Oxford Energy Seminar - 3

7 September 2006

Sesi satu diisi oleh Dr. Bergmann, judulnya: gas in europe - challenges from globalising market. Beliau ini chairman of the executive board, E.ON Ruhrgas, salah satu pemain penting dalam bisnis pasokan gas di eropa. Dia mulai presentasi dengan menunjukkan konsumsi gas di eropa yang terus meningkat sejak tahun 60-an, eropa (EU 25) menempati urutan kedua setelah amrik. Kalau dari sisi penggunaan gas, utamanya untuk power generation. Berdasarkan per negara maka UK yang paling gede, diikuti oleh jerman, italia, perancis, belanda dan spanyol.

Produksi gas yang berasal dari negara eropa, yaitu: UK, belanda, jerman dan italia terus mengalami decline yang cukup tajam. Saat ini impor gas berasal dari: rusia, algeria, nigeria dan qatar. Gas potential to europe pada masa yang akan datang akan berasal dari : (sesuai dengan besarnya cadangan) rusia, qatar, iran, caspian, nigeria, algeria, mesir dan libya. Sementara dari negara eropa sendiri pasokan gas akan datang dari norwegia, UK dan Belanda. Pada masa yang akan datang demand LNG di eropa akan bersaing dengan demand dari amrik dan S.E asia, seperti: jepang, korsel, taiwan, india dan china.

Sesi dua diisi oleh Prof. Jonanthan Stern dari Oxford Institute for Energy Studies, topiknya mengenai global gas market, kalau lihat presentasinya, kita kaya belajar geography, karena isinya jalur jalur pipa gas dan lokasi LNG plant berikut tujuannya di muka bumi ini. Lumayanlah jadi tahu lokasi negara negara.. he he.. Pusing juga ngeliatin rute pipa gas di dunia ini, belum lagi rute LNG. Kalau yang ngurusin marketing gas, presentasi ini tentunya bermanfaat karena sangat komprehensif, berikut prediksi bisnis beberapa tahun kedepan... ya lumayanlah buat pencerahan.

Sesi ketiga setelah lunch break diisi oleh oliver allipert dari Institut francais du Petrole (IFP), topiknya mengenai reserves. Seperti biasa kalau ngomong resources dan reserves maka orang pasti mengacu ke definisinya SPE/WPC/AAPG. Ketika masuk cadangan per negara, maka no surprise kalau isinya sebagian besar negara middle east khususnya saudi arabia (hampir 25% dari cadangan minyak dunia), iraq, kuwait, iran dan tetangga tetangganya, dari amerika latin ada venezuela yang juga gede (7.4%). Indonesia? ya cuma 0.5 % dari cadangan minyak dunia. Menarik juga diskusi mengenai kapan peak oil? apakah sudah terjadi? kalau pake teorinya hubbert, peak oil khan udah lewat, menurut olivert, peak oil itu tak lepas dari investment dan uncoventional oil spt heavy/ tar sand. Kalau tidak memperhitungkan unconventional, maka peak oil akan terjadi dalam waktu dekat, namun bila unconventional dihitung, maka peak oil akan molor sampai tahun 2020-2038, harus diingat, unconventional ini perlu investasi yang gede, jadi kapan peak oil?, ya tergantung investasi, kalau sedikit investasinya ya bentar lagi, kalau banyak ya bisa diundur, masuk akal he he..

Sesi terakhir berupa diskusi dengan Prof. Mabro, beliau ini umurnya udah diatas 70 tahun, sudah banyak makan asam garam bisnis migas dan energi umumnya. Partisipan bebas nanya apa saja, terus dia memberikan pencerahan - yang bikin saya suprise, kok dia tahu banyak hal sampai begitu detail. Ketika ada yang nanya mengenai access to reserves buat IOC, dia jelasin detail sampai model model kontrak yang ada, lengkap dengan contoh, kelebihan kekurangan, bagaimana pengalamannya membantu beberapa negara middle east dan afrika bernegosiasi dengan IOC, trendnya nanti bagaimana, dll. Ketika peserta tanya mengenai oil trading, dia jelasin sampai se-detail detilnya - yang enak, beliau ini bukan tipe profesor yang serius, hampir tiap kali ngomong pasti ada jokenya, malah kadang kadang bingung ini lagi serius atau lagi joke... he he.

Broad street

8 September 2006.

Sesi pertama, diisi oleh Edward Morse dari Lehman Brothers, topik yang dia bawakan mengenai US energy policy, Ed (panggilannya) sebelum pindah ke swasta pernah kerja di departemen energi di amrik sana, pendapatnya juga sering dikutip mas media apalagi terkait dengan perkembangan harga minyak. Topik ini penting mengingat amrik ini konsumsi dan produksinya dari segi ukuran luar biasa. Sekedar gambaran konsumsi minyak 20.7 juta barel per hari, produksi minyak sekitar 6.8 juta barel per hari (bandingin dengan kita yang cuma sekitar 1 juta per hari). Presentasinya komprehensif, saking luasnya bingung meringkasnya... pokoknya kira kira gitu dah ha ha..

Sesi kedua - mengenai OPEC, diisi oleh Dr. Edmud Daikoru, sekjen OPEC yang juga menteri perminyakan nigeria. Dulunya beliau ini pernah jadi wellsite geologist, jadi banyak makan garam dunia perminyakan. Topik yang dibawakan mengenai: the role of OPEC in oil price stability. Buat yang lain mungkin menarik, buat saya ya dengerin ajalah, karena yang bikinin pidato dan presentasinya, ya saya sendiri dibantu oleh editor kantor he he... Salah satu kerjaan kita di OPEC sana ya nyiapain presentasi buat pejabat OPEC maupun buat menteri dari negara negara OPEC bila diundang untuk jadi pembicara, repotnya belakangan ini hampir tiap minggu ada undangan presentasi, untungnya analyst di OPEC cukup banyak, jadi ya bagi bagi tugaslah, berhubung saya yang berangkat ke oxford seminar, maka saya kebagian nyiapain bahan presentasi ini.

Sesi ketiga mengenai Longterm oil price dan capital market yang dibawakan oleh Dr. Paul Hosner, managing director, barclays capital, topik menarik, apalagi saat ini futures market ini lagi banyak disorot, bagaimana spekulasi yang secara tidak langsung ikut "memainkan" harga minyak.

Sesi keempat oleh Gary Heminger, Executive VP Marathon, mengenai US refining industry, ceritanya mengenai sejarah industri refinery di amrik, perkembangannya saat ini, konsumsi petroleum produk di amrik dan lain lain.. lengkap!.

Oxford Energy Seminar - 2

5 September 2006

Sesi pertama diisi Dr. Juan Carlos Boue, staff ahli Menteri Venezuela, dia gantin Dr. Bernard Mommer yang berhalangan hadir, judulnya "the role of private investment in venezuela's upstream oil", wah ini mesti menarik, sebelumnya saya udah banyak denger di mass media mengenai kebijakan presiden Chavez, kayanya ada baiknya denger langsung dari orang dalam, biar informasi berimbang.

Yang menarik, Dr. Boue ini masih muda, dia orang meksiko, lulusan oxford, sebelumnya bantu bantu Prof. Mabro, presentasinya bagus - runtun, dia mulai dengan sejarah industri hulu di venezuela, mulai masuknya kontraktor asing dalam bentuk service contract dan association sekitar tahun 1990. Inti yang mau disampaikan oleh anak muda ini adalah bahwa telah terjadi interpretasi yang kreatif (istilah yang dia pake cukup menarik) oleh PDVSA (pertamina-nya sana) yang telah menguntungkan PDVSA dan kontraktornya (perusahaan minyak asing) sehingga negara dirugikan. Bagaimana royalti dan pajak yang mestinya dibayar sekian menurut undang undang, di-interpretasikan lain, sehingga royalti dan pajak yang harus dibayar oleh kontraktor jauh lebih rendah, nah setelah era Chaves, ini semua diperbaiki, kongkalikong PDVSA dibongkar, tapi PDVSA udah keburu kuat, malah sempat mencoba kudeta, 2 kali lagi!, bayangin perusahaan berani kudeta saking kuatnya.. Nah ceritanya, presiden Chavez ingin mengembalikan industri hulu migas ini ke jalur yang semestinya, artinya royalty dan pajak dibayar sesuai undang undang, kontraktor harus ikut program migrasi, bentuknya berubah jadi "mix enterprises", kontraktor banyak yang protes tentu saja, tapi sebagian besar menerima proses migrasi tersebut.

Pada sesi tanya jawab, tadinya saya ngebayangin peserta dari IOC akan memborbardir mempertanyakan kebijakan chavez ini, ternyata diluar dugaan, pertanyaannya enteng enteng aja, apa yang dapat saya petik adalah: bahwa presentasi Dr. Boue ini disampaikan dengan baik, lengkap dengan data dan hitungan hitungan, bagaimana perhitungan kerugian dan bagaimana manipulasi telah dilakukan dan bagaimana venezuela dibandingkan dengan negara dengan produksi yang hampir sama (Meksiko) memperoleh fiscal revenue yang juauuh lebih kecil. Presentasinya jauh dari retorika, padahal topik yang dibawakan berat, karena kalau kita ngomong nasionalisasi, maka konotasinya pasti negatif, apalagi disampaikan dengan retorika, tapi dalam lingkungan akademis, begitu kita bicara dengan angka, metodologi, dsbnya, ternyata bisa dimengertilah, jadi ada saatnya, retorika disimpan dulu, bagi bagi kerjaan, biar orang politik yang ngomong retorika, orang orang model Dr. Boue ini yang backup secara akademis.. very good!

Point yang cukup penting lainnya, adalah bahwa mereka tidak anti kontraktor asing, mereka seneng dengan investor asing "but not at any price!" bahwa investor juga harus menghormati kedaulatan terhadap cadangan minyak mereka. Mau niru?

