Mas Adhi, Artikel Natuna khan udah banyak dibahas di mass media, coba juga liat posting saya sebelumnya.

Eri: Mas Ben, happy new year 2008. Barusan saya baca di [LINK] kalau pemerintah RI sedang mengkaji sistem kontrak yg berbasis TIDAK menggunakan cost recovery. Salah satu usulan yg dipertimbangkan adalah untuk tender, point yang akan dinilai adalah berapa % split yang ditawarkan kepada pemerintah RI. Gimana ini mas? Jan.07.08 12:21 PM

Mas Eri, Happy new year juga, kemaren pas malem tahun baru saya di Jakarta, nggak kemana2, kecapean, tiduran aja dirumah.

Untuk kasus model kontrak yang tidak menggunakan “cost recovery” sudah banyak saya bahas, buat saya itu bukan solusi optimum buat government, saya kira itu euphoria saja karena terlalu ketakutan dengan cost recovery. Saya khawatir, at the end, government yang akan jadi looser..

Mengenai bid-able split, itu udah banyak di praktekan di LN (Libya, Angola dan banyak lagi), profit oil split dikosongin, IOC tinggal isi sendiri beraninya nulis angka berapa, kadang kadang nggak cuma split yang di tenderkan, yang lain bisa juga kaya: royalty, cost recovery limit, etc. Untuk kasus EPSA Libya, mereka malah terkaget kaget sendiri waktu buka hasil bid-nya, kok IOC masukin split nya kecil sekali buat si IOC nya. Waktu ada yang kritik, kok terms Libya ketat sekali, Boss minyaknya Libya sana enteng aja bilang, lha mereka sendiri yang nekat minta splitnya kecil kecil he he..

Erwin: salm kenal sy adlh mahsiswa jursan Business Management yg sdng menysun skripsi.sampai saat ni sy msh dibingungkan dgn topik pa yg akan tuls pd skripsi sy ini.Permasalahannya, sy sangat interest dng topik sosio ekonomi yn berkaitan dng [LINK] ingin skripsi sy trsebut selain sbg salah satu syarat klulusan meraih gelar Srjana, tp jg sbg informasi & solusi atas prmasalahan prekonomian indo.Shg skripsi sy dpt mnjd kritik bg Khalayak umum yg memiliki peran di dlmnya.apakah sdr beny bs memberikan masukan thp prmasalahan sy? Terima Kasih..Best Regard Dec.27.07 06:05 AM

dan: Halo Pak Benny, wah.. senang sekali membaca blog-nya bapak, sy mendapatkan pengetahuan bnyk sekali. Kebetulan saya sedang mengerjakan studi literatur mengenai aset manajemen negara di bidang oil n gas. Saya ingin share lebih lanjut, bisakah Pak Benny hubungi saya di email saya? thx.. Dec.26.07 10:14 AM

Mas Erwin, saya nggak bisa buka LINK nya, email JAPRI aja ke saya (blubiantara@gmail.com). Buat Mas Dan juga deh, kira2 apa yang bisa di share?


Juwarto: Mas Benny, saya mo nanya soal Pertamina. Apa semua (mayoritas) kontrak2 pertamina itu "no-ringfencing". Soalnya pertamina menggunakan metode konsolidasi untuk menghitung biaya2 yang ditagihkan ke negara. Akibatnya pembagian hasil migas ke daerah(pemda) terkesan tidak adil. Daerah yang seharusnya dapat bagi hasil tinggi jadi berkurang karena harus "mensubsidi" biaya daerah lain. Terima kasih. Juwarto Dec.14.07 04:18 AM

Mas Juwarto, pertanyaannya saya kira sudah dijawab dengan sangat baik oleh mas adhi, tengkiu mas adhi.


Martinus: Hello Pak Benny, apa kabar? Semoga baik dan sehat2 selalu ya. Apa Pak Benny tertarik untuk menulis blog tentang windfall profit? Apalagi ada wacana untuk DPR menerbitkan RUU mengenai windfall profit tsb. Thanks. Dec.14.07 01:16 AM

Mas Martinus, tentang windfall profit, boleh juga tuh he he.. tapi serem buat KKKS kali ya. Kalau kolega saya disini bilangnya gampang aja, kalau diterjemahkan kira kira begini: “mister IOC, ente khan nggak pernah nyangka kalau harga minyak jadi setinggi kaya gini waktu ngitung keekonomian proyek ente 5 – 10 tahun lalu, oke lah ogut percaya, ente pasti protes, bilang apa apa naek mas, ngebor mahal, cari karyawan profesional susah mintanya gaji gede semua, pokoke semuanya naek deh. Gini aja deh mister, ogut ngertilah itu semua, gimana kalau kita transparan aja hitung2 annya, ogut juga nggak enak kalau ente jadi tekor, tapi ya jangan terlalu pelit juga, ngakunya miskin terus, ngasih tapi sing ikhlas dong, makanya kita itung2-an transparan ajalah…”. Inilah diskusi windfall profit ha ha…

Harga Minyak - how high is too high?

Namanya Arjun Murti, dia bekerja di Goldman Sachs, anak muda ini salah satu pembicara yang paling ditunggu pada waktu menghadiri Oxford Energy Seminar, September 2006. Arjun mendadak populer dikalangan analis harga minyak dengan teorinya super spike yang meramalkan harga minyak akan segera mencapai 105 $ per barrel. Pada saat itu, di kalangan analis - Arjun dianggap nyeleneh, tapi sebenarnya banyak juga yang penasaran dengan teorinya tersebut. Pada sesi lain dalam seminar yang sama, Ivo Bozon dari perusahaan konsultan yang juga terkenal (MacKinsey), membuat ramalan sebaliknya, harga minyak akan segera turun ke level 35 - 40 $ per barrel. Saat itu harga minyak WTI sekitar 64 $ per barrel, turun sejak mencapai puncaknya bulan Juli 2006 sebesar 76 $ per barrel. Dua bulan kemudian harga minyak terus turun ke level 55 $ per barrel dan orang mulai melupakan teorinya Arjun.

