Terima kasih pak Ong. Saya bukan orang didunia perminyakan. Lebih dari 29 tahun saya bekerja di eksplorasi dan pertambangan mineral dan batubara, tetapi membaca tulisan2 pak Ong untuk IAGI selalu menggugah saya. Saat usia yg mulai sepuh tetapi idalam tulisannya selalu ada semangat yg membara untuk membangun indonesia yg lebih baik melalui IAGI. Selalu ada kesan berpihak dan mengajak dengan memberi contoh sikap seorang nasionalis dan ilmuwan sejati. Terima kasih pak Ong. Semoga pak Ong berumur panjang dan masih terus bisa sharing dengan kami. Hormat kami bekas muridmu. Yang sangat suka pelajaran geokimia karena selalu dapat photo copy pelajaran yg biaya photo copynya keluar dari saku sang dosen . Sebagai mahasiswa saat itu, biaya photo copy saja terasa sangat berat. SalamIwan munajat.
Sent from Yahoo Mail on Android On Sat, 4 Feb 2017 at 1:31, Ong Han Ling<[email protected]> wrote: Teman-teman IAGI, Saya dapat undangan dariSerikat Pekerja Pertamina Hulu dan Indonesia Society of Petroleum Geologist,anak perusahaan IAGI, untuk memberi sumbang saran rencana penerapan GrossPSC yang diadakan tgl. 19 Januari, 2017. Sekitar 150 participants dari K3Sdan Pertamina hadir. Seminar dibuka dengan ceramah dari Wamen ttg."Kontrak Bagi Hasil Gross PSC" atau KBHGS. Ternyata tujuan seminar tidaksesuai isi undangan. KBHGS sudah berjalan dan telah ditandatangani dengan ONWJsebagai percobaan. Contoh KBHGS baru saya terima tgl 19 Januari. Kemajuan dan kelangsunganIAGI tergantung dari "lakunya" KHBGS, yang sekarang sedangdipromosikan ESDM. Partisipasi IAGI diperlukan. KEKURANGAN-KEKURANGAN"HASIL BAGI GROSS SPLIT" Karena KBHGS baru diberikanpada kami waktu presentasi tgl. 19 Januari, saya tidak sempat membaca hinggapresentasiasi saya tidak kena sasaran. Saya ingin memperbaiki dan memberitanggapan terbatas pada pasal 4, 5, 6, dan 7 saja. Berdasarkan Pasal 6, kontrakini terdiri dari dua bagian. Kalau eksplorasi berhasil, akan dilakukanpersetujuan berikutnya berupa "Pengembangan lapangan" (seperti POD),berdasarkan hasil awal (base split) yang disesuaikan dengan 10 komponenvariable dengan 35 sub-komponen dan 2 komponen progresif dengan 13sub-komponen. Dalam industri naturalresources semua perusahaaan ingin kontrak yang menyatu, yaitu dari Eksplorasi sampai Produksi, seperti PSC sekarang. Istilahnya adalah "From Cradle to Grave" atau "Dari Buaian sampai Nisan".Kalau eksplorasi berhasil langsung bisa produksi. Perlu juga diutarakan bahwaperusahaan minyak dalam kalkulasi profit memakai Expected Value, bukan NPV. Halini mereka lakukan karena antisipasi risiko kegagalan eksplorasi sepertidry holes. Jadi kalau profit mereka batasi, seperti yang dikehendaki olehPemerintah, dengan memberi insentif berdasarkan komponen yang sudah ditentukanPemerintah, bagian terbesar dari mereka akan menolak terutama untuk blokeksplorasi. Alasan K3S menolak simple,komponen variable dan progresif yang tercantum dalam kontrak tidak mencerminkankeadaan keseluruhan lapangan/blok hingga pasti akan timbul disputes, padahalK3S sudah mengeluarkan jutaan dollar untuk eksplorasi. Banyak komponen tidak adadalam daftar KBHGS, seperti estimasi cadangan yang sangat penting. Indek hargabesi juga tidak ada, padahal komponen ini penting dalam development lapangan.Komponen HSE tidak ada padahal kita akan berhadapan dengan sensitive areasseperti hutan lindung ataupun endangered species. Pajak tanah yang merupakankomponen penting tidak dibahas. Dsb. Juga besarnyainsentif/penalty tidak sesuai. Umpama untuk H2S diatas 500 ppm, diberikaninsentif 1%. Padahal H2S antara 1-10% adalah umum? Demikian juga untuk kandunganCO2 sampai diatas 60% diberi insentif tetapi cuma 4%. Ini tidak masuk akal. Gasdiproduksi dan dipisahkan dari hydrocarbon yang hanya 40%. Pemisahan dilakukandiatas ground, berarti perlu fasilitas yang luar biasa besarnya. Kandungan CO2yang sampai 60% harus diinjeksikan kembali dan dijamin tidak akan keluar ataumengotori reservoir maupun gound water selama puluhan tahun. Biayareinjection wells CO2 akan sangat tinggi dan insentif 4% tidak cukup. Sebagai contoh, waktu EXXONdiminta untuk pengembangan gas raksasa Natuna yang mengandung 72% CO2, Exxonkalau tiak salah hanya sanggup memberi 10% FTP dan zero saham kepadaPertamina. Demikian juga Jenis Reservoirdibagi atas