Sesi kedua diisi oleh Dr. Ghassem Salame, profesor di institut des sciences politiques, Paris, mantan menteri Lebanon, beliau pidato nggak pake slides, topiknya, "themes in middle east policy", dia cerita panjang lebar, tapi fokusnya tentu ke masalah Palestina, Lebanon dan Iran. Dia pidato hampir satu jam, diluar dugaan pas sesi tanya jawab, yang mau nanya banyak banget. Dr Salame, pembawaan low profile, menjelaskan sangat sistematis, paham benar masalah politik timur tengah, sebagian besar pertanyaan mengenai kira kira bagaimana penyelesaian akhir masalah nuklir iran?, walaupun waktu lunch break udah lewat, masih banyak peserta yang mau nanya, akhirnya terpaksa di stop, nggak heran, ternyata masalah politik sangat menarik buat orang orang yang bukan latar belakang politik....

Sesi ketiga, diisi oeh Dr. Walid Khadduri, head economic al hayat, topik yang dibawakan mengenai bagaimana masa depan industri migas di Iraq, Dr Khadduri sendiri orang Iraq, wah, isinya cerita sedih semua, bagaimana Iraq yang pernah mencapai peak production diatas 3 juta barel per hari, sekarang harus terseok seok, bagaimana masa depan industri migas di sana?, keliatannya masih gelap, bagaimana mungkin mau melakukan rehabilitasi industri, wong syarat minimum keamanan nggak ada, tiap hari ada penculikan pembunuhan, belum lagi ngomong aturan main, lha aturannya juga nggak ada... kasian.. Dr. Khadduri selama presentasi dan tanya jawab terlihat tenang namun ada raut sedih di wajahnya, saya pun jadi ikutan sedih, kebayang bangsanya jadi berantakan gitu, padahal, ahli migas iraq itu banyak lho, doktornya juga banyak... ya begitulah! selain itu, iraq termasuk yang punya cadangan migas terbesar, deket deket saudi arabia lah levelnya.

Sesi terakhir diisi Ivo Bozon dari Mackinsey, judul topiknya: The Global Energy System", cukup menarik karena "lain dari yang lain", menurut model Ivo (Ivo ini cowok, jangan ngebayangin Astri Ivo), maka harga minyak akan segera turun, karena menurut dia perkiraan demand tidak sebanyak yang diperkirakan oleh beberapa lembaga riset, sementara supply jelas akan meningkat pada masa yang akan datang, maka harga minyak akan turun, ya sekitar 35 -40, abis itu ya terus turun. Pas sesi tanya jawab, di bombardirlah si Ivo ini, karena dianggap nyeleneh sendiri, sehingga modelnya banyak dipertanyakan, tapi dia mah enteng aja jawab, berdasarkan model kami, ya trend nya akan kaya gini, nggak percaya? kita tunggu aja... katanya enteng, he he..

St. Catherine's College

6 September 2006

Sesi pertama mengenai Climate Change, diisi Benito Mueller, Direktur Oxford Climate Policy, cukup panjang presentasinya, dia cerita mulai dari aspek aspek teknis, politis dan ekonomis dari kebijakan climate change, kyoto protocol (KP), clean development mechanism (CDM), sampai model model kerjasama unilateral lainnya, kenapa AS dan Australia nggak ikut ratifikasi KP. Dia juga mengutip studi studi mengenai implikasi kyoto protocol terhadap negara produsen minyak, banyak memang studi studi sebelumnya mengenai implikasi kyoto protokol ini, dan sedikit melangkah kedepan, dia juga diskusi mengenai apa yang akan terjadi pasca kyoto protocol..

Sesi kedua oleh Dr. Joseph Stanislaw, judulnya: Energy in flux, the 21st century greatest challenges, beliau ini dapat dikategorikan level "guru" kalau dalam bidang energi masa depan, kalau di manajemen kita kenal orang kaya Gary Hamel atau C.K Prahalad, yang ngarang buku Competing for the future, maka embahnya untuk energy futurist itu ya salah satunya beliau ini, salah duanya koleganya sendiri: Daniel Yergin, mereka berdua ini yang ngarang buku: "the commanding heights; the battle for the world economy". Enak dengar beliau presentasi, kita dibawa ke masa depan, bagaimana peta energi masa depan, dimana poros: saudi arabia, caspian siberia dan canada akan menjadi new energy geography.. hm menarik..

Sesi ketiga setelah lunch diisi David Fridley, mengenai china energy and economy, sekarang kalau ngomong masalah supply demand energy, maka china ini menjadi topik dimana mana, kenapa? karena selama ini data data mengenai china gelap, nggak ada yang tahu berapa konsumsi energi di china, semuanya serba "tau ah gelap", baru setelah agak terbuka, orang mulai hitung hitungan supply demandnya gimana, kerjasama atau istilah yang sering dipakai "dialog" mulai dilakukan, china diundang dimana mana untuk "membuka" data data konsumsi dan produksi energi mereka. David ini paham benar masalah energi China, dia bolak balik kesana, bisa ngomong bahasa china, boleh juga. Kalau mau tahu banyak memang harus sabar. Saya jadi inget beberapa bulan yang lalu, ada dialog antara OPEC dengan China di Wina, saya kebetulan ikut rapat rapatnya, pada saat perkenalan, ketua delegasi China dengan halus mengatakan, bahwa mereka sangat senang dengan inisiatif dialog, ini adalah pertemuan pertama, awal dari pertemanan kita, nanti akan ada pertemuan2 berikutnya supaya kita makin kenal satu sama lain, kira kira gitulah terjemahan kasarnya, artinya apa?, sebagai temen baru, ya harus tahu diri, jangan harap mau tahu semuanya sekarang, nantilah tunggu akrab, baru buka bukaan he he..!

Sesi terakhir hari ini diisi oleh HE Abdullatif Al Hamad, chairman of the board of director Arab Fund for social and economic development, beliau ini juga mantan menteri keuangan kuwait, umur 24 tahun udah jadi dirjen di kuwait sana, hebat bener ya, kalau di kita umur segitu baru fresh graduate, lagi mabok nyari nyari kerjaan... tapi kalau denger dia presentasi, ya wajarlah, dia memang punya kemampuan dan kapasitas. Presentasi beliau mengenai midlle east stability & the world economy, dia menyoroti 3 negara besar di kawasan ini yang nantinya akan banyak berperan: Iran, Saudi Arabi dan Egypt...

Agak nyimpang dikit nih, tiap kali presenter menyebut negara negara saya jadi inget negara kita, kalau orang bicara negara yang akan banyak berperan nantinya, di Asia, ya: China, India, Jepang, korea, kita kok nggak pernah disebut sebut ya, kalau ngomong jumlah penduduk, baru terdengar.. kenapa ya? kalau dipikir pikir, ujung ujungnya ini urusan pendidikan, betapa kita masih tertinggal jauh, tapi nggak usah sedih berkepanjangan, mudah mudahan angkatan anak anak cucu kita nanti, baru mulai dipehitungkan. Padahal potensi sich jelas ada, kapannya ini yang belum ketahuan, harus dimulai sekarang ya, cuma syaratnya: kesalahan masa lalu jangan diulangi lagi, korupsi berjemaah mbok kapok. Mulailah investasi untuk pendidikan, supaya semuanya dapet akses, kalau semua cuma mikirin masing masing, sama aja dengan nunggu bom waktu, karena kelompok yang nggak dapet akses akan mengambil hak-nya dengan caranya sendiri, mundur lagi kita dong!. Sementara ini kita hanya bisa diam dengan pandangan menerawang dan berkaca kaca kalau negara kita masih belum disebut sebut.. Tapi harus optimis dong!, mudah mudahanlah.. someday, Insya Allah..!

Oxford Energy Seminar - 1

3 September 2006

Hari ini berangkat ke Oxford, rencananya mau ikutan 28th Oxford Energy Seminar yang diadakan di St. Catherine's College, Oxford, mulai tanggal 4 sampai 14 September 2006. Flight ke Heathrow mestinya jam 19.45, eh pas nyampe di airport liat ke layar pengumuman, flight nya di delay 2 jam, wah bisa nyampe tengah malem ini. Nyesel juga jadinya pilih Austrian Airline (OS), tadinya mau naik British Airline, cuma karena OS last flight-nya lebih malem (19.45) , maka dipilih OS, nggak tahunya malah kemaleman.. yo wis..!

Nyampe Heathrow jam 12.00 tengah malem, sopir taxi udah nunggu karena memang sebelumnya sudah email ke Oxford minta dijemput taxi, nyampe St. Catherine's College jam 2 dini hari, perjalanan nggak nyampe 1 jam, ongkos taxinya £ 120, termasuk biaya nunggu dan parkir, mahal banget ya - apalagi kalau di rupiah-in, untuk jarak yang cuma sekitar 72 km.

Pas nyampe, rupanya ada juga perserta yang baru nyampe, akomodasi gimana?, wah jangan harap yang kelas hotel bintang 4 atau 5, namanya di kampus, ya kelas mahasiswa lah, di kamar nggak ada TV, kulkas, alakadarnya pokoknya, nggak kaget sich, karena sebelumnya udah dibilang kalau semua peserta harus menginap di akomodasi yang sudah disediakan, supaya bisa interaksi dan akrab satu sama lain, buat aku sich oke oke aja, jadi inget zaman kost.

St. Catherine's College

4 September 2006

Hari pertama, perkenalan oleh Profesor Robert Mabro, dia ini yang meluncurkan program oxford energy seminar sekitar 28 tahun yang lalu, jumlah peserta 67 orang dari 28 negera, mulai dari IOC, NOC, institusi pemerintah, swasta, konsultan, dll. Metoda perkenalannya unik, karena peserta tidak mengenalkan diri masing masing, tapi dikenalin sama Prof. Mabro, memang sebelumnya semua peserta sudah mengirimkan CV nya, jadi ceritanya dihapalin sama si profesor ini, terus dia keliling, satu per satu dia kenalin luar kepala (nggak pake catetan). Dia hapal background dan kerjaan masing masing peserta, sampai peserta pada bingung, kok hapal ya?, padahal sudah tua sekali (lebih 70 tahun), kalau 6-7 orang sich oke, ini 67 orang, hapal semua.. wah wah..

Sesi Pagi diisi oleh Christopher Allsopp, dia Direktur Oxford Institute for Energy Studies, topik yang dibawakan mengenai "world economy", sesuai judulnya, ya mengenai ekonomi makrolah, bangsanya GDP, inflasi, kebijakan fiskal dan moneter, dll. Setelah presentasi 1 jam dilanjutkan sesi tanya jawab, pertanyaan lebih banyak mengenai kaitan ekonomi makro dengan harga minyak, jadi kira kira pertanyaan gini: kok kenaikan harga minyak tidak terlalu memicu inflasi?.

