Sharing the Pain?

Berbagi kesusahan?, kalau di lingkungan RT ada yang kena musibah, saya kira tanpa perlu instruksi, para tetangga akan “sharing the pain”, dengan memberikan bantuan sukarela, tanpa perlu Pak RT turun tangan.

Terkait rencana “Sharing the Pain”, kenapa ya pakai istilah seperti ini?, coba lihat aja komentar petinggi KKS di detik.com dibawah, yang belum apa apa sudah ngeles, “Selama ini kita sudah sharing. Bukan hanya sharing the pain, tapi sharing success and risk, karena kontraknya kan PSC”. Wajar aja beliau ngomong seperti itu, nanti bisa bisa dipelesetkan bukan lagi PSC (Production Sharing Contract) tapi PSP (Production Sharing Pain…).

Saya kira implikasi kenaikan harga minyak bumi saat ini menimbulkan trend yang jelas di manca negara, yaitu: tuntutan negara si empunya minyak untuk memperoleh “rent” atau bagian dari produksi secara poroporsional lebih besar. Ada yang menempuh cara cara yang agak keras (“unfriendly”), yaitu langsung nasionalisasi. Namun lebih banyak yang menempuh cara yang lebih bersahabat, yaitu dengan menaikkan bagian fiscal pemerintah yang bentuknya bisa macam macam, sebagai contoh: Russia (pajak ekspor), Algeria (windfall profit tax untuk harga minyak diatas 30), negara negara di Caspian menuntut pembagian profit oil lebih besar, Canada menaikan royalty, UK malah sering naikin tax untuk perusahaan minyak yang beroperasi disana.

Pada awalnya tentu banyak protes dari IOC yang beroperasi di negara tersebut, hal yang wajar, selama pemerintah bisa meyakinkan para kontraktor. Apa yang diterangkan Dr. Chekib Khelil (Menteri Perminyak Algeria) cukup gamblang, ketika itu beliau berkata: It is a tax which has been imposed given the exceptional profits made by the companies which led to the disequilibrium between the interests of the companies and the state. When the companies signed the contracts the price of oil was $15”.

Seperti saya pernah posting sebelumnya, sebagian besar kontrak perminyakan di dunia tidak sensitif terhadap kenaikan harga minyak, artinya "kue" bagian negara tidak meningkat dengan naiknya harga minyak. Hal ini juga terjadi dengan PSC RI, yang mana tidak sensitif thd kenaikan harga minyak (maksudnya bagian pemerintah dari profit segitu aja terus berapapun harga minyak tingginya). Jadi kalau harga minyak naik, terus pemerintah meminta bagian proporsi yang lebih besar, itu bukan hak yang aneh. Saya kira kontraktor akan dapat menerima, kasarnya, kalaupun kontraktor tidak mau terima, dia lari ke negara lain, urusan bagi bagi “excessive profit” ini juga akan terjadi. Kita mungkin lebih suka memilih kata yang halus, sharing the pain, akibatnya ya itu tadi, dipelintir dan (bisa) dipelesetkan sama KKKS.

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

Jumat, 13/06/2008 11:27 WIB
Skenario 'Sharing The Pain' Usulan BP Migas
Alih Istik Wahyuni - detikFinance

BP Migas dan Departemen ESDM menyiapkan beberapa skenario untuk 'sharing the pain' dampak kenaikan harga minyak dunia. Skenario itu antara lain bisa melalui pengenaan pajak tambahan, manajemen cost recovery dan perubahan bagi hasil.

"Kalau pemerintah kesulitan, nantinya mungkin bisa makin sulit. Harusnya mereka ikut kontribusi bagaimana menyelesaikan masalah keekonomian. Misalkan dengan pajak tambahan dan manajemen cost recovery," kata Kepala BP Migas R Priyono di Gedung Patra Jasa, Jakarta, Jumat (13/6/2008).

Alternatif pengenaan pajak tambahan antara lain berupa pajak ekspor. Sementara manajemen cost recovery yang disiapkan antara lain dengan mekanisme batas atas.

Untuk alternatif hasil hasil atau split, menurut Priyono karena terkait dengan kontrak, maka ini adalah pilihan terakhir pemerintah.

"Kalau yang berhubungan dengan kontrak, itu pilihan terakhir," katanya.

Namun Priyono menegaskan, pihaknya hanya menyediakan alternatif-alternatif skenario. Skenario tersebut kemudian akan di bahas bersama Departemen Keuangan, dan keputusan akan diambil di tingkatan menteri.

"Ada beberapa alternatif, tapi nanti itu keputusan menteri. Kita bicarakan juga ke perusahaan minyak, mana yang bisa diterima. Menkeu yang lihat skenario secara keekonomiannya," katanya.

Sementara Presiden Direktur Chevron Pasific Indonesia Suwito Anggoro menyatakan sebenarnya saat ini para kontraktor sudah 'sharing the pain' karena sistem kontrak yang berupa Production Sharing Contract.

"Selama ini kita sudah sharing. Bukan hanya sharing the pain, tapi sharing success and risk, karena kontraknya kan PSC," jelas Suwito seraya menambahkan akan menyerahkan keputusan pada pemerintah.

Pro Kontra Keanggotaan Indonesia di OPEC

Bersama ini saya postingkan 2 tulisan, pertama tulisan Mas Wid (Prof. Widjajono), dan yang kedua tulisan Bapak Dirgo D. Purbo.

Tulisan Mas Wid berjudul: Pentingkah Menjadi Anggota OPEC, sedangkan tulisan Pak Dirgo berjudul: Indonesia keluar dari OPEC atas pertimbangan Geopolitik  “Energy Security”.

Kedua tulisan ini menarik, Tulisan Mas Wid isinya cenderung mengusulkan RI tetap di OPEC. Sementara tulisan Pak Dirgo sebaliknya.
----------------------------------------------

Pentingkah Menjadi Anggota OPEC?
Oleh: Widjajono Partowidagdo
(Guru Besar ITB)

Menjadi anggota perkumpulan apapun, tentunya mempertimbangkan apakah manfaatnya lebih besar dari biayanya. Demikian pula apabila suatu negara menjadi anggota OPEC ( Organization of Petroleum Exporting Countries ) seyogyanya bisa memanfaatkan sebaik-baiknya keberadaanya di OPEC sehingga nilai manfaatnya lebih besar dari iurannya.

Maka pertanyaannya adalah apakah kita sudah memanfaatkan sebaik-baiknya keanggotaan kita di OPEC. Salah satu keuntungan jadi anggota suatu perkumpulan adalah kedekatan dengan anggota-anggota lainnya. Kebanyakan negara anggota OPEC adalah negara yang kaya migas dan kaya uang.

Banyak orang yang tidak kaya ingin masuk sekolah saya di Amerika Serikat, University of Southern California, karena sekolah tersebut dikenal sebagai sekolah anak orang kaya, dengan harapan ingin menjadi kaya. Kalau orang yang tidak kaya ingin dihargai oleh mereka yang kaya sehingga kemudian mereka bekerjasama, tentunya yang tidak kaya harus mempunyai kelebihan, misal lebih pintar, disamping dapat dipercaya.