Mingguan Petroleum Intelligence Weekly (PIW), secara rutin mengadakan semacam kontes forecast harga minyak yang terdiri dari para analis beken dari institusi kondang kelas dunia. PIW edisi April 2007, memuat range forecast dari analis tersebut, hasilnya: untuk rata rata tahun 2007 range-nya berkisar antara 54 - 66 $ per barrel. Apa yang terjadi kemudian? Harga minyak terus meningkat sejak April 2007, pola ini berbeda dengan tahun tahun sebelumnya dimana harga minyak akan cenderung turun setelah liburan musim panas berakhir, ini ternyata tidak terjadi untuk tahun 2007. Melihat perkembangan harga minyak, PIW edisi September menurunkan kembali update forecast harga minyak dari para analyst tersebut, untuk kuartal 4, 2007, yang berkisar antara 67 – 77 $ per barrel, tidak satupun analis beken memperkirakan harga minyak akan tembus ke level 80 $ per barrel. Ada joke diantara para analis, “pekerjaan apa yang paling sia sia?”, jawabnya: “mem-forecast harga minyak”.

Semua analisa harga minyak tentunya berangkat dari faktor faktor fundamental, seperti: pertumbuhan ekonomi, supply vs demand, level persediaan (stocks) di negara konsumen, spare capacity OPEC, weather (musim), tentunya juga ditambah kemungkinan terjadinya gangguan pasokan baik karena masalah geopolitik maupun badai dan bencana alam lainnya.

Apa yang terjadi tahun 2006, ketika supply vs. demand dianggap cukup, namun terjadi masalah pasokan untuk produk produk hasil kilang akibat adanya bottleneck. Selain masalah kapasitas, juga ada masalah kompleksitas kilang karena terjadi ketidakseimbangan permintaan produk minyak. Secara global, permintaan untuk light products (gasoline, naphtha) meningkat sebaliknya permintaan heavy products relatif turun. Konfigurasi kilang yang jenis simpel tidak bisa meng-upgrade crude residue menjadi light products. Maka terjadilah “rebutan” minyak mentah jenis ringan, sementara tambahan pasokan minyak mentah yang tersedia sebagian besar jenisnya heavy crude, yang terjadi akhirnya: surplus heavy crude sementara defisit light crude.

Perkiraan pertumbuhan permintaan dan pasokan minyak global biasanya dilakukan oleh banyak institusi, seperti: OPEC, DOE, IEA, CERA, PFC, Barclay Capital, Argus dan lain lain. Data tersebut ada yang bisa diakses langsung, ada juga yang harus membayar dulu sebagai anggota. Perkiraan pertumbuhan permintaan untuk tahun 2008 dari rata rata institusi tersebut sekitar 1.3 juta barrel per hari. China, India dan Timur Tengah mengambil porsi sekitar 850 ribu barrel per hari (65%) dari tambahan permintaan global tersebut.

Bagaimana dari sisi pasokan? tambahan sekitar 800 - 900 ribu barrel per hari dipasok dari negara Non-OPEC (Utamanya: Brazil, Canada, Russia dan Azerbaijan). Sementara kekurangannya akan diisi oleh OPEC, dengan spare capacity OPEC sekitar 2 - 3 juta barrel per hari, fundamental tentunya cukup aman.

Salah satu faktor non-fundamental yang tidak boleh dilupakan adalah persepsi, persepsi yang timbul adalah bahwa posisi fundamental sangat ketat, yang pada gilirannya menimbulkan kecemasan konsumen terhadap keyakinan akan ketersediaan pasokan. Faktor faktor ini (kecemasan macetnya pasokan karena meningkatnya ketegangan geopolitik, ketidakyakinan kinerja pasokan Non-OPEC, dan kenyataan menurunnya level persediaan minyak mentah US) tentu mempunyai andil terhadap meningkatnya harga minyak. Faktor lain adalah melemahnya nilai tukar dollar dan turunnya tingkat suku bunga di US yang membuat investor melakukan hedging terhadap posisi dollar yang melemah, kondisi ini mendorong meningkatnya harga komoditas termasuk minyak.

Peran dan pengaruh spekulan di oil futures market.

Pada umumnya yang dimaksud spekulan dalam crude oil papers itu adalah kelompok yang tidak ada hubungannya dengan transaksi minyak yang sesungguhnya (physical crude). Misalnya: hedge, pension fund, dan lain lain. Transaksinya dicatat sebagai non-commercial oleh CFTC (commodity futures trading commission). Oleh karena itu transaksi non-commercial ini dijadikan pendekatan untuk melihat aktivitas spekulan. Analis berusaha mencari hubungan antara aktivitas spekulan dengan kecenderungan harga minyak, misalkan dengan membuat plot: harga minyak (WTI) vs. transaksi non-commercial, harga minyak vs. volume open interest (total jumlah futures contracts long atau short yang belum di likuidasi oleh offsetting transaction atau delivery).