Sesi kedua diisi Profesor Peter Davies, chief economist BP, judul presentasinya, "quantifying energy", Peter banyak bicara mengenai sejarah harga minyak, baik dalam real maupun nominal price, terus bahas energy prices, energy market drivers, etc, menarik sich, cuma banyak slides sebenarnya nggak terlalu asing, karena aku udah terlalu sering lihat presentasi yang model gini di kantor.

Tanya jawab cukup alot, khususnya mengenai supply vs. demand, perkiraaan harga minyak, pengaruh downstream terhadap harga minyak. Kalau ditanya prediksi, dia nggak bisa jawab juga, terlalu banyak faktor katanya, kalau itu mah semua juga tahu he he.. Salah satu pertanyaannya kaya gini, kalau supply demand udah pas, investasi downstream yang sekarang sedang berjalan mulai online, apakah harga minyak nantinya akan segera turun menuju ke titik keseimbangan baru?.

Intermezzo dikit, bedanya dukun sama analyst apa ya?, kalau dukun disuruh meramal, mantab, PD aja!, nggak banyak "If (jika)" nya, kalau analyst disuruh prediksi, maka banyak "If" nya, kalau ditanya trend harga minyak gimana?, jawabnya tergantung skenario, "If" pesimis, sekitar 30, if optimis, sekitar 100, jadi range-nya 30 - 100, enak banget ya jadi analyst he he.

Nah sesi ketiga hari ini, diisi oleh mantan boss saya, Dr. Adnan Shihab-Eldin, dia mantan Akting Sekjen OPEC, juga Mantan Direktur Riset OPEC., kayanya dia ogah pensiun, buktinya masih seneng presentasi sana sini. Satu yang saya kagum dari beliau ini, walaupun latar belakang pendidikannya nuklir, pengalaman sebelumnya juga di nuklir, pas dia pindah ke OPEC, dia belajar cepat banget, emang orangnya rada workaholik, tapi dasar pintar kali, dalam waktu singkat dia sudah paham seluk beluk industri energi umumnya dan indutri migas khususnya, quick learner..

Presentasi beliau mengenai "CO2 and Oil Industry", lebih banyak menyoroti masalah emisi carbon dan proposal bagaimana mengatasinya. Secara konseptual - bolehlah, cuma masih harus dikaji lagi aspek teknis dan ekonomisnya, intinya bagaimana menginjeksikan lagi CO2 ke subsurface, lebih bagus lagi kalau dalam bentuk proyek EOR (CO2 injection), idenya khan sambil menyelam minum air, emisi karbon berkurang recovery faktor minyak meningkat. Tapi tentu prakteknya nggak akan semudah itu, masih perlu riset lebih jauh, step by step, nggak semua reservoir cocok untuk proyek EOR kaya gini, CO2 bisa bikin korosi, sumber dan transportasi CO2 nya gimana. Wah masih panjang ceritanya, biar negara majulah yang mikirin, khan yang duluan ngerusak lapisan ozon itu negara yang sekarang udah maju, setelah rusak, baru masalahnya dijadikan global, negara berkembang (yang belum sempat merusak he he) sekarang diajak mikirin....

Optimisasi Portofolio Proyek Migas

Saya ringkas dari paper saya, judul lengkapnya: Application of Portfolio Management to Optimize Capital Allocation in Oil & Gas Projects.http://www.ogel.org/
Kalau lewat website ini harus anggota, kalau ada yang tertarik detail, bisa lewat japri.

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

Perusahaan minyak dan gas selalu dihadapkan pada keputusan keputusan bagaimana melakukan investasi kapital dari dana yang terbatas untuk memaksimumkan imbal hasil (return). Pendekatan tradisional untuk memilih proyek proyek biasanya dilakukan dengan melakukan ranking dari proyek proyek yang tersedia dengan menggunakan kriteria investasi seperti : NPV, IRR, atau Profit to Investment ratio (PI) sampai semua dana tersebut habis. Kelemahan utama dari pendekatan tradisional ini bahwa metoda ini memaksimumkan return tetapi mengabaikan resiko.

Didalam dunia pasar modal, salah satu metoda alokasi kapital yang secara eksplisit memperhitungkan resiko adalah teori portofolio modern, teori yang awalnya dikembangkan oleh Markowitz pada tahun 1950-an telah digunakan secara ekstensif didalam investasi di pasar modal. Teori Portofolio memungkinkan untuk memilih portofolio yang memberikan return tertinggi untuk suatu tingkat resiko tertentu dan mempunyai resiko terendah untuk tingkat return tertentu.

Optimisasi portofolio adalah metodologi dari teori keuangan untuk menentukan program investasi dan pembobotan aset aset yang akan menghasilkan maksimum imbal hasil pada tingkat resiko tertentu, atau minimum resiko pada tingkat imbal hasil tertentu. Hal ini dicapai dengan membuat variasi bobot investasi dari aset aset yang tersedia.

Ada suatus konsep yang disebut Efficient Frontier (EF), EF ini adalah suatu garis “imajiner” dari portofolio atau kombinasi aset aset yang memberikan imbal hasil maksimum pada tingkat resiko tertentu. Portfolio yang tidak berada pada garis “efficient frontier” adalah portofolio yang tidak efisien karena pada tingkat resiko tertentu ada portofolio lain yng memberikan imbal hasil yang lebih besar atau ada portofolio lain dengan imbal hasil yang sama namun memberikan resiko yang lebih kecil.

Lihat gambar atas, portofolio merah tidak efisien karena ada portofolio lain dengan resiko yang sama akan memberikan imbal hasil yang lebih besar (yang berada pada garis EF tersebut), begitu pula portofolio kuning, karena ada portofolio lain dengan return yang sama akan memberikan resiko yang lebih kecil, dengan demikian portofolio dibawah EF ini semuanya tidak effisien.

Singkat cerita (seperti biasa), dengan menggunakan formulasi matematis, maka kita dapat mengoptimisasi portofolio kita (detail rumus rumus nggak saya muat disini).

Aplikasi di bisnis hulu migas gimana?

Ilustrasinya gini, misalnya kita punya list proyek seperti tabel berikut:

Kita punya proyek dari A-J, dengan total investasi yang diperlukan sebesar 3,610 MM$, cuma berhubung budget terbatas, maka proyek tersebut harus kita ranking, sampai dana yang tersedia habis, sebagai contoh, budget cuma ada 2,000 MM$, maka ranking proyek seperti berikut:

Berdasarkan ranking tersebut, jumlahin aja berapa investasi yang diperlukan sampai dana yang tersedia habis, metoda ranking bisa macem macem, namun yang umum dipakai itu ratio profit to investment (NPV dibagi dengan investment).

Pendekatan diatas memaksimalkan return, tapi nggak ngelihat resikonya, metoda optimasi portolio ini memerlukan step tambahan, yaitu: menghitung "resiko" dari masing masing project, metodologi yang digunakan adalah: mengitung NPV project dengan pendekatan probabilistik menggunakan simulasi Monte Carlo, selanjutnya dihitung semi standard deviasi NPV masing masing project dari mean NPV-nya.

Hasilnya gimana?

Gini nih, dari optimisasi kita dapet hasil dibawah, dengan kemampuan anggaran hanya 2,000 $ MM, maka portofolio yang tersedia kalau kita plot sebagai berikut:

Portofolio X (maksimum imbal hasil), akan menghasilkan NPV sebesar 1,090.32 MM$ dengan resiko sebesar 268.59 MM$; portofolio yang lain (portofolio Y) akan menghasilan NPV sebesar 1,083.52 MM$ dengan resiko sebesar 228.53 MM$. Dalam kasus ini, kita dapat melihat bahwa manajemen dapat memilih portofolio Y dengan ”pengorbanan” NPV hanya 6.8 MM$; sementara resiko portofolio akan menurun secara drastis sebesar 39.8 MM$. Selanjutnya, Apabila manajemen mempunyai concern terhadap resiko dan hanya dapat menerima resiko portofolio tidak lebih dari 200 MM$, maka manajemen dapat mempertimbangkan portofolio Z, yang mana mempunyai resiko portofolio sebesar 186.28 MM $.

Persentase dari masing masing proyek yang dipilih dan dibiayai dari masing masing portofolio (X, Y, Z) dapat dilihat pada Tabel dibawah:
Sebagai penutup, kesimpulannya kira kira gini:

• Optimisasi Portofolio akan menghasilkan “trade-off” antara resiko vs imbal hasil. Pendekatan ini juga dapat mengukur secara kuantitatif besarnya resiko vs imbal hasil dan implikasinya terhadap pemilihan portofolio.

• Pembuatan kurva “efficient frontier” dari optimisasi portofolio tidak secara otomatis menghasilkan “solusi final” namun akan menghasilkan perspektif bagi manajemen untuk membuat keputusan investasi jangka panjang yang lebih baik sejalan dengan strategi perusahaan.

• Optimisasi Portofolio mendorong manajemen untuk mengukur dan me- manage resiko.

keekonomian proyek upstream

Pada saat Anda disuruh menghitung keekonomian proyek hulu migas, tentu caranya bisa macem macem: bikin sendiri pakai excel, dibikinin sama company (udah ada template dari head office, tinggal ganti ganti inputnya) atau pakai commercial software yang banyak tersedia dipasaran. Jadi tergantunglah, kebanyakan sich sudah tersedia, tinggal utak atik yang yang sudah ada, malah kadang kadang nggak tahu siapa yang dulunya buat, bisa jadi orangnya udah pensiun atau udah pindah company lain. Ada juga yang pakai software, tinggal masukin input, keluar hasilnya, enak nggak capek, pokoknya dapet economic parameter sekian, kalau pakai software biasanya lebih fancy, dilengkapi dengan grafik, table, chart warna warni, langsung keluar sensitivity, tornado, spider (man ?) diagram, pokoknya lengkap deh !, tapi fancy belum tentu jaminan Anda puas, apalagi kalau nggak tahu persis “dalamnya” kaya gimana sich.