Sebagai anggota OPEC kita punya kesempatan lebih baik dalam membujuk negara-negara OPEC untuk membangun kilang BBM, petrokimia, LNG, LPG baik di Indonesia maupun di negara-negara OPEC tersebut untuk dimanfaatkan Indonesia dengan dana dari mereka dan bahan baku yang lebih murah dari mereka. Kita dapat pula membujuk negara-negara OPEC untuk menanamkan modal pada Pertamina dan Swasta Nasional untuk mengelola lapangan migas baik di Indonesia maupun di negara-negara OPEC tersebut.

Perlu dicatat bahwa banyak ahli perminyakan Indonesia bekerja di Malaysia dan negara-negara OPEC dan non OPEC. Petronas banyak mendapat dana dari negara-negara anggota OPEC untuk mengoperasikan lapangan di luar negeri dengan mengerjakan ahli perminyakan Indonesia. Kenapa kita tidak menggunakan ahli kita tersebut untuk bekerja di Perusahaan-Perusahaan Migas kita baik di dalam maupun di luar negeri?.

Memanfaatkan semaksimal mungkin keanggotaan kita di OPEC, bukan hanya tugas orang-orang Indonesia yang bekerja di Sekretariat OPEC tetapi juga tugas kedutaan Republik Indonesia di negara-negara OPEC tersebut dan juga tugas Institusi-Institusi terkait seperti Departemen-Departemen ESDM (Energi dan Sumber Daya Mineral), Keuangan, Perdagangan, Perindustrian, Tenaga Kerja serta Kadin, BKPM, Badan Usaha dan lain-lain disamping diperlukan kebijakan serta iklim investasi yang mendukung.

Seorang rekan, yang pernah menjadi staf di Sekretariat OPEC mengeluh sesudah bersusah payah melakukan lobby di suatu negara anggota OPEC dan berhasil, usaha tersebut tidak berlanjut karena kurangnya koordinasi antar institusi. Ada kelakar bahwa pejabat negeri kita sering tindak-tindak (jalan-jalan) tetapi tindak lanjutnya tidak ada.

Penulis tidak tahu apakah keputusan keluar dari OPEC tersebut sudah final atau belum. Andaikata belum, apakah tidak dipertimbangkan tetap menjadi anggota OPEC tetapi dengan penghematan, misalnya dengan mengurangi pejabat yang mondar-mandir ke Wina.

Hal yang sama, perlu dievaluasi apakah kinerja KBRI di luar negeri sudah optimal atau belum. Penulis pernah mendengar bahwa kedutaan Malaysia di luar negeri lebih sedikit dari KBRI karena suatu kedutaan bisa melayani beberapa negara. Kinerja Malaysia lebih baik bukan hanya karena diplomat-diplomatnya bekerja lebih efektif, tetapi juga karena koordinasi antar instansi pemerintah Malaysia lebih baik karena mempunyai visi yang sama dan birokrasi disana lebih bersahabat bagi investor asing yang mengakibatkan peringkat iklim investasi di Malaysia jauh lebih baik. Menurut Goldman Sachs, 2007 peringkat Malaysia adalah medium risk sedangkan Indonesia adalah very high risk. Ibarat jualan, akan lebih mudah kalau jualan barang bagus.

Indonesia memiliki bung Karno yang mempunyai ide-ide besar seperti Pancasila, Berdikari (Mandiri), Gotong-Royong (Masyarakat Peduli) dan pelopor Production Sharing Contract, tetapi kita lemah dalam implementasi. Pak Jusuf Kalla pernah menyatakan di kediamannya bahwa kita harus Think Big (Berpikir Besar).

Perlu dicatat bahwa Indonesia adalah satu-satunya anggota OPEC di Asia, diluar Timur Tengah. Apabila Indonesia keluar dari OPEC, bukan tidak mungkin Malaysia akan masuk OPEC. Menurut CERA (Cambridge Energy Research Associates), 2007, produksi minyak domestik Malaysia pada tahun 2007 adalah 0,77 juta barel per hari dan diperkirakan akan memproduksi minyak 1,32 juta barel per hari pada 2017. Perlu dicatat Petronas juga mempunyai banyak lapangan di luar negeri, termasuk di negara-negara OPEC dan Malaysia bukan negara pengimpor minyak. Padahal luas Malaysia jauh lebih kecil dari Indonesia, mahasiswa Malaysia dulu belajar perminyakan di ITB, Malaysia meniru Production Sharing Contract Indonesia dan Petronas banyak mempekerjakan ahli perminyakan Indonesia.

Perlu dicatat bahwa Ecuador yang keluar dari OPEC Desember 1992 masuk OPEC kembali Oktober 2007. Produksi Ecuador pada 1995 adalah 395 ribu barel per hari dan pada 2007 adalah 510 ribu barel per hari.

Mohon dipertimbangkan jangan sampai hanya karena menghemat biaya iuran OPEC kita kehilangan potensi manfaat yang lebih besar sebagai anggota OPEC. Hal yang sama, jangan karena kita menghemat cost recovery kita tidak melakukan IOR (Improved Oil Recovery) termasuk EOR (Enhanced Oil Recovery) sehingga produksi di lapangan-lapangan yang sudah ada tidak dapat dipertahankan, apalagi ditingkatkan. Walaupun cost recovery meningkat dari 5,0 milyar dolar pada 2003 ke 5,9 milyar dolar pada 2006 dengan menurunnya produksi minyak dari 1,146 juta barel per hari ke 1 juta barel per hari dan produkasi gas relative tetap 8,3 BSCFPD, tetapi pendapatan meningkat dari 18,2 milyar dolar ke 32,1 milyar dolar serta Penerimaan Negara meningkat dari 10,8 milyar dolar ke 23,1 milyar dolar Perlu dicatat kalau pada Primary Recovery biaya produksi mungkin $5-10 /barel, tetapi dengan EOR biaya produksi bisa diatas $20 /barel. Perlu disadari bahwa apabila harga minyak diatas $100 /barel, EOR pun masih sangat menguntungkan.

Apabila Indonesia sudah memutuskan keluar dari OPEC, kita perlu bekerja lebih baik supaya produksi minyak kita meningkat dengan meningkatnya eksplorasi dan IOR serta program diversifikasi (memakai lebih banyak batubara, panasbumi, Coal Bed Methane, biofuels dan lain-lain) dan konservasi kita berhasil, sehingga kita bisa menjadi net oil exporter dan menjadi anggota OPEC kembali. Untuk itu kita memerlukan kebijakan, peningkatan kemampuan nasional dan kerjasama antar stakeholders di bidang energi yang lebih baik.