Mengapa spekulasi kena getahnya dan dituding ikut mendorong melonjaknya harga minyak? Beberapa tahun belakangan transaksi di futures markets ini meningkat sekitar empat kali lipat dibanding 10 tahun yang lalu, begitu pula transaksi untuk kontrak non-commercial. Beberapa studi menyebutkan bahwa hanya melihat fundamental supply vs. demand di physical market tidak memberikan gambaran yang utuh tanpa membahas pengaruh paper market. Oleh karena itu, sebagian analis percaya bahwa meningkatnya transaksi spekulan ini berpengaruh terhadap peningkatan harga, walaupun susah dihitung secara kuantitatif berapa besar pengaruh kenaikan harga akibat aksi spekulan ini.

Namun banyak juga studi yang menyimpulkan sebaliknya, bahwa tindakan spekulasi tidak banyak berpengaruh terhadap harga minyak, tetapi yang terjadi adalah harga minyak yang mempengaruhi aksi spekulasi.

Analis yang mem-plot harga minyak dengan transaksi non-commercial maupun volume open interest, bisa menunjukkan hubungan bahwa pada periode tertentu ada korelasi positif, namun pada periode lain tidak ada korelasinya.

Menurut publikasi konsultan terkenal Cambridge Energy Research Associates (CERA) bulan Januari 2008, volume open interest di NYMEX mencapai 1.5 juta kontrak (standar NYMEX dan ICE Future, 1 kontrak = 1000 barrel). Apabila digabungkan dengan options, maka total volume open interest mencapai 2.4 juta kontrak. Untuk transaksi non-commercial, net long position sebesar 83 ribu kontrak, atau sebesar 83 juta barrel yang hampir setara dengan total permintaan dunia sebesar 86 juta barrel per hari. Posisi long futures menjadi menguntungkan apabila harga naik, net long position umumnya merefleksikan ekpekstasi harga akan naik. Spekulan memang tidak menentukan kecenderungan harga, tetapi tindakan spekulan mempunyai kemampuan untuk “mengarahkan” kecenderungan harga tersebut.

Mengingat begitu banyak faktor yang berpengaruh, fundamental dan non-fundamental, memperkirakan harga minyak memang luar biasa sulit kalau tidak mau menyebutnya pekerjaan sia sia, kecenderungan harga yang masih naik, tentu akan sampai batasnya dimana dia harus turun (what goes up, must go down). Ketika harga minyak sempat menembus level “tiga digit”, mungkin analis perlu kembali ke teorinya Arjun, dengan satu pertanyaan sesuai judul presentasinya dahulu: “how high is too high?”.

PSA Russia (update)

Baru terima email dari Oxford Institute for Energy Studies (OIES) tadi siang, biasanya mereka kirim email kalau ada working paper (WP) baru. Enaknya WP dari OIES ini (sebagian besar) bisa di download gratis, nggak perlu member2 segala. WP ini cukup menarik judulnya, yaitu: Agreement from Another Era, Production Sharing Agreements in Putin's Russia: 2000 - 2007, bisa di download disini. Anggap aja sebagai update dari posting saya tentang PSA di Russia awal tahun ini disini.

Manfaat nge-blog..

Sudah hampir satu setengah tahun nge blog? Teman saya bilang, “rajin amat kamu nulis di blog”, sebenarnya nggak juga ya, karena sebagian besar yang saya posting itu berhubungan dengan kerjaan saya dulu maupun sekarang, juga dari beberapa bahan kursus yang pernah saya berikan di tanah air.

Kalau update untuk industri migas dan energi di mancanegara, saya terbantu dengan banyaknya langganan publikasi yang diterima setiap pagi, hampir satu jam pertama di kantor dipakai buat baca publikasi online tersebut. Biasanya kalau ada yang menarik dan tidak terlalu spesifik saya olah sedikit untuk dijadikan bahan posting. Saya tidak mau langsung copy paste, karena memang aturannya tidak boleh. Gimanapun itu ”periuk nasi” si penerbit. Sebenarnya banyak publikasi bagus tapi (sayang) sifatnya confidential, ya udah, saya keep aja. Saya juga terbantu dengan mudahnya beli buku baru yang terkait dengan energi, perminyakan, fiscal dan lain lain, kadang kadang sedih juga mendengar teman2 di tanah air yang kesulitan cari buku. Disamping itu disini cukup sering ngundang pakar mancanegara untuk presentasi, jadi ada kesempatan untuk interaksi langsung, enaknya kalau ada hal hal yang off the record, biasanya mereka share.

Buat saya sendiri, nulis di blog banyak manfaatnya juga, kalau perlu info cepat mengenai suatu hal dan kebenaran pernah saya posting, biasanya saya merasa lebih cepat kalau cari di blog, ketimbang cari di files di komputer. Hitung hitung kaya bikin catatan ajalah..

Mungkin ada satu hal yang menjadikan nge-blog lebih mudah, disini akses internet relatif murah, dengan paket 3 in 1, yang terdiri dari: akses internet bebas 24 jam per hari, ditambah TV cable dan telpon lokal, kena sekitar 700 ribu per bulan. Saya kira lebih murah dibanding di Jakarta (atau sekarang sudah ada yang lebih murah?).

Salah satu yang menarik dari nge blog adalah diskusi dan banyak teman, beberapa yang email “japri” ke saya, baik yang sekedar say hello, maupun nanya yang susah susah. Beberapa saya posting di blog yang kira2 menarik buat yang lain. Saya senang diskusi dengan adik2 yang lagi kuliah yang perlu paper2, kalau kebetulan ada pasti saya kirimkan (gimananapun saya pernah merasakan susahnya cari paper gratis dulu...). Saya juga banyak dapat kiriman presentasi, makalah dan lain lain dari teman teman, senior dan lain lain dari tanah air. Ada juga yang ngirimin buku (thanks a lot!). Mengenai nulis buku? Setelah saya pikir2, (kayanya) nggak semudah itu, nulis buku kan pake bahasa yang benar, bahasa saya agak belepotan, sementara nulis blog saya bisa pake bahasa prokem… paling nggak, belum kepikiranlah untuk saat ini.