Kalau iseng, coba aja commercial software itu diuji dengan hitungan hitungan sederhana dulu, hasilnya keluar aneh aneh nggak, jangan langsung percaya aja, kadang kadang saking canggihnya commercial software itu. Hitungan yang sederhana bisa keluar hasil yang aneh. Saya pernah nge test petroleum economics software, nggak usah disebut namanya, saking canggihnya, bisa mengcover semua fiscal terms seluruh dunia, pas saya test, karena yang saya inget di kepala (bukan inget diluar kepala lho.he he.) PSC Indonesia, ya udah test pake model Indonesia aja, eh ternyata, nggak begitu memuaskan, banyak yang nggak update dan perhitungan cash flow agak nggak bener juga, saya tanya sama consultant, jawabannya nggak begitu meyakinkan, saya nggak nge test terms negara lain, cuma saya mikir, karena kebanyakan negara kali, jangan jangan copy-paste aja nih he he, bukan negative thinking lho, mungkin yang baik juga banyak, tapi ini real experience sich!.

Saya jadi inget, dulu pernah baca paper SPE, judul lengkapnya: SPE 68588 A Comparative Analysis of 12 Economic Software Programs, John D. Wright/Questa Engineering Corporation and Robert S. Thompson/Colorado School of Mines.

Ceritanya mereka berdua ini membandingkan 12 software petroleum economics, tentu ada latar belakangnya kenapa iseng membandingin segala. Mereka berangkat dari hipotesa bahwa software project economics seyogyanya memberikan jawaban yang sama kalau diberikan data yang sama. Hipotesa ini kemudian diuji dengan memberikan problem yang relatif sederhana ke beberapa orang yang bekerja di industri perminyakan dengan menggunakan beberapa macam software. Hasilnya mengejutkan, ternyata output yang diperoleh menunjukkan perbedaan yang signifikan.

Society of Petroleum Evaluation Engineer (SPEE) - ini cabangnya SPE yang focus ke masalah masalah commercial dan ekonomis dari bisnis upstream, menemukan bahwa perbedaan itu timbul karena kombinasi dari asumsi yang tidak disebutkan (unstated assumptions), perbedaan interpretasi dari berbagai parameter, perbedaan perlakuan dari faktor faktor tertentu seperti discounting dan escalating, etc, etc.!

John Wright dan Robert Thompson ini kemudian menindaklanjuti dengan melakukan pengujian terhadap 12 commercial software yang biasa dipakai di industri hulu migas, yaitu:

• Artesia Data Systems - PEEK
• Doug Boone - ToolKit
• Ensyte - Ensyte
• IHS Energy - PowerTools
• Landmark Graphics - ARIES
• Merak Projects - Peep
• Molli Computer Services - MICA
• OGRE Partners - OGRE
• PRMI Software - EUREKA
• SCAI - FEGS
• T&E Garland - What-if
• TRC Consultants - PHDWin

Mereka mendisain 30 test cases untuk melihat berbagai aspek keekonomian, seperti: Discounting, Managerial Indicators (IRR, P:I), Escalation, Decline Curves, Multiple Rates of Return, Secondary Streams, Incremental Analysis, Reversions dan Overrides. Hasilnya: pertama, dari sisi terminologi, ternyata banyak sekali perbedaan istilah yang digunakan, jumlah hari dalam setahun asumsinya beda beda, timing of cash flow juga beda beda, singkat cerita, karena “unstated assumptions” itu maka timbulah perbedaan. Makanya, kalau kita nggak paham benar malah jadi bingung. Menggunakan istilah sendiri sendiri dalam basic economics terms itu tentu bikin orang jadi bingung, sehingga perlu standard supaya kalau ngomong sesuatu, “makhluk” yang dibayangkan tuh sama!.

Jadi, kalau beli commercial software itu ya ditanyain benar asumsinya kaya apa, apa keterbatasannya (jangan cerita yang bagus bagus aja), terminology economic terms dijelasin supaya nggak bingung, syukur syukur kalau pelayanan dari yang jual software juga bagus, clear lah kalau diminta menjelaskan. Temen saya pernah cerita pengalaman, dia beli software A, kebeneran si marketing-nya paham betul sama product-nya, sehingga enak penjelasannya, suatu saat pas dia ada pertanyaan mengenai software ini, dia contact lagi si marketer ini, eh jawabnya, “wah saya sudah nggak jual software A, sekarang saya di PT X yang jual software B, saya nggak tahu siapa yang ngurusin software A sekarang”, nah lho!

Kalau masalahnya nggak njelimet, proyek rutin dan nggak begitu banyak, mending bikin sendiri aja mas pakai excel, kecuali kalau Anda kerja di new ventures atau business development yang perlu nge –run economic banyak negara, misal: Afrika, Caspian Countries, Middle East, etc, mungkin Anda nggak punya waktu ngumpulin informasi mengenai terms & conditions petroleum fiscal masing masing negara, buat model economicsnya pula tentu perlu waktu lumayan, ya nggak sempat ngejer deadline manajemen dong, ya bolehlah pakai commercial software… cuma jangan lupa, rajin nanya!. Emang sich, kalau perusahaan gede, biasanya nggak boleh bikin bikin sendiri, pakai yang sudah disediakan biar konsisten dengan yang dipakai worldwide!

Harga minyak, kok naik?

Belakangan kok saya sering pakai kata kata yang ada “kok” nya, ini mungkin pengaruh anak saya (shakila, 2 tahun), dia kalau protes pasti mulai dengan kok, film di TV bukan kartun, pasti dia protes: “kok gitu?” (maksudnya kok nggak kartun), rotinya dikasih coklat meses kurang banyak, pasti protes: ”kok gini?”.. ya jadi saya ikut ikutan banyak pakai kok, he he intermezzo dulu broer…!

Ok, kembali ke topik kita, "kena apa sich kok harga minyak naik (terus)?", ini khan urusannya supply vs demand, kalau demand naik, ya tambah aja pasokan (supply), gampang aja!. Ternyata, in reality, nggak semudah itu broer, banyak faktor kait mengkait yang membentuk harga minyak, kita mulai yang umum umum dulu ya, yang (mungkin) sebagian kita udah paham. Pertama, dari sisi permintaan, tentu saja harga minyak naik, karena adanya pertumbuhan ekonomi, kaya orang aja, “mau tumbuh” khan perlu energi dong, energinya ya dominannya apalagi kalau bukan minyak, pertumbuhan ekonomi ini khususnya Asia (utamanya China dan juga India), terus ada juga seasonal demand, urusannya dengan musim winter, summer dan jangan lupa juga level persediaan minyak (commercial oil inventory) di masing masing negara.

Kalau dari pasokan gimana?, ya biasalah, masalah geopolitik, kalau ada “ribut ribut” di timur tengah khususnya, otomatis orang orang mulai was was akan terjadinya penurunan pasokan, pokoke yang ada urusan sama politik, termasuk model model kaya sabotase gitu gitu, contohnya yang di nigeria, itu juga mengurangi pasokan, lain lagi? bencana alam kaya badai, hurricane, Katrina, etc, terus? ya natural decline, alamiah, lapangan itu khan kalau nggak ada usaha usaha, akan turun produksinya secara alamiah.

Biasanya kita khan menyoroti kenaikan harga minyak dari hal hal tersebut diatas, sebenarnya yang ingin saya diskusikan tuh, ada faktor lain yang secara tidak langsung (ikut) menyemarakkan harga minyak sehingga tetap tinggi, yang terus terang, dulunya saya juga nggak ngeh bener, baru belakangan setelah baca baca, denger denger orang presentasi, ikut ikut seminar, bergaul sama pakar, baru agak nyambung, kalau nggak tuh, saya suka ngeledekin diri saya sendiri: “jaka sembung membawa golok, nggak nyambung, go-blog…” he he!.

Apa sich factor lain yang juga berpengaruh terhadap kenaikan harga minyak?, seperti biasa, sebelum kesana, kita masuk latar belakang dulu, untuk paham, kita harus tahu dulu "supply chain" bisnis migas, mulai dari: upstream, downstream (kadang kadang ada yang pake istilah midstream antara dua stream tersebut) dan marketing. Marketing disini bisa produk upstream langsung (crude) bisa juga downstream produk berupa produk hasil pengilangan (petroleum products).

Nah, dalam mata rantai ini, downstream dan marketing ini berpengaruh juga akhirnya ke supply demand crude, yang ujung ujungnya ke harga crude, gimana?, oke, kita lihat satu satu, mulai dengan downstream dulu ya, lihat gambar:

Sumber: Ini situsnya

Seperti kita lihat pada gambar diatas, sebelum jadi petroleum products, seperti: naphta, gasoline, kerosene, fuel oil, etc, minyak mentah (crude) harus masuk kilang dulu untuk di proses. Masalahnya, konfigurasi kilang itu juga macem macem, ada yang simpel, ada yang komplek. Lihat gambar yang bawah ini lebih jelas;

Sumber: ini situsnya!

(Berhubung saya bukan orang downstream, jadi kalau kurang kurang dikit, mohon ditambahkan), kilang yang simpel itu hanya terdiri dari crude distillation tower dengan hanya sedikit atau tidak ada sama sekali kapasitas konversi (lihat gambar), sedangkan kilang yang lebih komplek itu punya secondary processing yang bertujuan untuk meningkatkan output yang berupa produk yang lebih ringan dan sedang (light & medium products) dan mengurangi atau mengeliminasi sama sekali produk heavy fuel oil.

Nah, masalah utama sekarang ini, global refining capacity ternyata nggak cukup, salah satunya karena memang investasi di kilang ini relatif sedikit di masa lalu, bisa macem macem sebabnya: mulai dari masalah lingkungan, banyak negara yang nggak mau bangun kilang, khususnya negara maju, tentu juga masalah keekonomian proyek, margin proyek tidak terlalu menarik. Jadi nggak usah heran kalau saat ini ada masalah kapasitas.

Selain masalah kapasitas, ternyata ada juga masalah kompleksitas, akibat terjadi ketidakseimbangan permintaan petroleum products, secara global terjadi peningkatan permintaan untuk light products dalam beberapa tahun terakhir (light products yang dimaksud disini adalah: gasoline, naphtha, kerosene, gasoil), sebaliknya permintaan heavy fuel oil relatif turun.