-----------

Riwayat Hidup

Widjajono Partowidagdo adalah Guru Besar Ilmu Ekonomi dan Pengelolaan Lapangan Migas pada Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan, Sekretaris Komisi Permasalahan Bangsa Majelis Guru Besar Institut Teknologi Bandung (ITB) serta anggota Tim P3 (Pengawasan Peningkatan Produksi) Migas ESDM. Pernah menjadi Ketua Kelompok Keahlian Teknik Pemboran, Produksi dan Manajemen Migas pada Fakultas Ilmu Kebumian dan Teknologi Mineral ITB, 2005-2007, Ketua Program Pasca Sarjana Studi Pembangunan ITB, 1993-2004, Pembantu Dekan Urusan Akademis, Fakultas Teknologi Mineral serta Anggota Senat ITB, 1994-1997 dan Koordinator Penelitian Pembangunan Berkelanjutan pada Pusat Antar Universitas untuk Ilmu Ekonomi, Universitas Indonesia, 1989-1992.

Mendapat Sarjana Teknik Perminyakan ITB, MSc in Petroleum Engineering, MSc in Operations Research, MA in Economics dan PhD dengan disertasi An Oil and Gas Supply and Economics Model for Indonesia dari University of Southern California, Los Angeles, USA. Menulis dua buku yaitu “Manajemen dan Ekonomi Minyak dan Gas Bumi”, 2002 serta “Memahami Pembangunan dan Analisis Kebijakan”, 2004.

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

Indonesia Keluar dari OPEC atas Pertimbangan Geopolitik “Energy Security”

Oleh: Dirgo D. Purbo

"Indonesia, the only South East Asian member of the Organization of Petroleum Exporting Countries, became a net crude-oil importer early this year after domestic production fell sharply following several years with little fresh investment in exploration and production."

President Republic of Indonesia, Susilo Bambang Yudhoyono said on Wall Street Journal ( October 5, 2005 ).

Setelah tertunda tunda sejak pemerintah mengumumkan kenaikan harga minyak yang untuk kedua kalinya pada tanggal 1 oktober 2005, akhirnya Presiden Susilo Bambang Yudhoyono menegaskan untuk segera keluar dari OPEC begitu pengumuman kenaikan harga BBM bulan Mei 2008. Langkah yang diambil ini, meskipun agak terlambat,merupakan keputusan yang strategis dan dinilai sangat tepat. Terkecuali perpanjangan kontrak ladang minyak Cepu untuk dikelola oleh Pertamina,Untuk kesekian kalinya bahwa Presiden SBY telah mengambil keputusan yang berkaitan langsung dalam konteks prespektif geopolitik energi Indonesia, diantaranya:

1. Tidak menghendaki kerjasama Indonesia dengan Malayasia dalam hal blok migas , Ambalat. Blok Ambalat merupakan bagian dari wilayah Indonesia.

2. Tidak menyetujui Defence Cooperation Agreement. (DCA) antara Republik Indonesia dengan Singapura. Wilayah yang dikehendaki oleh Singapura merupakan kandungan migas dan jalur transportasi migas (SLOC).

3. Tidak memperpanjang kontrak ladang migas antara Pertamina dan, Exxonmobil di Laut Natuna. Kandungan gas alam dikawasan ini sebesar 46,7 tcf.

4. Tidak lagi menyebutkan cadangan minyak Indonesia akan habis 18 tahun lagi, setelah bertahun tahun dinyatakan secara resmi oleh pemerintah sejak tahun 1988.

5. Menegaskan kembali untuk keluar dari OPEC.

Seluruh keputusan strategis ini tidak lain untuk mengutamakan kepentingan nasional Indonesia dalam menghadapi era globalisasi dan juga menghadapi konstelasi tatanan dunia baru pada abad 21. Hal ini juga sejalan dengan pandangan yang disampaikan oleh Deep Stoat dalam kajian strategisnya untuk negara negara maju yang selalu menempatkan aspek minyak sebagai agenda kepentingan nasional dengan mengatakan : “If you would understand world geopolitics today, follow the OIL”. Untuk memperkuat pernyataan tersebut dan mendapat gambaran bagaimana faktor geopolitik energi yang menentukan kebijakan suatu Negara,kiranya dapat dilihat juga pada diagram yang dikeluarkan oleh National Petroleum Council, Amerika Serikat.

Sumber: NPC

Terlihat pada diagram tersebut, ada tiga komponen utama untuk menetapkan suatu kebijakan politik yang berkaitan dengan energi antara lain: Supply,Demand dan Technology. Ketiga komponen ini saling keterkaitan satu sama lain (interchange) dengan landasannya kondisi geopolitik yang mempunyai peran sangat sentral dan strategis. Untuk mendapatkan penjelasan teori teori dasar geopolitik, kiranya dapat dikutip dari pencetusnya yaitu: Professor Friedrich Ratzel (1844-1904) German Professor, Rudolf Kjellen (1864-1922) Swedish, Sir. Halford Mackinder (1861-1946) British. Dari ketiga tokoh geopolitik tersebut dimana masing2 mempunyai penekanan teorinya, namun pada intinya terdapat persamaan esensi yang dapat diringkas sebagai berikut :

It must be regarded as a science bordering on geography, history,political science and international relations. The politician,the military planner and the diplomat can use geopolitics as a method to analyze how geographical factors can be of importants when planning.Geopolitics as the destiny

Kondisi geografis Indonesia, diantaranya sumber minyak mentah, sejak memasuki tahun 2004 sudah tidak dapat lagi memenuhi kebutuhan konsumsi dalam negri sendiri. Meskipun masih tersedia potensi cadangan energi fosil yang begitu besar, namun dalam hal liquid energi, termasuk gas alam mengalami deficit.

OPEC

Alasan yang mendasar dibentuknya OPEC itu untuk menstabilkan permintaan dunia atas minyak mentah dan kemudian pada tahun 1971 menyatukan penggunaan mata uang dollar untuk transaksi minyak. Seiring dengan permintaan dunia yang terus meningkat,OPEC sudah tidak dapat lagi berperan sebagai stabilisator. Seluruh dunia hanya tergantung kepada perannya Arab Saudi yang mempunyai kapasitas produksi 9,5 juta bph dan itupun masih memiliki kapasitas tambahan produksi sampai 2 juta bph.

Meskipun Indonesia sebagai anggota OPEC ,pada kenyataannya juga selalu tidak dapat mengantisipasi naiknya harga minyak yang sempat menyentuh US$ 138 per barel. Pemerintah selalu hanya bisa terkejut kejut seperti halnya negara negara pengimpor minyak lainnya. Dengan menggunakan data dari OPEC tahun 2005 dibawah ini,memperlihatkan posisi kapasitas produksi dari masing masing negara anggota. Berdasarkan pengamatan data dibawah ini,kiranya dapat disimpulkan bahwa anggota OPEC dapat dibagi menjadi empat katagori :

1. Negara yang memproduksi secara maksimal,bahkan sudah tidak peduli lagi dengan ketentuan kuota al;Libya,Algeria,Iran,Kuwait,Nigeria dan Qatar,

2. Negara dengan kapasitas dibawah kuota; Venezuela.

3. Negara yang masih mempunyai surplus kapasitas produksi diluar batas ketentuan kuota seperti United Arab Emirates dan Arab Saudi.