Saya ngebayangin mau cuti satu bulan, kayanya nanti kangen juga lama nggak nge blog!

Buku Baru & CUTI...

Escaping the Resource Curse, Ini buku baru terbitan tahun 2007, saya pesan lewat Amazon UK, harganya sama ongkos kirim dan VAT sekitar 36 euro. Saya suka judulnya dan salah satu editornya (Prof. Stiglitz) yang sempat ramai ketika mendukung langkah nasionalisasi versi Bolivia beberapa waktu yang lalu.

Menarik ternyata ide awal penulisan buku ini salah satunya dari George Soros (dengan kapasitasnya sebagai Chairman and Founder of the Open Society Institute), tidak heran kalau kata pengantarnya dari doi. Saya kutip paragraf awal dari kata pengantarnya: “resource curse” is the term used to describe the failure of resource rich countries to benefit from their natural wealth. Perversely, many countries rich in natural resources are poorer and more miserable than countries that are less well endowed…”

Buku ini terdiri dari kumpulan tulisan dari beberapa pakar, David Johnston (kembarannya Daniel) nyumbang satu tulisan, judulnya “How to Evaluate the Fiscal Terms of Oil Contract”, isinya hampir sama dengan bukunya Daniel, hanya ada beberapa update khususnya mengenai: Saving Index, Effective Royalty Rate (ERR) dan Access to Gross Revenue (lihat posting2 saya sebelumnya kalau ingin tahu detail “binatang” apa ini). Tulisan2 lain kalau dilihat judulnya juga kelihatannya menarik, saya baru sempat lihat tulisannya Joseph Stiglitz di bab 2, judulnya “What is the Role of the State”, saya bacanya agak pelan2, karena surprise, tulisan profesor ini agak sangar juga, dimana dia membahas kasus2 “cheating” yang dilakukan IOC besar, dia juga membahas bahwa “suksesnya” renegosiasi kontrak2 lama di Amerika Latin, menunjukkan keyakinan dia bahwa selama ini mereka (host countries) ditipu (sama IOC)…

Bab lain belum sempat disentuh, kayanya kerjaan numpuk karena 2 minggu lagi saya mau cuti pulang kampung, beberapa kerjaan harus diselesaikan sebelum terbang ke Jakarta. Paling nggak buku ini bisa dibaca di pesawat atau dijadiin tambahan bantal kalau nggak sempat. Pengalaman menunjukkan kalau kita bawa buku, 99% malah nggak akan sempat dibaca, apalagi pas cuti, banyak urusan lain yang lebih menarik he he.. So, Off dulu barang sebulan, lupakan urusan kontrak migas, fiscal terms, harga minyak, dan lain lain… mending mikirin dimana cari makanan enak di kampung......he he.

Thinking Out of the Box

Dari tagboard, Zaki: Mas Benny, barusan di detikcom diberitakan bahwa BPMIGAS mengusulkan agar drilling dikeluarkan dari komitmen eksplorasi, sehingga masa eksplorasi bisa cuma 3 th saja. Kalo dari kasus2 di negara lain, apakah skema ini cukup umum dipakai dan bagaimana pro & cons-nya? Thx

-----
Saya copy- paste artikel detikcom tersebut dibawah ini:

Selasa, 27/11/2007 14:57 WIB
BP Migas Usulkan Pengeboran Tak Masuk Komitmen Eksplorasi
Alih Istik Wahyuni - detikfinance

Jakarta - BP Migas mengusulkan agar pengeboran dikeluarkan dari komitmen masa eksplorasi. Dengan demikian, masa eksplorasi bisa diperpendek dari 10 tahun menjadi hanya 3 tahun. "Kita usulkan begitu. Eksplorasi komitmennya tidak usah sampai pemboran," kata Kepala BP Migas Kardaya Warnika usai penandatanganan Pakta Integritas di gedung Patra Jasa, Jakarta, Selasa (27/11/2007).

Komitmen eksplorasi saat ini terdiri studi geologi, geofisik, seismik, dan pengeboran. Jangka waktu yang diberikan adalah 6 tahun dan bisa diperpanjang 4 tahun jadi 10 tahun. Menurut Kardaya, mekanisme seperti itu menyulitkan investor dan pemerintah. "Kalau dari seismik diperkirakan ada minyaknya pasti dibor tapi kalau tidak ada tandatanda, ya tidak akan dibor. Kalau belum tahu ada apa-apa, ternyata kosong, ya hanya orang gila aja yang ngebor," katanya.

BP Migas mengusulkan masa eksplorasi hanya 3 tahun. Jika ditemukan migas baru dibor, jika tidak maka harus dikembalikan ke pemerintah lalu bisa ditawarkan lagi ke orang lain. "Jangan sampai dia nggak bisa, orang lain nggak bisa masuk," katanya.

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

Kembali ke pertanyaan mas Zaki, Kalau saya melihatnya begini, saya kira BP Migas yang hari2 nya berinteraksi dengan KKKS (Kontraktor Kontrak Kerja Sama) tahu persis permasalahan yang terjadi, kendala apa saja yang dihadapi KKKS dalam memenuhi komitmen eksplorasi selama ini. Sehingga perlu dicari terobosan, namanya mau nerobos, jalan berpikirnya harus “out of the box”. Namanya alternatif pasti selalu ada plus minusnya.