Konfigurasi kilang yang jenis simpel nggak bisa meng-upgrade crude residue menjadi light products, ya namanya juga simpel. Terus? yang punya kilang lebih punya insentif ekonomis untuk memaksimalkan produksi "light products" ketimbang heavy fuel oil, yang terjadi akhirnya rebutan light crude (minyak mentah ringan). Nah yang jadi masalah itu, tambahan pasokan crude itu sebagian besar jenisnya heavy crude, maka terjadilah surplus "heavy sour crude" sementara defisit "sweet light crude" *). Makanya kalau hitung hitungan volume supply demand crude oil cukup, tapi refinery nggak bisa nampung, ya percuma, permintaan tetap nggak terpenuhi (untuk light crude tentunya!).

*) Sebagai catatan, bagi yang nggak familiar bahwa berat ringannya crude oil biasa diukur dengan satuan API gravity, makin besar API gravity makin ringan minyaknya (light crude), makin rendah API gravity, makin berat minyaknya (heavy crude), kalau sweet dan sour mengacu ke kandungan sulfur dalam crude. Sekedar gambaran aja, karena klasifikasi dari berbagai macam organisasi bisa beda beda dikit, ini ancer ancer aja: API diatas 35 masuk light crude, kurang dari 25 masuk heavy crude, diantaranya masuk golongan medium. Dari sisi kandungan sulfur, bila kandungan sulfur dibawah 0.5% disebut sweet, kalau kandungannya lebih dari atau sama dengan 1% disebut sour. Minyak Brent dan WTI masuk golongan light-sweet, Minas demikian pula, beberapa jenis minyak dari Venezuela, Mexico dan beberapa jenis minyak dari lapangan di Saudi Arabia masuk golongan heavy-sour.

Solusinya? ya gampang aja, bangun kilang kilang baru yang modelnya kompleks atau canggih!, perlu waktu beberapa tahun tentu saja (sebagian sudah mulai jalan proyek pembangunan kilang kilang baru ini..), jadi selama belum online kilang kilang baru ini, ya, bottleneck masih terjadi, kalau pasokan minyak mentah ditambah, tapi jenisnya heavy crude, ya nggak memecahkan masalah. Nah ini yang terjadi saat ini, kalau ada yang bilang terjadi refinery bottleneck, ya kira kira lebih kurang beginilah ceritanya..

Satu lagi apa mas, katanya tadi dua?, futures market!, seperti kita ketahui perdagangan crude itu bisa dalam bentuk: trade movement, bisa langsung "physical" yaitu "spot market", bisa juga diatas kertas, yang disebut “futures market”, yang pingin lebih dalam tahu mengenai futures, kayanya mending beli bukunya deh, he he , ada buku bagus: Hull, J.C, “Options, Futures and Other Derivates”, saya beli udah lama, edisi 1997, mungkin udah ada edisi yang lebih baru. Kalau cari yang gratis, coba ke websitenya NYMEX, banyak materi yang bisa di download khususnya yang terkait dengan energy hedging, disini nih.

NYMEX (New York Mercantile Exchange) dan IPE (International Petroleum Exchange) saat ini merupakan 2 bursa komoditi energi yang terkenal, ada beberapa bursa yang coba bikin, seperti: Singapore (SIMEX), tapi nggak berhasil. Futures contracts di NYMEX antara lain: Light Sweet Crude (WTI), Heating Oi, Unleaded Gasoline, Natural Gas. Sedangkan di IPE, antara lain: Brent, Gas oil dan Natural Gas.

Terus kaitannya apa? singkat ceritanya begini, belakangan ini aktivitas di futures market ini meningkat tajam, banyak investor/hedge fund yang masuk, sehingga tidak mengherankan kalau volume paper trading ini jauh diatas volume physical trading.

Yang namanya futures market, ya harus ada volatility, ini khan jualannya resiko, kalau harga minyak nggak fluktuasi, ya nggak akan ada futures market dong, nggak ada resiko, so?, sebagai komoditi yang paling volatile dibanding komoditi lain, maka crude akan jadi tempat "bermain" investor, fund manager,etc... yang tentu motifnya macem macem, mau ngurangi resiko atau spekulasi?, selama ada spekulasi, ya selama itu pula harga minyak akan fluktuasi...! nah, belakangan, naiknya aktivitas secara signifikan di "paper trading" ini, ditenggarai ikut berperan sebagai penyebab harga minyak yang masih tetap tinggi!

Demikian!

R/T atau PSC - lebih jauh!

Dari posting topik topik sebelumnya, paling nggak kita udah dapet gambaran mengenai perbedaan konseptual dari model model kontrak perminyakan, nah, sekarang kita lebih detail dikit, masuk ke gimana aliran pembagian hasilnya, kayak apa sich, untuk posting ini, yang kita bandingin antara model kontrak Royalty/Tax (atau Concession) dengan PSC.

Gambar diatas merupakan penyederhanaan, karena beberapa hal seperti: bonus nggak keliatan, pajak selain contractor income tax (bila ada) nggak keliatan, cost recovery dianggep nggak ada limit, PSC dianggep ada royalty-nya (kalau Indonesia pake FTP, ya diganti FTP, cuma dibagi juga dengan contractor), DMO segala macem dianggep nggak ada, state atau government participation (dianggep ada nggak apa apa sich, cuma nggak muncul digambar), jadi ini gambaran model R/T dan PSC yang umum, nggak mengacu ke kontrak tertentu.

Untuk model kontrak R/T (seperti namanya R/T), maka kewajiban contractor ya ada 2 itu, bayar: royalty sama pajak (income tax) ke government, udah cukup. Gimana PSC, ya dari gambar hampir sama, bedanya untuk model PSC, maka profit oil dibagi antara government dengan contractor, jadi sumber pendapatan pemerintah dari: royalty, profit oil bagian pemerintah dan contractor income tax.

Bagus mana? tergantung berapa besaran besaran royalty, pajak, dan profit split. Secara matematis, kita bisa membuat government take (GT) yang sama persis antara R/T dengan PSC, dengan mengubah besaran besaran tersebut, jadi kalau mau dapet GT yang sama, misalnya 80%, maka dua duanya bisa memberikan angka yang sama pula, dengan struktur royalty, pajak, split tertentu. Begitu pula dari sisi IRR, misalnya kita mau IRR contractor, sekitar sekian persen, dengan simulasi, bisa ketemu juga nanti berapa pajak dan royalty untuk model R/T dan berapa pajak, royalty dan profit split untuk model PSC. Oleh sebab itu jangan heran kalau ada yang bilang, R/T sama PSC bisa sama baiknya buat government secara keekonomian. Jangan terburu buru mengatakan bahwa PSC pasti lebih baik buat government atau contractor, begitu juga sebaliknya, ya lihat lihat isinya dululah.

Seperti pernah saya posting sebelumnya, perbedaan yang penting itu justru di masalah pengakuan reservesnya, ini menyangkut dimana title daripada hydrocarbon tersebut di transfer. Lihat gambar bawah:

Seperti dapat kita lihat, bagi contractor R/T lebih baik karena reserves recognition dan degree of ownershipnya lebih tinggi, apa kalau gitu PSC lebih baik buat government?, secara umum bisa dikatakan demikian, cuma coba baca juga posting yang lain, dalam beberapa kasus R/T malah lebih luwes buat government untuk kasarnya naikin pajak misalnya.. ini contoh lho, jadi PSC lebih stabil (in terms of fiscal stability), contractor khan seneng dengan yang stabil stabil..(aman terkendali..), jadi contractor sebenarnya enak juga dengan model PSC ini, so PSC aja? ah, service contract aja! itu lain cerita mas, agak beda dikit nature-nya.

Cost Recovery Limit

Kalau kita lihat model model kontrak perminyakan di dunia ini, banyak juga yang menggunakan cost recovery limit, artinya dalam satu tahun kalender, biaya biaya yang boleh dibebankan oleh contractor dibatasi sampai sekian persen dari gross revenue. Sisanya dapat di carry forward ke tahun berikutnya. Besarnya limit bervariasi mulai dari 30% gross revenue sampai 100% (kalau 100% jadinya no cost recovery limit). Biasanya negara yang pake cost recovery limit sampai kecil sekali (misal: 25-50%), umumnya nggak mengenakan royalty, jadi dari gross revenue bisa langsung potong buat cost recovery, makanya dikasih limit, kalau nggak, bisa bisa nanti abis buat nalangin cost doang, government nggak kebagian diawal awal produksi.

Sebenarnya yang ingin saya bahas tuh mengenai istilah yang biasanya muncul kalau model kontrak tersebut ada cost recovery limit-nya, yaitu: unused cost oil atau excess cost oil, istilah ini perlu dipahami benar, karena kadang kadang treatment-nya beda.

Excess cost oil itu kira kira maksudnya gini: kalau biaya biaya (depresiasi capex + opex + unrecovered previous cost) pada tahun kalender itu lebih kecil dari cost recovery limit, maka sisanya disebut excess cost oil, contoh: untuk satu tahun kalender, total biaya dari komponen biaya biaya tersebut adalah 30 MM$, terus gross revenue misal 100 MM$, karena cost recovery limit = 40%, maka excess cost oil nya sebesar 10 MM$.

Nah yang menarik, excess cost oil dikemanain?, lagi lagi tergantung kontraknya, di beberapa model kontrak, excess cost oil langsung masuk ke government (lihat gambar bawah yang sebelah kanan), jadi nggak dibagi sama contractor. Contoh? PSC Egypt, Sudan (model PSC 1999).

Enak dong Government?, ya boleh boleh aja dong!, jadi gitu! excess cost oil langsung masuk ke pundi negara.

Pada umumnya, excess cost oil itu dibagi antara government dengan contractor yang mana proporsinya sama dengan profit oil split, atau dengan kata lain, karena proporsi pembagiannya sama, maka dikatakan: excess cost oil itu langsung masuk ke profit oil! (lihat gambar biar jelas).

Ada juga yang lain lagi, excess cost oil itu dibagi antara contractor dengan government, tapi proporsi pembagiannya beda dengan profit oil split, nah dalam hal ini, bisa lebih baik, bisa juga lebih jelek buat contractor. Kalau kasus yang lebih baik buat Contractor, contohnya model R/C nya Malaysia.