4. Negara dengan katagori special case seperti Irak dan Indonesia. Irak yang posisinya sudah tidak lagi masuk dalam kuota,sementara Indonesia merupakan negara satu satunya yang sudah menjadi net oil importer.

Salah satu media cetak terkemuka didunia dalam hal pemberitaan industri migas, Oil & Gas journal dalam E-news pada tanggal 31 Oktober 2006 memberikan suatu analisa produksi minyak dari anggota OPEC. Diberitakan bahwa, Arab Saudi, Iran, Aljazair dan United Arab Emirates (UAE) sepakat mulai tanggal 1 November 2006 untuk mengurangi produksi secara proposional sampai 1.2 juta barel per hari (bph) agar output produksi OPEC menjadi 26.3 juta bph. Pertimbangan pengurangan produksi ini dikarenakan adanya kecenderungan penurunan harga minyak yang sangat drastis dari US$75 per barel menjadi US$ 58 per barel. Dari sini terlihat jelas sekali bahwa negara OPEC,khususnya di kawasan Heartland memang menghendaki agar harga minyak kembali berada pada sekitar diatas US$ 60 per barel. Yang menarik dari laporan jurnal tersebut yakni adanya pernyataan yang mengatakan Indonesia tidak akan mengurangi produksinya. Sedangkan negara anggota lainnya seperti, Venezuela dan Nigeria memang mengakui mengalami penurunan produksi. Disebutkan juga bahwa, Dalam catatan OPEC, yang dianggap sudah out of date, Indonesia disebutkan masih mempunyai kapasitas produksi 1,45 juta barel per hari.Padahal kenyataannya Indonesia pada bulan September,2006 hanya mampu berproduksi 862,900 barel per hari.

Energy Reshape Policy

Keputusan Indonesia untu keluar dari OPEC secara phycsiologis memang agak berat, mengingat kebersamaan dan perannya sejak tahun 1962. namun sejalan dengan waktu dan dikarenakan tingkat produksi nasional mengalami penurunan secara alami,tentunya Indonesai harus mengambil sikap. Dan terlebih lagi dikarenakan sejak tahun 2004,Indonesia sudah merupakan bagian dari pemicu tingginya harga minyak internasional dimana ,kebutuhan impor Indonesia mewakili lebih dari 1 % dari tingkat konsumsi dunia sebesar 85 juta bph. Berikut dibawah ini merupakan daftar negara2 pengimpor minyak yang sangat signifikan.

Top World Oil Net Importers, 2004*

Country Net Oil Imports (million bbl per day)

1. United States America, 12.1 million bbl per day

2. Japan, 5.3 million bbl per day

3. China, 2.9 million bbl per day

4. Germany, 2.4 million bbl per day

5. South Korea, 2.2 million bbl per day

6. France, 1.9 million bbl per day

7. Italy, 1.7 million bbl per day

8. Spain, 1.6 million bbl per day

9. India, 1.5 million bbl per day

10. Taiwan, 1.0 million bbl per day

*Table includes all countries that imported more than 1 million bbl/d net in 2004. EIA

Terdapat beberapa agenda politik baru bagi Indonesia dengan keluarnya dari OPEC,diantaranya ;

1. Kebijakan politik Luar Negeri

2. Kebijakan politik Dalam Negeri.

Kebijakan politik luar negeri

Selama periode tahun 2004 sampai tahun 2008, Indonesia dengan mempertahankan diri sebagai anggota OPEC, posisinya seperti tersandera sendiri oleh Negara Negara penghasil minyak lainya yang masih berstatus sebagai net oil exporter.Tersandera dalam pengertian posisi Indonesia untuk melakukan upaya kerjasama jangka panjang dalam hal mendapatkan suplai minyak apakah untuk refinery yang sudah ada maupun dengan membangun refinery yang baru. Para Negara signifikan net oil exporter, mempunyai anggapan terhadap Indonesia,bahwasanya bagaimana mungkin sebagai Negara anggota OPEC,yang selalu disimbulkan dengan pesta Dollar dari windfall profit pada tingginya harga minyak, mengalami shortage untuk memenuhi kobutuhan kosumsi dalam negri. Padahal posisi Indonesia sejak memasuki tahun 2004, sangat membutuhkan impor yang begitu besar ,dengan harga yang relative murah dan tanpa ada mengalami gangguan .Posisi ambiguiti inilah yang membikin sulit bagi Indonesia dalam upaya menjalankan OIL diplomacy dengan negara2 di kawasan Heartland. Terobosan Oil diplomacy yang baru saja dilakukan oleh Presiden Susilo Bambang Yudhoyono dengan melakukan kerjasama dengan Iran perlu dilanjutkan dengan Negara lainya seperti Arab Saudi,Kuwait,UAE,Venezuela,Sudan dan Rusia.

Ada catatan menarik bahwa ketika Raja Arab Saudi,Abdullah melakukan kunjungan ke Cina untuk penandatanganan kerjasama suplai minyak, beliau tidak menyempatkan diri untuk berkunjung ke Indonesia. Ironisnya, beliau malahan berkunjung ke Malaysia, yang notabene bukan anggota OPEC. Mencermati kejadian ini, ada suatu rencana kedatangan beliau ke Indonesia pada akhir tahun 2007 yang dinyatakan oleh Duta Besar Arab Saudi untuk RI setelah melakukan sholat jumat bersama Presiden SBY di mesjid istana ke Presidenan tahun lalu. Sampai tulisan ini dibuat, belum ada lagi berita kelanjutannya. Dengan keluarnya Indonesia dari OPEC tentunya memperlihatkan sikap yang sangat jelas kepada dunia internasional bahwa Indonesia sudah memasuki new emerging country, Haus akan minyak seperti Cina dan India. Hal ini artinya Indonesia akan menunjukan strategi berkompetisi dengan negara2 lainnya untuk mendapatkan akses ke sumber2 energi(baca:minyak mentah). Dalam kondisi ini tentunya Indonesia, sebagai mantan angggota OPEC, yang telah mempunyai hubungan baik selama 46 tahun, akan mendapatkan berbagai keistimewaan, Cina setiap hari impor 720 ribu barel dari Arab Saudi dan terus akan meningkat volumenya sejalan dengan rencana pembangunan dua refinery. Cina saat ini mempunyai produksi 3,5 juta barel per hari(bph) dan impor 3,5 juta bph, menjadikan total konsumsinya setiap hari sekitar 7 juta bph.

Kebijakan Politik Dalam Negeri

Keluarnya Indonesia dari OPEC, membuat berbagai kalangan terbuka matanya bahwa Indonesia sudah tidak lagi seperti eranya oil bonanza atau net oil exporter . Kedepannya, sudah pasti akan sedikit membantu pemerintah untuk mensosialisasikan kenaikan harga BBM kepada masryarakat luas ketika harga minyak internasional sangat tinggi.Disamping itu juga akan membuka jalan lebar bagi pemerintah untuk membangun tenaga nuklir.