Saya belum sempat cek satu per satu bagaimana komitmen eksplorasi di negara lain, yang pasti kalau komitmen eksplorasi umumnya termasuk mengebor sekian biji sumur eksplorasi. Kondisi idealnya memang seperti itu, karena namanya cadangan baru bisa di konfirmasi tentu setelah ada pemboran. Namun sekali lagi kita perlu melihat apa kendala yang dihadapi KKKS, seperti kata Kepala BPMigas, kalau KKKS belum “mantab yakinnya”, kenapa mesti dipaksa ngebor. Menurut saya ini perlu untuk menggairahkan aktivitas eksplorasi khususnya di daerah “sulit”.

Bila perlu tidak berhenti sampai disini, perlu pemikiran “out of the box” lainnya, misalnya (kaya’nya saya pernah posting sebelumnya), ide untuk memberi kesempatan pada konsorsium perusahaan minyak (yang sudah punya blok berproduksi) ngebor wildcat di daerah yang “konon kabarnya” ada minyak atau gas nya. Caranya: suruh eksplorasi dan ngebor satu sumur, biayanya masuk cost recovery dari existing block (kalau PSC normal khan nggak bisa masuk cost recovery, tunggu produksi dulu, lihat posting mengenai ringfencing). Nah untuk kasus ini monggo dikasih insentif “ngebor satu (atau dua) sumur wildcat gratis”. Menurut saya ini juga terobosan, kalau hasilnya (ngebor tersebut) positif, pemerintah bisa negosiasi dengan kontraktor dengan posisi tawar menawar yang jauuuh lebih baik. Pemikiran “out of the box” seperti ini sudah lama beredar di kalangan orang migas, saya nggak tahu bagaimana kelanjutannya. Memang ada yang argue, wah kalau nggak ketemu pemerintah penghasilannya berkurang karena cost recovery naik, ya so pastilah broer, cuma kalau sebaliknya, ada discovery, syukur syukur kaya lapangan Tupi di Brazil yang menghebohkan itu, khan lumayan.

Thinking Out of the Box yang lain? (ini misalnya): bagaimana caranya nge-push KKKS segera memproduksikan lapangannya yang masih nganggur, saya kira untuk saat ini masalah keekonomian bisa dilupakan dulu, dengan harga minyak yang cenderung terus tinggi, semuanya sudah ekonomis-lah. Nggak ada resouces/manpower? suruh yang lain ngerjain, belum ada mekanismenya, gimana dong?, ya namanya “out of the box”, bebas aja mikirnya dulu. Jangan belum apa2 udah, “wah ini sulit..”, “kalau itu nggak mungkin”. Cara berpikir “out of the box” itu perlu, tentu dalam rangka memberikan yang terbaik untuk negara. Ibaratnya kalau mikirnya “sekitar situ aja”, ya hasilnya juga “segitu gitu aja” hehe. So let’s think out of the box..

Economic Rent di Industri Migas

Konsep yang penting dipahami ketika kita membahas aspek kontrak perminyakan adalah Economic Rent. Konsep ini awalnya mengacu ke teori David Ricardo, untuk yang tertarik analisa Ricardo, bisa baca detail di bukunya beliau Principles of Political Economy and Taxation, bab 2 dan Bab 3 (Rent dan Rent on Mines).

Saya akan fokus ke konsep economic rent untuk industri migas khususnya. Sebagaimana diketahui bahwa migas dan kekayaan alam lainnya adalah milik negara, setiap negara tentu punya beberapa tujuan dalam rangka pengembangan migas di negara masing masing, tidak bisa dipungkiri dalam beberapa hal, bisa terjadi konflik diantara tujuan tersebut. Namun satu hal yang hampir pasti serupa adalah tujuan utamanya, yaitu: memaksimalkan economic rent.

Dari studi literatur yang saya lakukan ada 2 buku yang sangat baik mendefinisikan economic rent dalam industri migas. Pertama: Alexander Kemp di bukunya "Petroleum Rent Collection Around The World" (1987), saya kutip sebagai berikut:

"The economic rents from petroleum exploitation are the returns accruing to investor over and above those costs necessary to sustain (1) ongoing production from existing fields, (2) the development of new but discovered fields and (3) new exploration. Measurement of the rents requires knowledge of the costs of finding, developing and operating production profiles, oil prices and investors' discount rates. This is a demanding list of requirements, but if inaccurate measures are employed by governments, the economic distortion can then arise."

Definisi yang lain dari Daniel Johnston, di bukunya International Fiscal System and Production Sharing Contract (1994), sebagai berikut:

"The economic rent in the petroleum industry is the difference between the value of production and the costs to extract it. These costs consist of normal exploration, development and operating cost as well as an appropriate share of profit for the petroleum industry. Rent is the surplus. Economic rent is synonymous with excess profits. Governments attempt to capture as much economic rent as possible through various levies, taxes, royalties and bonuses"

Gambar diatas saya ambil dari bukunya Daniel Johnston, gambar ini menunjukkan bagaimana alokasi Gross Revenue dari produksi migas, Rent disini tidak lain adalah Government Take. Konsep economic rent penting dipahami oleh kedua belah pihak (host country dan contractor atau perusahaan migas) khususnya ketika men-disain formulasi fiscal terms yang optimum. Host country tentu berusaha memaksimalkan GT namun pada saat yang sama fiscal terms tersebut harus cukup menarik buat investor. Prakteknya tentu nggak segampang ini…

Perdagangan minyak

Dari tagboard Mas Edy Purnomo: Yth Mas Benny saya wartawan di Investor Daily, Jakarta. Beberapa hari ini kami menurunkan berita-berita soal minyak termasuk, proses ekspor impor. Beberapa kalangan menilai Indonesia selama ini salah dalah menerapkan kebijakan ekspor-impor minyak yang melalui trader atau broker. Pertanyaannya, Benarkah impor minyak harus melalui trader dan tak bisa langsung dilakukan? Bagaimana sebenarnya prosedur perdagangan minyak mentah dan BBM di dunia selama ini. Bisakah mas menjelaskan ke saya soal seluk beluk perdagangan minyak? Siapa saja pemain yang mempengaruhi harga minyak? terima kasih.