Jadi, treatment excess cost oil ini harus jelas bener, kecenderungannya sekarang, yang model "excess cost oil langsung masuk ke government" mulai berkurang, mungkin dianggap nggak terlalu baik, jadi nggak meng - encourage contractor untuk melakukan cost saving, contractor mikir, buat apa cost saving?, orang semuanya masuk ke Government kok, mending costnya gede gedein aja sekalian. Makanya di Egypt pun, model PSC mereka yang lebih baru juga udah diubah, bahwa excess cost oil juga dibagi dengan contractor.

Kalau model R/C Malaysia (lihat posting sebelumnya), itu meng-encourage contractor untuk lebih cost effective, karena, kalau melakukan cost saving, excess cost oil-nya akan dapet lebih gede, dibanding dari profit oil split. Ya gitu deh, pinter pinter yang disain aja, maunya gimana gitu lho...

Indonesia pernah juga pake model cost recovery limit, yaitu: PSC generasi I, besarnya 40% dari gross revenue, kalau ada excess cost oil, dibagi dengan contractor. PSC generasi II, nggak ada lagi cost recovery limit. PSC generasi III, cost recovery limit nggak ada (cost recovery nggak dibatasi), tapi mulai diperkenalkan istilah First Tranch Petroleum (FTP), jadi ya secara nggak langsung, FTP itu berperan sebagai "cost recovery limit" juga, cuma bedanya sama royalty, kalau royalty semua langsung masuk pundi negara sedangkan FTP dibagi dengan contractor.

Bravo - Merah Putih

17 Agustus 2006
Dirgahayu Bangsaku!

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

Tanah Airku

(Ciptaan: Ibu Sud)

Tanah Airku Tidak Kulupakan
Kan Terkenang Selama Hidupku
Biarpun Saya Pergi Jauh,
Tidak Kan Hilang Dari Kalbu,
Tanahku Yang Kucintai,
Engkau Kuhargai

Walaupun Banyak Negeri Kujalani
Yang Masyhur Permai, Dikata Orang,
Tetapi Kampung Dan Rumahku
Disanalahku Rasa Senang
Tanahku Tak Kulupakan,

Engkau Kubanggakan....

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

Bravo Merah Putih !

Service contract ala Oman

Iklan ini saya scan dari mingguan Upstream, Vol 11, Week 28, 14 July 2006.

Cukup menarik buat contoh model service contract, PDO (Petroleum Development Oman) – sharenya 60% dimiliki pemerintah Oman, 30% Shell dan 10% Total dan Partex, PDO ini sedang giat giatnya menawarkan model service contract, coba kita lihat, apa apa yang harus ditanggung contractor:

- Signature bonus
- Capex, Opex
- Cost recovery limit

Contractor selanjutnya akan dapet profit fee, tapi yang penting dicatet, di alenia kedua yang paling akhir: “.. companies should note that they will not have any rights to the produced oil or reserves”, nggak heran khan? (begitulah kalau model service contract, lihat pada posting sebelumnya), jadi ya contractor nggak bisa booking reserves.

Sekarang lihat info cadangannya: oil in place 650 MMBO, yang sudah di produksi 27 MMBO, ultimate recovery bisa sampai 90 MMBO, jadi sisa cadangan (remaining recoverable reserves) sekitar 53 MMBO, not bad.

Itu katanya orang Oman!, tentu nanti orang orang sub-surface-nya contractor (G&G, PE) yang berminat, akan utak atik lagi di data room-nya sana (lumayan-lah main main ke Oman sana, ngerasain naik onta), liat liat: seismic, logging data, well test data, model geologi, hydrocarbon properties, metoda produksi, etc, etc, hitung hitung lagi ultimate recovery, bener nggak ultimate recovery bisa segitu, biar bukan cuma pepesan kosong.

Habis itu baru masuk economics-nya, cost-nya gimana, production rate nya gimana (kayanya production rate per field-nya kecil aja), forecast production profile-nya gimana, ya di utak atik-lah, pantesnya profit fee-nya berapa?, cost recovery limitnya seyogyanya berapa?, berani ngasih bonus berapa?, sebelum masukin penawaran.

Info di iklan ya emang segini aja, detail profit fee, cost recovery limit (limit per tahunnya berapa?) dan lain lain emang belum dikasih tahu disini, bisa jadi sebagian berupa bid-able items, sebagian emang udah ditentuin sama PDO-nya.

Menurut info dari temen temen kita yang kerja di PDO (banyak rupanya teman teman kita yang jadi "legiun asing" di Oman sekarang..), katanya Medco (dengan mitra kerjanya) sudah masuk kesana dengan model service contract (boleh juga Medco ini, udah menjelajah kemana mana, seneng dengar kalau ada yang berbau bau Indonesia di LN, nggak main di kandang aja..). Jadi jangan heran kalau jalan jalan di Oman sana bakalan sering ketemu wajah wajah indo(nesia)..

“So, gimana, Anda juga tertarik investasi di Oman?”, ada yang nyeletuk: “boro boro investasi mas, duit dari mana?, mau jadi karyawannya aja dah kalau ada rekrutmen ..!“. Lho?, ya apa boleh buat-lah, kalau menurut bukunya Kiyosaki: "Cash Flow Quadran", Anda masih masuk golongan employee, masih jauh dari golongan investor (sama kita kalau gitu he he..).

Sleeping fields

Nggak tahu bener nggak istilahnya, maksudnya lapangan tidur (emang ada ya lapangan melek?..he he), sebenarnya topik yang ingin dibahas tuch, kira kira gini: syahdan, konon, syahibul hikayat, katanya, (apalagi?), ada beberapa lapangan yang belum dikembangkan (undeveloped fields) berada di wilayah kerja contractor, cadangan sich nggak gede, kerennya disebut lapangan marginal, contractor nggak (belum) mau mengembangkan karena (katanya) nggak ekonomis. Menarik ya?, kalau nggak ekonomis, tentu dipikirin gimana caranya supaya ekonomis.

Sebelum masuk ekonomis atau nggak?, mungkin ada yang nanya (termasuk saya lho), bener nggak sich nggak ekonomis?, kalau dihitung pake harga minyak 15 $/bbbl, oke-lah, naikin dikit 25 $/bbl, masih nggak ekonomis?, oke lah!, tapi apa bener kalau pake harga minyak 35, 40 $/bbl, masih nggak ekonomis? Wallahualam!, karena kita nggak tahu gimana model detailnya.

Ada yang nanya, lho sapa tahu nanti harga minyak turun lagi?, ya oke lah, tapi kita khan ngomong lapangan kacangan-nih, umurnya paling beberapa tahun, 5 tahun? 10 tahun?, lapangan kecil gini, umurnya juga mestinya nggak panjang panjang amat, lagian don’t worry so much, kata “peramal” harga minyak (ini juga katanya), era harga minyak murah udah berakhir, the end of cheap oil… jadi jangan pesimis banget dengan oil price forecasting, apalagi buat lapangan marginal (karena periodenya pendek, resiko fluktuasi harga relatif lebih kecil !).

Lho biayanya sekarang mahal? iya, makanya dipikirin juga, kalau ngelola lapangan kecil, tentu dengan pendekatan cost effective, pake teknologi tepat guna, tentu saja tanpa mengorbankan safety dan urusan lingkungan.. intinya, jangan jor jor-an di biaya.

“Pokoknya nggak ekonomis deh!, harus dikasih insentif,” kata contractor.

Wah kalau udah pake pokoknya repot mas!, kasih insentif mah gampang, minta sama pemerintah, cuma masalahnya, niat nggak ngerjainnya, nanti ngeles lagi, masih kurang ekonomis, kalah bersaing sama proyek lain di LN, capital constraint, nggak laku dijual di corporate (alias nggak masuk ranking), etc etc…!

Kasian pemerintah ya, minta minta supaya lapangan tersebut dikembangin, contractor ogah ogah-an, alasan macem macem: insentifnya kurang oke, sibuk banyak proyek lain, kurang SDM, etc, etc.

Apa bener jelek keekonomian lapangan kecil ini ya ?, kalau kita kaji lagi, lapangan ini khan biaya biaya ngebor dulunya (melalui mekanisme cost recovery) udah dibalikin ke contractor (dari minyak yang dihasilkan lapangan yang berproduksi di wilayah kerja tersebut), tinggal investasi lagi buat pengembangan, tapi biaya pengembangan inipun, khan nantinya udah bisa langsung di cost recovery lewat lapangan existing dari wilayah kerja tersebut, jadi “in reality”, nggak sama persis dengan “proyek beneran” yang keluar duit, nanti uangnya dikembalikan dari hasil proyek tersebut, lha ini, biayanya boleh langsung di "cost recovery" khan kok… nggak ekonomis?, masak sich !

Lagian hitungan IRR "stand alone" untuk proyek kaya gini, sebenarnya itu "IRR seolah olah", maksudnya?, ya karena cash flow juga seolah olah.. jadi hasilnya seolah olah, katakan dapet IRR 20%, ini khan seolah olah, kalau cash flow nya demikian, tapi prakteknya ya nggak gitu khan, biayanya langsung bisa direcover dari lapangan lain di blok atau wilayah kerja yang sama (aturan PSC memang demikian), jadi nggak nunggu minyak dari lapangan ini berproduksi.. itu maksudnya seolah olah, jadi kalau benerannya?, ya IRR nya nggak 20%, pasti guede banget, berapa? ya nggak tahu, gimana ngitung returnnya, wong tahun itu juga (bisa) langsung balik duitnya yang dikeluarin. Point-nya gini: itung itungan IRR stand alone ini sich perlu tentu saja, tapi untuk kasus seperti ini, jangan jadi harga mutlak, karena sebenarnya nggak sejelek itu.

Kolega yang kerja di contractor (yang paham ngutak ngatik keekonomian PSC), mungkin protes, lha itungan kita khan “consolidated”, karena dari hitungan “stand alone” ekonomisnya kurang oke, jadi secara keseluruhan, akan membuat “value” contractor jadi turun. Makanya kita tetap nggak mau ngerjain.. !.

Susah ya memahaminya? (sama saya juga!), nggak mudeng, selama itungan proyeknya secara stand-alone udah lebih gede dari “hurdle rate” atau minimum attractive rate of return (MARR), ruginya dimana ya?.