Pada waktu Indonesia masih sebagai net oil exporter dizaman orde baru dan tetap melakukan untuk menaikkan harga BBM, hal itu disebabkan harga minyak dunia berada dibawah biaya produksinya. seperti yang terjadi pada tahun 1986. Harga minyak pada waktu itu berkisar antara US$6-8 per barel. Sementara biaya produksi minyak diberbagai Negara industri berkisar antara US$ 8-10 per barel,terkecuali dikawasan Heartland yang biayanya hanya dibawah US$ 1.50 per barel. Melihat situasi sekarang ini, Indonesia harus impor minyak sebesar satu juta barel per hari dan pada saat yang bersamaan juga perlu memberikan harga BBM yang bersubsidi untuk berbagai kelompok masyarakat.

Setelah Indonesia menjadi net oil importer sudah sangat tidak mungkin lagi untuk kembali menjadi net oil exporter, meskipun ladang minyak dari Cepu akan berproduksi atau ladang minyak lainnya. Profil kurva produksi dan konsumsi dibawah ini merupakan gambaran bagaimana Indonesai kedepan akan dihadapi dengan semakin lebarnya jarak antara tingkat produksi dan konsumsi.

Sumber :EIA

Jadi akan menjadi suatu pertanyaan ketika Presiden SBY sudah memutuskan untuk segera keluar dari OPEC, sementara Wakil Presiden JK mentargetkan untuk kembali masuk OPEC dalam jangka lima tahun mendatang pada tahun 2013 (Kompas 30/05/08). Pada tahun 2013 nanti, tingkat produksi Indonesia berkisar hanya 800 ribu bph, sementara tingkat konsumsinya sudah mencapai 1,6 juta bph. Salah satu indikator pemicu tingginya konsumsi di dalam negri yakni dinamika perkembangan demokrasi. Ada 51 partai politik yang akan meramaikan kehidupan demokrasi di Indonesia. Sudah menjadi tradisi kalau melakukan kegiatan kampanye iring irngan dengan menggunakan sepeda motor/mobil. Kegiatan ini tentunya akan memicu konsumsi BBM.

Untuk lebih jelasnya tingkat produksi nasional dapat dilihat pada chart produksi yang dikeluarkan oleh Indonesain Petroleum Association. (IPA). Organisasi inilah yang mengayomi seluruh perusahan minyak beroperasi di Indonesia dan secara periodik memberikan data yang diprojeksikan tingkat produksinya. Kompilasi keseluruhan data ini yang mencerminkan kondisi aktual produksi minyak Indonesia.

Dari titik sini terlihat sangat jelas sekali bahwa masih belum ada keseragaman pandangan dalam perspektif geopolitik energi di Indonesia. Seyogyanya begitu Indonesia mengambil sikap untuk keluar dari OPEC, semua elemen dan masyarakat menentukan langkah strategis berikutnya bagaimana Indonesia meningkatkan stock nasional dari hanya 21 hari menjadi 30 hari atau bahkan kalau perlu mencapai 60 hari dan membuat iklim investasi migas yang harus kondusif. Merancang strategi negosiasi untuk tidak memperpanjang kontrak ladang minyak atau gas yang masih berproduksi. Menggalakkan alternative BBM, seperti biofuel. Sekarang ini ada 22 perusahaan yang telah mendapatkan dukungan dari pemerintah untuk mengembangan BBN,tapi ternyata hanya 3 perusahaan yang dapat berjalan.

-----------

Riwayat hidup
Dirgo D. Purbo,

Lulus dari New York Institute of Technology, Bsc, Industrial Engineering (1983). Bergabung dengan CONOCO INDONESIA (1984–1990) di berbabgi departemen, seperti: Reservoir Engineering, Petroleum Economic, Technical Training dan Production Engineering. Bergabung dengan PETROCORP State oil Comp. Exploration, Fletcher Challenge Group, New Zealand (1990–1996), Resonsible for Field Aquisition, Environmental and member of State Strategic Vision 2000. Managing Director Putraindo (1996–2005), Strategic Consultant for Newmont (2006-2009), Strategic Consultant ICR Antam (2009), Founder of PASKAL,Center of Strategic Studies for National Interests (2003), Strategic Advisor for CSICI-Center of Study Inteligence and Counter Intelligence (2005-2009). Visiting Lecturer of Geopolitic and Energy Security, Graduate Program, National Resillience, Univ Indonesia (2000-2010). Dosen Pembimbing Sekolah Tinggi Intelijen Negara, Geopolitik Energi (2006-2007), Dosen tamu Geopolitik dan Energy Security di SESKOAD dan SESKOAU (2007). Dosen tamu Geopolitik dan Energy Security, Univ Pertahanan RI (2010).

Siapa yang menyebabkan naiknya harga komoditas?

Tanggal 20 Mei 2008, U.S. Senate Committee on Homeland Security and Governmental Affairs mengadakan hearing dengan tajuk: Financial Speculation in Commodity Markets; Are Institutional Investors and Hedge Funds Contributing to Food and Enegrgy Price Inflation?

Salah satu yang memberikan testimoni adalah Michael W. Masters, pakar dan praktisi portofolio & capital management, Masters’ testimony menjadi pembicaraan hangat karena secara meyakinkan menunjuk hidung bawa “Institutional Investors” (Corporate and Government Pension Funds, Sovereign Wealth Funds, University Endowments and other Institutional Investors) adalah penyebab utama kenaikan komoditas belakangan ini.

Selama ini sudah banyak pihak menenggarai bahwa “spekulasi” sebagai salah satu biang utama kenaikan harga komoditas secara dramatis, testimony Masters menunjukkan “temuan baru” yang membuat banyak pihak (paling tidak senat US) untuk secara serius mengatur kembali mekanisme perdagangan di bursa komoditas berjangka ini.

Masters berangkat dari kenyataan bahwa melonjaknya harga komoditas 5 tahun terakhir berbeda dengan era sebelumnya, dimana lonjakan harga komoditas terjadi karena krisis pasokan, seperti yang terjadi tahun 1973 karena ada embargo minyak. Apa yang terjadi saat ini berbeda, nggak ada antrian di pom bensin, stock minyak cukup, bahan makanan tersedia banyak, tapi kenapa harga kok terus bergerak naik?. Bagaimana menerangkan 12 bulan terakhir harga minyak naik hampir dua kali lipat?.

Testimoni Masters paling tidak meringankan beban perusahaan minyak, perusahaan penunjang dan negara produsen, yang selama ini jadi kambing hitam, padahal sebenarnya mereka juga terbengong bengong dengan pergerakan harga minyak. Masters tidak hanya meng-cover sektor energi, tapi semua komoditas termasuk agricultural dan metal.

Apa yang membuat testimoni Master jadi heboh?

Pertama, Masters punya latar belakang sebagai pemain dan paham seluk beluk perdagangan komoditas berjangka, dalam testimoni dia mengaku sudah tidak telibat lagi dalam perdagangan komoditas berjangka, berbicara dengan kapasitas sebagai rakyat yang merasa concern dan tergerak untuk memberikan masukan terhadap situasi yang diyakini akan secara negatif berpengaruh terhadap ekonomi (US). Ada statemet menarik dari dia yang berbunyi: while some in my profession might be disappointed that I am presenting this testimony to Congress, I feel that it is the right thing to do… Ibaratnya: “kalau mau nangkap copet, suruh aja mantan copet..!”.