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

Urusan perdagangan minyak ini emang agak kompleks mas, kita bahas yang simpel dulu:

Dari jenis perdaganganya: crude oil atau bisa juga petroleum products. Trading centernya, antara lain: Houston, New York, London. Geneva, Rotterdam, Tokyo dan Singapore. Pemainnya siapa aja? Integrated Oil Companies (IOC dan NOC), consumers, refiners, traders, dan lain lain. Kalau kita ngomong crude beneran (physical), maka delivery-nya bisa dibagi lagi: terms contract dan spot sale. Sebenarnya ada lagi, yaitu: forward, futures dan Derivates, tapi nggak usah kita bahas karena nggak begitu relevan dengan pertanyaan Anda.

Gambar diatas saya kutip dari RIM, secara garis besar untuk bisnis minyak mentah (crude oil), mereka bagi 4 pemain intinya, yaitu: Producer, perusahaan yang produksi dan ekspor minyak mentah, Equity Holder - Perusahaan yang punya interest atau share lapangan minyak (tapi bukan sebagai operator), Oil Trader - Perusahaan yang kerjaannya beli dan jual minyak mentah di pasar internasional. Oil Refiner – Perusahaan yang beli minyak mentah untuk diolah lebih lanjut jadi petroleum products.

Untuk bisnis petroleum products, gambarnya seperti dibawah ini:

RIM secara garis besar membagi mereka menjadi 3 pemain, yaitu: Singapore Refiner – Kilang Singapore yang menghasilkan dan menjual oil products, kadang kadang juga beli oil products buat jaga jaga kalau shortfalls. Oil Trader - sama dengan definisi sebelumnya. Importer – Perusahaan diluar Singapore yang beli petroleum products (FOB Singapore basis) untuk dijual lagi di pasar domestik.

Pada umumnya, producer atau Integrated Oil Companies punya anak perusahaan atau divisi atau apalah istilahnya, yang ngurusini trading sendiri.

Untuk harga, mereka ini pada dasarnya tidak bisa mempengaruhi, ngikut aja harga yang nantinya akan terjadi sesuai dengan terms jual belinya. Berapa? ya mengikuti benchmark harga tertentu, plus atau minus sesuai grade, timing dan lain lain.

Disini broker emang nggak kelihatan, intinya broker itu khan “membantu” karena dia tahu pasar, pada umumnya broker ini pentolan, pensiunan trader atau orang cargo yang udah kenal medan-lah. Modalnya (kasarnya) cuma telpon aja sana sini (karena punya networking tentunya), kontak traders yang punya cargo crude atau products, dimana posisinya, hitung2 kapan bisa barangnya nyampe, gimana terms-nya, terus telpon traders lain lagi, sama juga cek cek term-nya gimana (lumayan khan dapet sekian cent per barrel sebagai komisi broker). Kalau kita nggak ngerti pasar, ya perlu pakai broker. Kaya mau beli rumah atau tanah, kalau nggak paham lokasinya, ya apa boleh buat pakai broker, kalau udah paham ya nggak perlu, jalan sendiri aja (dalam bahasa oil tradingnya: serahkan aja ke trader kita).

Mungkin ada teman “oil traders” yang bisa memberikan tambahan pengalamannya?

Model yang pas, ada nggak?

Dari tagboard, pertanyaan Mas Agus: Mas Benny, Bagaimana pandangan mas Benny mengenai Bagi hasil migas untuk RI sekarang ini? Apakah sudah sesuai? Bagaimana kalau direvis/?perbaiki? Apakah bisa sampai Atribase? Menurut mas Benny, Bagaimana bentuk bagi hasil yang memihak Gov tapi bisa menarik investor? Terima Kasih mas

--------
Pertanyaan Mas Agus nih gampang2 susah, kalau dibilang udah sesuai, berarti kesannya nggak perlu ngapa2 in lagi, kalau dibilang belum sesuai, berarti perlu dipikirkan gimana caranya biar sesuai.. terus bagaimana cari model yang pas buat kedua pihak, susah kan?

Mulai dari mana nih, untuk sementara kita lupakan dulu masalah sesuai vs. tidak sesuai, arbitrase, model yang pas..sekarang kita lihat trend nya dulu bagaimana. Kalau kita bicara kontrak, bisa kita bagi dua, kontrak blok (Wilayah Kerja) yang sedang berjalan (existing) dan blok yang belum ada yang garap.

Untuk kontrak yang existing, kalau kita lihat strategi host country di mancanegara saat ini (yang dipicu oleh kenaikan harga minyak), berdasarkan pengamatan, saya kategorikan menjadi 3 strategi (lihat gambar). Strategi I, Keep As Is, artinya ya udah biarin aja, tidak ada perubahan sampai kontrak berakhir. Perubahan baru dilakukan pada saat kontrak berakhir, tentu saja umumnya pada saat perpanjangan kontrak tersebut, terms and conditions nya diubah menjadi lebih baik buat host country. Mengenai dilema perpanjangan kontrak bisa dilihat di posting saya sebelumnya disini.