Kalau jalan pikirannya gini, mungkin lebih gampang nerimanya, alasannya alokasi anggaran (capital constraint), jadi karena contractor punya proyek lain di LN, yang return-nya lebih baik (katanya), maka lapangan ini nggak masuk ranking (anggaran terbatas), oh iya oke lah, masuk akal… wajar dong, contractor mau ngerjain yang bagus bagus dulu… jadi: alasannya capital constraint, bukan alasan lain lain.

Nah, kalau nggak ada budget, yo wis, serahkan pada pihak ketiga, saya yakin banyak yang mau ngerjain, ada yang komentar: “belum tahu aturannya mas!”, ya, kalau belum ada itu bisa dipikirin sama pemerintah, kalau udah ada tinggal dijelasin detailnya, yang penting ikhlas dulu dikerjain sama pihak ketiga. Otomatis constraint SDM juga terpecahkan kalau dikerjain pihak ketiga, jadi lapangan tersebut bisa melek, nggak tidur, ntah kapan bangunnya.

Tentu kita tidak bisa pukul rata (dalam banyak hal, so pasti ada pengecualian), memang dalam beberapa kasus, ada lapangan yang ternyata cadangannya lebih kecil lagi dari perkiraan awal, lokasi lepas pantai, menyebar pula, mahal banget development cost-nya, ya kalau kasus kaya gitu, apa boleh buat, si contractor (gimanapun) udah usaha maksimal !.

Mungkin bisa pake model Pertamina, yang bikin mapping portofolio lapangan mereka, dari situ kemudian dibikin mana yang mau dikerjain sendiri mana yang mau ditawarkan untuk dikerjain pihak lain, jadi ketahuan portofolionya, boljug, boljug...!.

Contractor lain gimana ya (khususnya yang gede gede)..?, pasti ada mapping gitu gitu, pertanyaannya, apa mau dikerjain sendiri semua..? termasuk yang kelas kacang gitu?, kalau mau nunggu masuk ranking, wah bakalan tidur terus itu lapangan kali.he he.!.

Ringfencing - apa itu?

Istilah ringfencing lebih gampang di mengerti dengan contoh daripada pake definisi, cerita gampangnya gini. Contractor "x" katakanlah dapat blok/working area atau wilayah kerja tertentu, contractor "x" ini tidak saja punya satu wilayah kerja tapi punya beberapa wilayah kerja lain, lihat gambar berikut:

Sebagai ilustrasi, anggap saja contractor "x" punya 2 wilayah kerja, yang kuning yang sudah berproduksi (dari lapangan A dan lapangan B) dan ternyata baru baru ini menang tender untuk wilayah kerja baru (yang warna biru). Kalau dikatakan di kontrak bahwa untuk tiap wilayah kerja berlaku ringfencing, maka antara wilayah kerja yang kuning dengan yang biru "dipagari", artinya: pendapatan dan biaya dari masing masing wilayah kerja jadi terpisah tidak boleh dibebankan satu sama lain.

Tujuannya apa sich?

Sebelumnya menjawab pertanyaan tersebut, ada baiknya kita pahami dulu, apa implikasi dari klausul ringfencing ini, ada dua implikasinya, pertama biaya (cost), kedua pajak (tax), mari kita berandai andai, kalau seandainya tidak "dipagari" (maksudnya tidak ada ringfencing), maka biaya dari wilayah kerja yang belum produksi (untuk contoh kita, wilayah kerja warna biru - masih tahap eksplorasi) akan dapat langsung dibebankan ke wilayah kerja yang sudah berproduksi (kuning), dengan demikian, akan menggerogoti profit dari wilayah kerja kuning, otomatis akan mengurangi bagian pemerintah dari wilayah kerja kuning.

Kedua, dengan membebankan biaya dari wilayah kerja yang warna biru, taxable income contractor akan turun, dengan demikian pajak (tax) yang akan diterima oleh negara juga akan turun. Dari sini kita dapat menjawab pertanyaan diatas, bahwa tujuan ringfencing tidak lain untuk menjamin pendapatan pemerintah dari wilayah kerja yang sudah berproduksi tersebut, kalau nggak ada ringfencing, maka, bisa bisa bagian pemerintah (baik dari profit oil maupun dari tax) jadi turun, atau kalau biaya dari wilayah kerja yang warna biru yang dibebankan ternyata gede, ya terpaksa harus gigit jari dulu..!

Nah, sekarang jadi jelas khan, mengapa "dipagari".

Apalagi kira kira implikasi lain dari ringfencing ini?

Kalau seandainya tidak ada ringfencing, maka pemain lama (kaya contractor "x" ini) akan diuntungkan, contohnya gini, kalau seandainya, pemerintah mau menawarkan blok baru, karena nggak ada ringfencing, maka pemain lama otomatis punya advantage (keuntungan), karena mereka bisa langsung membebankan biaya biaya dari wilayah kerja baru tersebut ke wilayah kerja lain yang sedang berproduksi, makanya disebutkan, kalau nggak ada ringfencing, akan menjadi "barrier to entry" bagi pemain baru (new entrants).

Apa ringfencing ada di semua contract?,

Enggak, beberapa negara nggak pake ringfencing, mungkin tujuannya sebagai insentif untuk mengundang contractor.

Apa perlu ringfencing sekali kali dilepas?

Saya pernah mendengar ide yang menarik, kira kira gini: ringfencing dilepas dalam rangka ngebor sumur di wilayah frontier oleh konsorsium perusahaan minyak yang sudah beroperasi, patunganlah kira kira, nanti biayanya dibebankan ke wilayah kerja masing masing (karena asumsinya mereka sudah punya wilayah kerja berproduksi), tujuannya tidak lain untuk mendorong eksplorasi, "no ringfencing" ini berlaku untuk 1 -2 sumur saja (nggak persis angkanya segitu sich), tergantung hasilnya, tentu jumlah sumurnya harus dibatasi, artinya kalau dari pemboran eksplorasi tersebut ada indikasi yang memuaskan, pasti contractornya pada berebut, ringfencing udah nggak masalah lagi buat mereka, ini semacem insentif buat contractor supaya ngebor di daerah yang "very high risk" tapi (patut diduga) mengandung cadangan yang gede pula, bagi pemerintah, ini hal yang positif juga tentunya, karena akan meningkatkan kegiatan eksplorasi yang jadi tulang punggung buat nambah cadangan. It is excelent idea actually.

Jadi gitu deh cerpen mengenai ringfencing, chau !

Dilema Perpanjangan Kontrak

Lisensi suatu blok atau wilayah kerja untuk eksplorasi dan produksi minyak secara umum berlaku antara 25 – 30 tahun, untuk gas periodenya lebih lama lagi diatas 30 tahun. Jauh sebelum kontrak berakhir, si contractor diperbolehkan mengajukan perpanjangan kontrak (contract extension). Misalnya untuk kasus Indonesia, untuk lapangan minyak, boleh mengajukan perpanjangan 8 tahun sebelum kontrak berakhir, sedangkan untuk lapangan gas 10 tahun sebelum kontrak berakhir. Kenapa jauh jauh hari sudah boleh minta perpanjangan? Ini tentu saja urusannya investasi, contractor nggak mau ngambil resiko, mereka melakukan investasi pada tahun ke 20-25, tapi 5 tahun kemudian contractnya putus nggak diperpanjang, wassalam!.

Saya kira ini hal yang wajar wajar aja, kaya kita ngontrak rumah (pada pernah ngontrak rumah khan?, atau sebagian besar dulunya tinggal di mertua indah? he he, kalau gitu contohnya kost ajalah, pasti pernah dong!, nggak pernah juga?, wah hebat, kalau gitu Anda termasuk orang yang belum beruntung, karena nggak pernah hidup susah! he he, sorry ngelantur..), tentu sebelum hari-H nya habis kontrak, kita boleh minta perpanjangan kontrak sama yang punya rumah, supaya ada kepastian nggak diusir pas kontrak abis, buat yang punya rumah juga sebagai jaminan, supaya kita nggak ujug ujug keluar aja tanpa pemberitahuan, karena si –empu nya bisa kehilangan opportunity buat penyewa berikutnya.

Pertanyaannya tuh seperti ini; buat host country, apa semua kontrak yang habis, sebaiknya diperpanjang? Jawabnya: tentu tidak, tergantung proposal yang dibawa contractor pada waktu minta perpanjangan. Cerita simpelnya gini, si contractor akan menghadap pihak yang berwenang (ministry of petroleum) bawa gambar kira kira gini:

Contractor akan bilang, bila tidak diperpanjang, maka kami tidak akan investasi lagi, baik buat eksplorasi maupun pengembangan, sehingga profil produksinya seperti diatas, kemudian contractor akan menunjukkan gambar berikutnya dibawah,



“Nah ini dia” (kaya rubrik di post kota aja..), profil produksi yang jadi andalan contractor, mereka bilang kalau ente kasih perpanjangan, profil produksi bakalan jadi kaya gini, pendapatan negara jadi tambah banyak (meningkat), pendapatan kontraktor (biasanya) malah nggak perlu ditonjolin, yang ditonjolkan pendapatan negara dong, orang minta persetujuan ya kiatnya gitu he he.

Nah, host country juga mikir, kalau nggak diperpanjang gimana, ya profilnya kira kira gini:



Ini kita sederhanakan, anggep aja, pas perpanjangan dikerjakan oleh contractor yang sama (kalau pas menang lagi), IOC lain atau NOC, pasti ada yang protes, wah khan bisa aja profilnya jadi beda dong, kalau yang ngerjain contractor lain, bisa lebih jelek, bisa juga lebih canggih, iya deh, ini khan di sederhanakan, anggep aja, walaupun contractornya beda, kemampuannya se-level, nggak beda jauh-lah, khan belajarnya dari tempat itu itu juga (satu guru satu ilmu, dilarang saling mendahului he he).

Wah, kalau gitu bagus mana ya? perpanjang, nggak, perpanjang, nggak, hitung kancing aja deh..!

Prinsip prinsip perpanjangan tuh paling nggak terms & conditions harus lebih baik buat negara, jadi kalau sebelumnya, after tax profit splitnya: 85-15, yang baru diubah kek jadi 90:10 misalnya, kalau dulu ada insentif macem macem, sekarang nggak usah, jadi setelah perpanjangan kontrak (di gambar, yang warna kuning), udah pake terms & conditions yang baru.