Kedua, “temuan baru” Masters sebenarnya sama sekali tidak menggunakan data data yang sifatnya rahasia, dia cuma mengutak ngatik data lama yang sudah tersedia, dan dikemas secara meyakinkan untuk membuat orang jadi kaget. Kenapa? Karena ekonom klasik sangat jarang atau mungkin tidak pernah menganalisa demand di futures market, sibuk berkutat dengan physical supply – demand.

Ketiga, Masters menuding instutional investor yang kemudian dia sebut mereka ini dengan Index Speculators, untuk membedakan dengan Traditional Speculators. Pembagian ini relatif jarang dikemukakan sebelumnya, ini termasuk salah satu “temuan baru”. Inti point2 penting yang saya kutip, sebagai berikut:

Traditional Speculators provide liquidity by both buying and selling futures. Index Speculators buy futures and then roll their positions by buying calendar spreads. They never sell. Therefore, they consume liquidity and provide zero benefit to the futures markets.

Index Speculator demand is distinctly different from Traditional Speculator demand; it arises purely from portfolio allocation decisions. When an Institutional Investor decides to allocate 2% to commodities futures, for example, they come to the market with a set amount of money. They are not concerned with the price per unit; they will buy as many futures contracts as they need, at whatever price is necessary, until all of their money has been “put to work”. Their insensitivity to price multiplies their impact on commodity markets.

One particularly troubling aspect of Index Speculator demand is that it actually increases the more prices increase. This explains the accelerating rate at which commodity futures prices (and actual commodity prices) are increasing. Rising prices attract more Index Speculators, whose tendency is to increase their allocation as prices rise. So their profit-motivated demand for futures is the inverse of what you would expect from price-sensitive consumer behavior.

It is easy to see now that traditional policy measures will not work to correct the problem created by Index Speculators, whose allocation decisions are made with little regard for the supply and demand fundamentals in the physical commodity markets. If OPEC supplies the markets with more oil, it will have little affect on Index Speculator demand for oil futures. If Americans reduce their demand through conservation measures like car pooling and using public transportation, it will have little affect on Institutional Investor demand for commodities futures.

Tidak bisa dipungkiri juga kalau larinya investor ke bursa komoditi belakangan ini juga dipicu karena pelemahan nilai tukar USD. Implikasi dari kesaksian Masters ini cukup menyeramkan: ancaman krisis pangan dan energi global. Versi lengkap (Chart, Data dan Hitungan2) testimoni Masters dapat diunduh disini.

Cost Recovery, Export Crude atau BBM, etc

rinaldy roy: Mas Benny..saya dapat info dari millist sbb..Cost recovery minyak mentah Indonesia mencapai US$9, 03 per barel, sedangkan rata-rata cost recovery minyak mentah dunia sekitar US$4-US$6 per barel. Jadi, cost recovery Indonesia lebih tinggi sekitar 75 persen -125 persen per barel, dibandingkan rata-rata negara produsen minyak mentah di dunia....Benar nggak yaa? May.22.08 05:12 AM

Pertama, mohon info yang posting di milis tersebut sumber datanya dari mana?, Kedua, bagaimana sumber tersebut menghitung cost recovery per barrel-nya, yang normal khan menghitungnya: ‘total cost’ yang terjadi pada tahun tsb dibagi dengan jumlah total barel yang di produksi sepanjang tahun. Salut juga dengan sumber tersebut kalau memang punya semua data cost setiap negara, karena terus terang untuk beberapa negara, khususnya negara timur tengah dan Afrika, data cost tersebut sangat sensitif…

Saya agak meragukan angka tersebut, angka rata rata-nya juga kelihatan terlalu rendah. Kalaupun itu benar, maka negara tersebut pastilah negara negara dengan upstream cost rendah spt: Saudi Arabia, Iran atau Kuwait. Tentu tidak fair membandingkan dengan negara lain (termasuk Indonesia) yang memang termasuk wilayah sulit (cari minyak), apalagi lokasi deepwater, GOM dan North Sea sana.

Untuk tujuan perbandingan; cost recovery per barrel bisa menyesatkan. Ilustrasinya begini: misalnya country A pada tahun 2006 cost recovery per barrel nya lebih besar dari country B. Apakah itu berarti country A 'lebih berhasil' dari country B? Ya tentu tidak bisa langsung disebut demikian. Bisa jadi Country A mengurangi aktivitas E& P sehingga cost nya turun, sementara country B, sedang banyak aktivitas E &P. Apa yang terjadi tahun depan (atau tahun tahun depannya lagi)? Country B berhasil menahan penurunan produksi, sementara Country A, karena ngirit, produksinya akan “terjun bebas”, nah kondisinya jadi kebalik, dalam per barrel, karena produksi anjlok, cost per barrel country A akan lebih tinggi.. Jadi melihat snapshot spt itu, tidak mencerminkan kondisi yang sesungguhnya terjadi..

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

rinaldy roy: Jadi,agar memenuhi konsumsi dalam negeri tanpa perlu impor, berapa produksi minyak yang harus digenjot..? Dan apakah demand ini, bisa dipenuhi dari lapangan yang ada..? May.21.08 09:53 AM

Negara net exporter besar seperti Iran, UAE , Venezuela pun tetap mengimpor BBM, ini menyangkut refinery economics yang ceritanya bisa agak panjang.. jadi tidak ada rule of thumb nya: berapa seharusnya produksi crude sehingga tidak perlu impor BBM. Seperti negara net expoter besar tsb, kalau ekspor crude lebih untung dari ekspor BBM, ya mending jual crude. Bikin refinery untuk kilang kebutuhan domestik, kurangnya ya tetap impor…

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

Rangga Lesmana: Bang.....sya nubieh nih di blog ini n petroleum industry....mo minta tolong bang.....kira2 abang punya draft tentang analisa kelayakan finansial salah satu proyek migas...yang lama juga ga apa bang...tapi kalo bisa metodenya pengukurannya beberapa ya bang ...biar ada benchmark...plis ya bang ..ditunggu....maturnuwun sebelumnya..... May.21.08 07:41 AM

Dik rangga, saya carikan papernya, yang penting metodologinya khan?