Strategi II adalah melakukan apa yang disebut dengan negosiasi ulang secara kekeluargaan (Friendly Renegotiation), pada dasarnya melalui strategi ini, host country menghimbau IOC untuk “secara arif dan bijaksana” (duh.. bahasanya kaya bahasa anggota dewan..) membagi bagian dari profit oil mereka. Tentu berapa besarnya dapat disepakati melalui pembicaraan yang transparan dari kedua belah pihak. Strategi III agak “preman” sedikit, artinya host country “memaksa” IOC untuk mengurangi porsinya secara signifikan, kalau nggak mau, silahkan keluar. Strategi III ini dilakukan oleh beberapa negara Amerika Latin: Venezuela, Bolivia dan Equador. Strategi II, untuk contoh bisa disebutkan misalnya: Algeria dan Alberta, Canada, juga UK serta beberapa negara Caspian. Sebagian besar host country yang lain (paling tidak sejauh ini) memilih Strategi I.

Kalau kita kaji lagi, salah satu alasan mengapa negara negara Amerika Latin melakukan strategi III, tidak lain karena memang kontrak mereka itu sebelumnya relatif lunak (terlalu jor jor-an buat kontraktor), itu juga tidak terlepas dari permainan antara oknum pejabat mereka zaman dahulu dengan IOC (lihat posting saya sebelumnya mengenai kasus PDVSA, disini). Strategi II bisa dilakukan dengan meminta tambahan share buat host country melalui “windfall profit tax”.

Sekarang kita kembali ke PSC kita (model “bagi hasil” PSC kita sebenarnya banyak, lihat posting saya di kilas balik PSC kita, disini). Untuk PSC standard, dari pembagian profit, kita dapat 85% (biasa disebut Government Take/ GT). Kalau kita bandingkan secara umum di mancanegara, angka ini termasuk tinggi, rata rata GT negara lain sekitar 60% sampai 70%. Sebenarnya kalau kita lihat dari GT itu, kita sudah okelah. Kelemahan sistem kita itu karena pembagiannya fixed (tidak bergantung keuntungan), jadi pada saat harga minyak naik, GT ya tetap sebesar itu (jelasnya lihat posting sebelumnya disini).

Kembali ke pertanyaan Mas Agus,
Sesuai nggak? Dari sisi GT ya cukup OK. Tapi sayangnya kalau keuntungan meningkat, GT nya segitu terus, nah sekarang ada nggak perusahaan minyak (IOC) yang ngebayangin pada waktu mereka investasi 10-15 tahun lalu harga minyak akan mencapai level seperti sekarang ini. Bayangin dulu waktu IOC investasi berapa kira kira asumsi harga minyak mereka (baik harga nominal maupun real), saya kira jauh dari kondisi sekarang. Jadi tidak bisa dipungkiri kalau mereka menikmati kenaikan harga minyak tinggi ini. Bagaimana kalau dilakukan Strategi II? Ya boleh boleh aja, khan kekeluargaan ini, nggak maksa. Bentuknya apa? Bisa tambahan tax (apapun namanya), bisa juga berupa bonus, kan kita udah kenal dengan bonus produksi (kalau mencapai kumulatif produki tertentu), nah ini bisa aja diberikan “bonus harga minyak tinggi”, pada saat harga minyak mencapai level tertentu. Strategi III? Kalau saya nggak terlalu semangat dengan yang ini, lebih banyak masalah dalam jangka panjang, kecuali kalau kita mau tertutup, nggak perlu investor asing lagi. Begitu kita apply strategi III, dijamin kalau kita buka penawaran blok, apa masih ada investor yang mau, apa kita mau ekplorasi migas pake duit negara?

Belajar dari kecenderungan yang terjadi, sepertinya kita perlu meng-improve terms dan conditions (T&C) untuk penawaran blok baru maupun perpanjangan. Sedemikian rupa T&C tersebut fleksibel terhadap keuntungan (gampangnya terhadap harga minyak). Tetapi tetap saja pegangannya: “one-size fits all model does not exist”, jangan pernah membayangkan kita punya satu model untuk semua situasi, karena kita ketahui resikonya juga beda beda (deepwater, EOR, marginal, heavy oil,etc), tentu nggak bisa dipukul rata, semua perlu model “bagi hasil” yang sesuai dengan resiko nya masing masing.

Harga minyak & spekulan

Pertanyaan dari Mas Adjie di tag board: Mas Benny, katanya salah satu penyebab harga minyak naik karena ulah spekulan, bisa diberi gambaran sedikit mekanismenya? Thanx

------

Coba lihat posting2 saya sebelumnya yang ada basic tentang futures oil market, coba baca juga artikel bagus dari washington Post (5 Nov 2007) : “Oil's Recent Rise Not as Familiar as It Looks - Traders, Not Political or Supply Concerns, May Be Pushing Fuel Toward $100” ini link-nya.

Pada umumnya yang dimaksud spekulator dalam "crude oil papers" itu adalah kelompok yang tidak ada hubungannya dengan transaksi crude beneran. Mis; hedge, pension fund, etc. Transaksinya dicatat sebagai "non-commercial" oleh CFTC, Oleh karena itu non-commercial ini dianggap sebagai proxy spekulator. Analis berusaha mencari hubungannya dengan harga minyak, misalkan dengan membuat plot: harga minyak (WTI) thd transaksi non-commercial, harga minyak thd open interest volume dan lain lain.

Mengapa spekulasi kena getahnya dan dituding ikut2 bikin melonjaknya harga minyak? Beberapa tahun belakangan para pemain di futures markets ini meningkat sekitar empat kali lipat dibanding 10 tahun yang lalu, begitu pula transaksi untuk kontrak “non-commercial”. Beberapa studi menyebutkan bahwa hanya melihat fundamental penawaran vs. permintaan di “physical market” tidak memberikan gambaran “oil market” yang utuh tanpa membahas pengaruh “paper market”. Oleh karena itu, sebagian analis percaya bahwa meningkatnya transaksi spekulan ini berpengaruh terhadap peningkatan harga, walaupun susah dihitung secara kuantitatif berapa besar pengaruh kenaikan harga akibat “ulah” spekulan ini.