Seperti biasa, ada yang nyeletuk “Wah kalau gitu mah biasa broer, yang selama ini juga yang dilakuin emang kaya gitu, walaupun alot, tapi pada dasarnya di perpanjangan kontrak, walaupun sedikit, terms-nya pasti berubah - lebih baik buat negara…”

"Jadi, mau yang nggak biasa nih ceritanya?"

Oke sekarang kita cari alternatif yang nggak biasa, kita anggep aja ini urusannya gertak menggertak, contractor gertak, “you akan kehilangan potential pendapatan yang banyak?- so you nggak punya pilihan selain perpanjangan”. Atau bilangnya gini (seperti biasa): “udah deh, kalau nggak diperpanjang (sekarang), gua investasi ditempat lain (negara lain maksudnya)”. Gertak mengertak bukan urusan preman aja, eksekutif juga gitu, yang penting, gertakannya credible nggak?.

Gertak? Iyalah, bukankah, kalau nggak diperpanjang, contractor juga “rugi”, ini kita ngomong hal yang udah kepegang, prospek udah jelas.., mau investasi tempat lain, nol lagi?, eksplorasi baru, sok atuh..! Lagian begitu perpanjangan kontrak disetujui, implikasinya luar biasa buat contractor, kalau dulu forecast reserves stop di akhir kontrak, sekarang khan bisa di lepas sampai periode perpanjangan, remaining reserves contractor bisa nambah, etc, etc.. !.

So? sebenarnya, bargaining power pemerintah lebih tinggi, harusnya nggak kalah gertak, bisa aja negosiasinya gini, “oke dech gua perpanjang sekarang, kalau untuk periode ekstension (kuning) jelas dong harus pake terms & conditions baru, cuma sekarang gua usul, berhubung kita pastiin nih kontraknya diperpanjang sekarang, tapi untuk yang tambahan produksi (yang warna ijo), kita buat “deal” khusus ya, setuju?”, maksudnya pembagiannya lebih baik dari existing contract.. melanggar kontrak? Menurut saya sich nggak, selama dua pihak setuju, melanggar itu kalo sepihak.. kalau dua duanya sepakat, nggak ada yang melanggar dong.

Contractor protes dong, lha di kontrak khan udah jelas, terms & conditions sampai akhir kontrak, kok diubah..?

“Ya, kalau protes, nggak diperpanjang deh ... he he“.

“Wah nekat dong?” – "lha, gimana sich, katanya minta yang nggak biasa, ya bukan nekat itu, terobosan namanya atuh..!"

"Jadi kesimpulannya gimana?, perpanjang nggak nih?..", "ya nego dululah semaksimal mungkin! jangan belum belum udah kalah gertak".

"Kalau nggak diperpanjang?"

Disadvantages-nya: lahannya jadi nganggur selama 8-10 tahun terakhir, nggak ada eksplorasi, nggak ada pengembangan, padahal dua aktivitas itu paling penting!, kecuali host country punya pertimbangan strategis tertentu, jadi nggak melulu melihat dari profil produksi yang gambar-3 (kalau dasarnya ini, khan cuma bandingin time value of money, jelas nggak diperpanjang akan lebih jelek), ada aspek aspek lain yang lebih jangka panjang, bisa aja HC bilang: "mau dikerjain sendiri aja dech, biar biaya lebih murah (misalnya), biar bisa ngatur sendiri.. etc etc.!". Samalah kaya ngontrakin rumah, boleh dong yang punya rumah bilang: "lagi nggak mau dikontrakin nih, mau dipake sendiri ..", salah kali analoginya ya..?? he he.

Pertanyaan dari Oxford

Hari ini saya terima email dari Oxford, konfirmasi keikutsertaan saya pada Oxford Energy Seminar ke 28, awal September di St Catherine's College, Oxford. Ini salah satu seminar yang paling “prestigious” karena selama 2 minggu mondok disana, diskusi mengenai energy policy, seminar ini dilaksanakan setiap tahun (lamanya 2 minggu), tahun ini yang ke-28, kalau saya lihat dari daftar pembicara, semua kelas kakap, mulai dari menteri, mantan menteri, CEO perusahaan minyak, professor, sampai ke direktur riset dari berbagai penelitian yang terkait dengan kebijakan energi.

Di email tersebut juga ada list peserta yang akan hadir dari mancanegara, ada sekitar 70 orang yang akan ikut, beda dengan konferensi atau simposium umumnya, pendaftaran seminar ini tidak dibuka untuk umum, jadi modelnya undangan lah gitu, makanya nggak ada info apa apa di internet kalau kita searching. Peserta semuanya pejabat yang mengurusi masalah kebijakan energi di negaranya masing masing dan senior manajeman dari beberapa perusahaan minyak (kalau saya liat, yang title-nya analyst cuma 2 orang he he.., saya sama satu lagi kolega sekantor/orang algeria, yang lainnya boss semua!), saya sebenarnya berharap ada yang dari Indonesia biar ada temen gosip disana, ya ternyata kali ini nggak ada! ya udah deh bakalan belajar serius kalo gitu he he.

Ada satu pertanyaan yang jawabannya harus disiapkan dan nanti dijelaskan pada hari pertama seminar, pertanyaannya sederhana: Apa tantangan tantangan utama yang dihadapi oleh; pertama, company Anda?, kedua industri?... saya lagi cari jawabnya, ada yang bisa bantu? he he ! Oke deh, nanti kita share apa aja yang dibahas selama 2 minggu disana.

Perbandingan Fiscal Terms di Afrika

Saya melakukan studi untuk membandingkan fiscal terms di beberapa negara Afrika, khususnya yang berlokasi di Teluk Guinea (Gulf of Guinea). Seperti kita ketahui, saat ini wilayah Gulf of Guinea ini termasuk “hot spots” untuk kegiatan eksplorasi dan pengembangan. Saya pilih enam negara untuk dibandingkan, yaitu: Equatorial Guinea, Chad, Ivory Coast, Gabon, Congo dan Angola

Berikut ringkasan fiscal terms masing masing negara, informasi mengenai fiscal terms masing masing negara saya peroleh dari dua sumber:

1. Barrows, World Petroleum Arrangement, 2004
2. Daniel Johnston, International Petroleum Fiscal system, 2002

Berikut ringkasannya:

Equatorial Guinea (Deepwater PSC):
- Royalty 10% (fixed), nggak ada cost recovery limit,
- Pajak 25%,
- Profit oil split (sliding scale berdasarkan ROR).

Chad (1990 Royalty - Tax)
- Royalty = 12.5%, pajak 50%

Ivory Cost (Deepwater PSC)
- Royalty nggak ada, cost recovery limit = 80%, pajak = 35%
- Profit oil split (sliding scale berdasarkan laju produksi)

Gabon (Deepwater model)
- Royalty (sliding scale: 7% – 10%)
- Cost recovery limit = 70%, pajak 35%
- Profit oil split (production based sliding scale)

Congo ( Hydrocarbon law 1994 – Deepwater)
- Royalty = 15%, cost recovery limit = 70%, pajak 35%
- Profit oil split (production based sliding scale)

Angola (Ultra Deepwater PSC)
- Royalty nggak ada, cost recovery limit: 50% - 55%
- Pajak 50%
- Profit oil split (sliding scale berdasarkan ROR)

Untuk perhitungan keekonomian, assumsinya sebagai berikut:

- Periode eksplorasi: 6 tahun
- Pengembangan (pemboran, fasilitas, dll): 3 tahun
- Periode produksi: 20 tahun (asumsi periode kontrak)
- Cadangan terambil selama periode kontrak: 200 MMBO
- Opex= $5/bbl
- Capex =$4/bbl (biaya pengembangan)

- Depresiasi tergantung model kontrak masing masing.
- Peak production rate (50,000 BOPD, plateau selama 3 tahun)
- Production decline rate: 10%
- Sensitivitas harga minyak: 20 $/bbl s/d 60 $/bbl)

Dari asumsi ini, kemudian saya bikin spreadsheet pake excel untuk menghitung Government Take (%) dan IRR contractor.

Hasilnya sebagai berikut:

Sebagaimana dapat kita lihat pada Gambar 1 (yang atas), fiscal terms Equatorial Guinea terlihat yang paling "lunak" (GT nya paling kecil) dibanding 5 negara lainnya. Karena profit oil splitnya - profitability based, maka tidak mengherankan kalau sistemnya progresif (artinya sensitif terhadap profitability). Makin naik profit (yang disebabkan kenaikan harga minyak), maka Government take (GT) nya makin meningkat.

Angola yang juga menggunakan profit oil split - profitability based, memiliki trend yang sama dengan Equatorial Guinea, namun GT nya lebih tinggi, dengan harga minyak yang tinggi (60 $/bbl), Angola fiscal terms menghasilkan GT yang tertinggi dibanding negara lain.

Menarik untuk dilihat bahwa fiscal terms dengan profit oil split yang berdasarkan laju produksi (production based) seperti: Ivory Coast, Gabon dan Congo, GT-nya sama sekali tidak sensitif terhadap kenaikan harga minyak (model seperti ini biasa disebut netral), karena pada saat profitability meningkat, GT nggak ngaruh sama sekali, sama segitu aja terus..!, sementara sistem Royalty Tax (R/T) kaya' Chad, malah cenderung regresif, makin profit, maka GT malah cenderung turun.

Gambar 2 - plot IRR vs oil price, ini melihat dari sisi contractor gimana, ya jelas!, makin naik profit (yang disebabkan oleh kenaikan harga minyak), makin naiklah IRR contractor, buat contractor yang paling bagus tuh ya: Equatorial Guinea, baru abis itu Chad, Ivory Coast, Gabon, Congo dan yang paling "tough" Angola.

Ada yang tanya, kalau dihitung, NPV government khan naik juga meskipun GT tidak naik (sistem netral), bahkan untuk yang GT-nya turun (sistem regresif) sekalipun, NPV nya juga tetap bakal naik karena total profit khan naik?

Iya bener! kalau kita plot NPV government vs oil price, tentu semua NPV akan naik, plot GT pada gambar 1 diatas, memberikan gambaran mengenai persentase pembagian kue dengan naiknya keuntungan (naiknya harga minyak).