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

Zaki: Mas Benny, ada berita di detik bahwa Kongres AS meloloskan UU Anti OPEC ([LINK]). Any comment? May.21.08 06:58 AM

Di Amrik mah, apa aja yang bisa di sue ya di sue, lumayan kerjaan buat para pengacara, nanti negara2 yang di sue akan sewa pengacara amrik juga, hasil akhir nggak pasti, yang pasti itu duit mengalir buat pengacara amrik juga…

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

Yudi: Pak Benny, walapun KKG dlm tulisan tsb oversimplified, inti pendapatnya adalah Pemerintah dan Pertamina tdk perlu membeli minyak yang ada diperut bumi indonesia , shg dlm perhitungannya hanya biaya lifting. Mana yang lumrah dipergunakan di dunia ? May.16.08 04:48 AM

Saya tidak mempermasalahkan asumsi ini, asumsi yang salah itu menganggap crude masuk kilang semua jadi BBM, sehinga tidak perlu lagi impor BBM…

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

Rizki: Pak, saya awam nih mengenai migas, apakah sama definisi dari Supply Cost dengan Cost per Barrel ? Trim's May.15.08 07:10 AM

Supply cost sudah memperhitungkan royalty, profit sharing dan tax yang harus dibayar ke pemerintah, sedangkan cost per barrel, total cost di bagi total recoverable reserves.

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

satrio: mas benny, saya ingin tahu penerapan protokol kyoto thd PSC di Indonesia. apa ada informasinya? trims, May.15.08 06:46 AM

Saya nggak update masalah ini, mungkin ada yang lain yang bisa bantu?

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

adhi: Mas benny punya literatur tentang tata niaga penjualan (ekspor dan domestik) minyak dan gas serta tata niaga impor minyak di Indonesia ? Saya mendengar import minyak untuk kebutuhan dalam negeri diimpor Pertamina dari anak perusahaannya di singapura Petral yang kemudian dijadikan patokan penhitungan besaran subsidi. Kayaknya kebutuhan minyak untuk provider BBM dalam negeri seperti shell, petronas juga lewat Petral juga. Kalau informasi itu benar enak ya Pertamina labanya tinggi tetapi APBN defisit. May.15.08 06:28 AM

Mohon maaf saya nggak punya literatur dimaksud. Kalau ada yang kenal orang Petral, mbok suruh kasih klarifikasi, biar nggak timbul prasangka..

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

Ibnu Nugraha Adji: Saya adalah orang yang baru dalam bekerja di Oil & Gas, baru setahun ini saya bekerja sebagai Cost Control di Tangguh LNG Project Papua. Minta tolong diberi saran buku2 atau paper tentang cost control yang bisa saya pelajari untuk menambah wawasan saya karena sepertinya bidang cost control ini sangat menarik dan belum banyak orang di Indonesia yang menguasainya. Terima kasih banyak May.14.08 03:06 PM

Buku yang specific mengenai cost control saya belum ketemu, jarang kayanya. Tapi anywaya kalau nati ada yang info akan saya sampaikan.

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

yapit: Mas Benny ... Saya mo tanya. Seandainya Pertamina mendapat previllage atas share ditiap WK yang ditawarkan (let's say=PI=10%), GOI dalam hal ini lewat Pertamina bisa mengontrol tidak ya kegiatan2 operasional dan keuangan si operator ?? Yang ada sekarang kan PI untuk pemda (yg ga ada dana dan jatohnya ke orang itu2 aja ) jadi daripada mubazir berikan saja ke Pertamina sebagai perusahaan negara. Dinegara lain ada tidak ya yang seperti ini. TX Berat ... May.14.08 08:39 AM

Mengontrol kegiatan operasional dan keuangan ya tidak bisa.. harus jadi operator, dimanapun kalau cuma punya PI, ya ikut rapat rapat awal saja, eksekusi diserahkan ke operatornya.

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

nunut: oh iya satu lagi.. pak beny kalau perusahaan migas yang ada di blok sangata kaltim yang melakukan PSC nama perusahaannya apa? saya sedang menyusun skripsi..trims May.12.08 05:10 PM

Saya nggak hapal nama perusahaannya, minta tolong sama pak yapit tuh.. he he

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

nunut: saya bisa mendapatkan buku akuntansi perminyakan dmn ya pak? saya dah cari kmn2 tp ga ada! bisa ga saya minta kopiaannya? trimakasih May.12.08 05:03 PMT

Kalau yang versi Indonesia dulu saya punya karangannya Pak Haryono, kalau yang terbitan luar, saya punya beberapa, nanti deh kalau saya pulang boleh lah dicopy..

Komentar thd Tulisan KKG

DW Zen: Oom Benny, Mo klarifikasi saja ttg tulisan Oom Kwik yg ttg uang hasil minyak itu dibawa kemana (ngak ada yg dipakai subsidi harga bhb masih surplus katanya), tulisannya lagi hangat beredar di milis ,itu kira2 bener gak sech ?

Saya copy paste tulisan Kwik Kian Gie (KKG) dulu ya, komentar saya dibawahnya:

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

Subsidi BBM Bukan Pengeluaran Uang. Uangnya Dilarikan Kemana?

Oleh: Kwik Kian Gie

Dengan melonjaknya harga minyak mentah di pasaran dunia sampai di atas US$ 100 per barrel, DPR dan Pemerintah menyepakati mengubah pos subsidi BBM dengan jumlah Rp. 153 trilyun. Artinya Pemerintah sudah mendapat persetujuan DPR mengeluarkan uang tunai sebesar Rp. 153 trilyun tersebut untuk dipakai sebagai subsidi dari kerugian Pertamina qq. Pemerintah. Jadi akan ada uang yang dikeluarkan?Saya sudah sangat bosan mengemukakan pendapat saya bahwa kata “subsidi BBM” itu tidak sama dengan adanya uang tunai yang dikeluarkan. Maka kalau DPR memperbolehkan Pemerintah mengeluarkan uang sampai jumlah yang begitu besarnya, uangnya dilarikan ke mana?

Dengan asumsi-asumsi untuk mendapat pengertian yang jelas, atas dasar asumsi-asumsi, pengertian subsidi adalah sebagai berikut.Harga minyak mentah US$ 100 per barrel.Karena 1 barrel = 159 liter, maka harga minyak mentah per liter US$ 100 : 159 = US$ 0,63. Kalau kita ambil US$ 1 = Rp. 10.000, harga minyak mentah menjadi Rp. 6.300 per liter.Untuk memproses minyak mentah sampai menjadi bensin premium kita anggap dibutuhkan biaya sebesar US$ 10 per barrel atau Rp. 630 per liter. Kalau ini ditambahkan, harga pokok bensin premium per liternya sama dengan Rp. 6.300 + Rp. 630 = Rp. 6.930. Dijualnya dengan harga Rp. 4.500. Maka rugi Rp. 2.430 per liternya. Jadi perlu subsidi.Alur pikir ini benar. Yang tidak benar ialah bahwa minyak mentah yang ada di bawah perut bumi Indonesia yang miliknya bangsa Indonesia dianggap harus dibeli dengan harga di pasaran dunia yang US$ 100 per barrel. Padahal tidak. Buat minyak mentah yang ada di dalam perut bumi Indonesia, Pemerintah dan Pertamina kan tidak perlu membelinya? Memang ada yang menjadi milik perusahaan minyak asing dalam rangka kontrak bagi hasil. Tetapi buat yang menjadi hak bangsa Indonesia, minyak mentah itu tidak perlu dibayar. Tidak perlu ada uang tunai yang harus dikeluarkan. Sebaliknya, Pemerintah kelebihan uang tunai.