Namun banyak juga studi yang menyimpulkan sebaliknya, bahwa spekulan tdak banyak berpengaruh terhadap harga minyak, tetapi yang terjadi adalah harga minyak yang mempengaruhi spekulan.. kaya ayam sama telor… siapa duluan?

Analis yang mem-plot harga minyak dengan transaksi non-commercial maupun volume open interest, bisa menunjukkan hubungan bahwa pada periode tertentu ada korelasi positif, namun pada periode lain tidak ada korelasinya..

Saya ingat salah satu presenter (lupa namanya) waktu workshop financial market and oil prices tahun lalu, dia bilang: pengaruh (spekulan thd harga minyak) sangat komplek, tidak bisa dilihat hubungannya melalui korelasi dan regresi yang sederhana. Saya kira pendapat mister ini bener juga, realitas terkadang terlalu sulit dimodelkan melalui plot plot yang sederhana.

Peak Oil - Kapan?

Ini topik kontroversial, tidak ada salahnya kita bahas. Sebagaimana diketahui, minyak itu termasuk golongan “non-renewable resources”, kalau kemudian timbul teori ataupun konsep bahwa (nantinya) akan tercapai peak, tentu bukan suatu yang mengherankan. Konsep “peak oil” sendiri dikaitkan dengan Hubbert's curve. Tahun 1960-an, Hubbert, American geologist, mencoba mem - forecast kapan terjadi peak production di US. Dari data yang berhasil dikumpulin, dia memperkirakan peak oil itu akan terjadi awal tahun 70-an. Kontribusi Hubbert ini patut dihargai, walaupun metodologinya banyak kelemahan disana sini.

Untuk global oil production, ada beberapa pakar, seperti: Colin Campbell, Kenneth Deffeyes, dan lain lain (lihat disini) yang senang memperkirakan kapan terjadinya peak, tapi begitu pas kejadian, ternyata produksi global terus naik, maka mereka merevisi lagi kapan terjadinya peak, begitu seterusnya. Campbell semula memperkirakan peak tahun 2004, kemudian di revisi 2010, kelihatannya ini akan direvisi lagi. Kritik terhadap para ”peakists” ini adalah tidak ada penjelasan begitu ramalan meleset, selain membuat ramalan baru!.

Sekarang mari kita berandai andai, bayangkan kita punya data production profile field by field, country by country, baik existing field maupun future development. Kemudian kita plot, dari situ kita akan ketemu kapan produksi dunia ini akan mencapai peak-nya. Selesai urusan? Tergantung urusannya, kalau urusan dianggap simpel, ya selesai. Masalahnya kenyataan selalu tidak sederhana.

Tidak sederhana kenapa? Ada beberapa point, antara lain:

Terkadang para peakist tidak memasukkan aktivitas eksplorasi, jadi melulu melihat development dari cadangan yang sudah ditemukan. Memang ada argumen, dari sesi volume, temuan cadangan belakangan ini relatif rendah. Namun hal itu tidak disebabkan karena kehabisan prospek untuk menemukan cadangan, tapi lebih disebabkan karena investasi di sektor eksplorasi, pengembangan dan produksi. Budget untuk eksplorasi cenderung turun. Logikanya, dalam era harga minyak tinggi, mungkin IOC secara ekonomi tentu lebih termotivasi untuk fokus ke pengembangan dan produksi. Alasan lain? Seperti kita ketahui access ke resources bagi IOC makin terbatas.

Kapan terjadinya peak tentu harus melihat bagaimana peran dari unconventional oil (extra heavy oils, oil sands, ultra deepwater, etc), mengingat cadangan in-place nya besar, kalau ini masuk, tentu akan membuat peak oil molor lagi.

Istilah cadangan (reserves) cukup kompleks, banyak istilah istilah, seperti: proven, probable, possible, P1, P2, P3. Ultimate Recoverable Reserves (URR) itu sendiri dinamis, berubah ubah dengan bertambahnya data atau informasi baru. Kalau pada saat pengembangan awal asumsi cadangan P1, bisa jadi setelah ditambah informasi baru (dari sumur2 yang dibor), cadangan bisa di revisi jadi P2 (tentu bisa juga mengecil kurang dari P1). Decline curve juga unik untuk masing masing field.

Last but not least, tentu 2 faktor penting lain yaitu: investasi & teknologi, dua dua bisa memperlambat kapan terjadinya peak oil

Dalam kasus ini kita hanya melulu melihat dari sisi kemampuan supply, kita nggak ngomong urusan geopolitik (perang dan lain lain), juga faktor bencana alam.

Kembali ke kapan peak oil? Mungkin kita bisa balik bertanya, apa perlu menebak kapan terjadinya? Mengingat tebak2an sebelumnya lebih banyak meleset tanpa bisa menjelaskan kenapa meleset.

Kawan saya kalau ditanya kapan peak oil, dia jawabnya santai: peak oil itu kaya' kematian, suatu saat akan terjadi, tapi kapannya kita nggak tahu, apa perlu mem-forecast kematian he he?.

Olivert Appert dari IFP mungkin bisa memberi pencerahan buat yang merasa perlu menebak kapan peak oil, dia bilang: An optimist and a pessimist will obtain very different numbers that will yield very different peak oil dates. This peak could happen tomorrow or not until 2048, depending on the expert.

Jadi selanjutnya tergantung ente, masuk golongan yang pesimis apa optimis, atau golongan netral alias emang gue pikirin he he..!