Memang konsumsi lebih besar dari produksi sehingga kekurangannya harus diimpor dengan harga di pasar internasional yang mahal, yang dalam tulisan ini dianggap saja US$ 100 per barrel.Data yang selengkapnya dan sebenarnya sangat sulit atau bahkan tidak mungkin diperoleh. Maka sekedar untuk mempertanyakan apakah memang ada uang yang harus dikeluarkan untuk subsidi atau tidak, saya membuat perhitungan seperti Tabel terlampir.Nah kalau perhitungan ini benar, ke mana kelebihan yang Rp. 35 trilyun ini, dan ke mana uang yang masih akan dikeluarkan untuk apa yang dinamakan subsidi sebesar Rp. 153 trilyun itu?Seperti terlihat dalam Tabel perhitungan, uangnya yang keluar tidak ada. Sebaliknya, yang ada kelebihan uang sebesar Rp. 35,31 trilyun.

PERHITUNGAN ARUS KELUAR MASUKNYA UANG TUNAI TENTANG BBM (Harga minyak mentah 100 dollar AS)

DATA DAN ASUMSI

Produksi : 1 juta barrel per hari 70 % dari produksi menjadi BBM hak bangsa Indonesia

Konsumsi 60 juta kiloliter per tahun

Biaya lifting, pengilangan dan pengangkutan US $ 10 per barrel

1 US $ = Rp. 10.000

Harga Minyak Mentah di pasar internasional Rp. US $ 100 per barrel 1 barrel = 159 liter

Dasar perhitungan :

Bensin Premium dengan harga jual Rp. 4.500 per liter

PERHITUNGAN

Produksi dalam liter per tahun : 70 % x (1,000.000 x 159 ) x 365 = 40,624,500,000

Konsumsi dalam liter per tahun = 60,000,000,000

Kekurangan yang harus diimpor dalam liter per tahun = 19,375,500,000

Rupiah yang harus dikeluarkan untuk impor ini (19,375,500, 000 : 159) x 100 x 10.000 = 121,900,000, 000,000

Kelebihan uang dalam rupiah dari produksi dalam negeri 40,624,500,000 x Rp. 3.870 = 157,216,815, 000,000

Walaupun harus impor dengan harga US$ 100 per barrel, Pemerintah masih kelebihan uang tunai sebesar = 35,316,815,000, 000

Perhitungan kelebihan penerimaan uang untuk setiapliter bensin premium yang dijual, Harga Bensin Premium per liter (dalam rupiah) 4,500 Biaya lifting, pengilangan dan transportasi US $ 10 per barrel atau per liter : (10 x 10.000) : 159 = Rp. 630 (dibulatkan) 630 Kelebihan uang per liter 3,870

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

Saya termasuk penggemar tuliskan Pak Kwik Kian Gie (KKG), cuma untuk yang hitungan ini, saya kok kurang sreg, terlalu disederhanakan – oversimplified!!

Problem utama: KKG membuat asumsi yang nggak masuk akal, 100% input minyak mentah masuk kilang – output berupa 100% bensin premium (MOGAS)

Lihat gambar

Saya terus terang tidak punya data update, cuma kebetulan saya pernah punya file teman Pertamina yang presentasi di salah satu forum International. Gambarnya saya sederhanakan, angkanya saya estimasi supaya sama dengan inputnya KKG.

Lihat gambar:

Tentu saja nggak benar asumsi KKG, yang benar bahwa crude menjadi berbagai macam products seperti ilustrasi diatas. Dan tentu jangan lupa, running kilang perlu fuel juga, dan seperti biasa namanya mesin tentu ada “losses”, yang besarnya (fuel dan losses) sekitar 7.5% dari volume crude. (Btw, sebelumnya saya mohon koreksi teman2 yang punya data produksi kilang yang lebih baik atau update..).

Cerita belum selesai sampai disini, fuel products yang kita hasilkan, (Gasoline, Kerosene dan Gas Oil) itu ternyata lebih kecil dari konsumsi yang kita perlukan, makanya products tersebut harus diimpor lagi, tentu bayar dengan harga internasional…

Sekedar Ilustrasi (Data 2007, satuan Juta Kilo liter):

Gasoline (Produksi Kilang: 10.9, konsumsi: 16.5, Impor: 5.6)

Kerosene (Produksi Kilang: 8.7, Konsumsi: 12.3, Impor: 3.6)

Gasoil (Produksi Kilang: 14.5, Konsumsi 28.6, Impor: 14.1)

Jadi, saya kira hitungan KKG kurang relevan, lha siapa yang mau pusing disuruh nyari kemana larinya 35 trilyun itu, wong KKG nya juga nggak tahu.. itupun kalau memang ada…. Tapi anyway salut buat KKG yang selalu membuat “hot topics”..

Indonesia dan OPEC

Hari hari ini cukup ramai mengenai wacana kemungkinan RI akan keluar dari OPEC, apalagi statement ini langsung dari Presiden SBY, tentu ini pertimbangan yang serius. Pro Kontra selalu ada, ada yang mendukung tetap di OPEC dengan alasan privilege atau kemudahan akses untuk membeli crude dari anggota OPEC (kerennya: energy security), akses to market development, studies, kerjasama bisnis, etc. Sebaliknya, ada juga yang concern dengan biaya anggota yang kemahalan, begitu pula dengan kenyataan status kita yang net importir.

Di Sekretariat sinipun, walaupun ini bukan isu baru, banyak juga kolega disini menanyakan kabar ini, dan mereka pada umumnya menyayangkan kalau RI mau keluar, mengingat persaudaraan OPEC ini cukup kuat, walaupun tentunya kadang kadang punya kepentingan yang beda beda. (Sebagai contoh kasus yang sedang hangat, ExxonMobil dengan Venezuela. OPEC secara tegas menyatakan dukungannya kepada Venezuela seperti dimuat pada press release penutupan konferensi bulan Maret 2008, ini salah satu bentuk solidaritas..).

Bagaimana pengaruhnya ke OPEC (kalau RI keluar)? peranan OPEC yang semakin disegani tentu tak akan berkurang, semakin banyak negara konsumen besar (OECD countries), India dan China yang ingin bekerjasama dengan OPEC, Uni Eropa juga berusaha menjalin hubungan yang akrab dengan OPEC dengan agenda pertemuan rutin tahunannya. OPEC kelihatannya akan semakin berkibar. Namun (kalau RI keluar), saya kira OPEC juga akan merasa kehilangan peran RI yang selama ini selalu jadi penengah ("faktor penyeimbang") dari kubu kubu yang ekstrim, RI juga satunya negara anggota dari Asia Pasific, etc..

Saya menahan diri untuk tidak ikut memberi komentar lebih jauh mana yang lebih baik (karena takutnya nanti akan jadi bias..). Silahkan saja dicari solusi yang terbaik, dengan mempertimbangkan segala aspek untung dan ruginya. Mudah mudahan apa yang akan diputuskan nantinya, itulah yang terbaik bagi negara kita...

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