Konvensional (0%) sedangkan Non-konvensional dapat insentif 16%.Namun dalam non konvensional tidak dimasukkan "fractured reservoir"seperti Jatibarang. Perlu juga dimasukkan "Stratigraphic traps".Perlu juga dimasukkan untuk daerah yang ditutupi volcanics, limestone, basalt,dsb. yang menyebabkan biaya seismic yang mahal sekali. Hal-hal tsb diatasberisiko tinggi untuk melakukan pemboran hingga perlu diberikan jugainsentif 16%, bahkan mungkin lebih besar. Dll.? Contoh lain adalah insentifyang diberikan berdasarkan kedalaman laut, makin dalam makin besar insentifdiberikan. Padahal didaerah Transition Zone atau daerah mangrove swamp, untukmelakukan eksplorasi dan pemboran sangat mahal. Juga laut bisa tidak terlaludalam, tetapi ombak besar akan menyebabkan biaya tinggi. Dll. Karena HGBS adalah hal baruhingga kemungkinan besar banyak kekurangannya. Kalau tidak salah "sunkcost" tidak dibahas. Apakah sunk cost dibayar Pemerintah kepada K3Sberdasarkan base split atau setelah koreksi dari berbagai komponen? Ataudibayar dari income tahun-tahun permulaan? Kontrak HBGS Split sangatberlainan dengan PSC yang sekarang sudah berjalan selama 50 tahun. PSCIndonesia yang berlaku sekarang relatif tipis, cuma 40 halaman dobel spasiuntuk jangka 30 tahun dari eksplorasi, development sampai produksi diterimadunia Internasional, tanpa keraguan. Hal ini sebetulnya sangatamazing, kontrak yang tipis sekali dengan banyak loopholes, tetapi diterimasemua IOC. Mereka percaya PSC Indonesia karena sudah berjalan selama 50 tahun.Tapi yang juga tidak kalah pentingnya adalah perbankan Internasional mengakuiPSC Indonesia dan mereka bisa menggunakan PSC Indonesia sebagai garansi atauagunan untuk digadaikan dan menerima pinjaman. Ini sangat penting karena tanpakecualian, semua perusahaan harus pinjam uang waktu development. KBHGS berlainan sekali denganPSC Indonesia sekarang. Akibatnya KBHPC akan diteliti benar oleh ahli hukum K3Sdan Bank mereka. Kemungkinan besar bisa ditolak, kalau cadangan tidak bisadigadaikan. Apakah kita berani mengambil risiko dalam keadaan sekarangini? Kalau tidak, sebaiknya "don't rock the boat" dan pakailahexisting PSC yang sudah baku dan pasti diterima oleh dunia Internasional. Juga perlu diutarakan bahwasampai sekarang sudah 7 tahun UU Baru Migas masih digodok DPR. Bagaimananatinya kalau KBHGS bertentangan dengan UU Baru? Investor cenderung wait andsee. Pertanyaan lain adalah,apakah kontrak sejenis ini dengan banyak vairiable dan berubah dengan waktu(harga minyak, kadar H2S, CO2, TKDN, dsb.) telah dipakai dinegara lain? USULAN. Untuk meniadakan keadaan negatip tsb.diatas, saya ingin mengusulkan untuk menggunakan"Cost Recovery Limit". CRL adalah ciri suatu PSC dan dipakai olehIbnu Sutowo periode 1966-1976. Antara 1976-1986, kata "limit"dilepas. Mengetahui Indonesia mengalami kerugian, tahun 1996 dikeluarkan FTPyang menjamin pemasukan negara antara 15-20%. TFP berlaku sampai sekarang. FTPdishare dengan K3S berdasarkan split dan berfungsi ganda, sebagai Cost RecoveryLimit maupun sebagai royalty. Penerapan CRL bisa mengurangisecara significant kesulitan yang dihadapi BHGS dan mengurangi pekerjaan tendersystem a la SKKMIGAS. CRL bisa diterapkan langsung untuk blok-blok eksplorasi. CRLbisa diterapkan tanpa merubah existing PSC secarasignificant. Contoh yang ditandatanganiPak Ibnu tahun 1966 dengan IIAPCO dengan CRL sangat sederhana seperti terlihatdibawah. 1.The State would have management control. 2.The contract would be based on production sharing 3.IIAPCO would bear production risk, and if oil was discovered, cost recovery limitedto 40%. 4.After cost recovery the profit oil will be split 65/35 in favor of the State. 5.Title to all project-related equipment bought by IIAPCO would pass to the State. Contoh diatas mengambil CRL40% dan split 65/35. Kita bisa merubah salah satu atau keduanya tergantung darikebutuhan dan kepentingan Indonesia. Namun, begitu tertulis dalam kontrak,berlaku seterusnya. Inilah yang diingini K3S. K3S akan mendapatkan semuapengeluaran kembali dalam bentuk cost recovery, tapi pengeluaran tiaptahun dibatasi 40% dari oil/gas production. Kalau pengeluaran lebih dari 40%,umpamanya, kelebihannya bisa dicanking ketahun-tahun berikutnya (Loss carryforward). Pengawasn mudah, tinggaltunggu di wellhead, 40% minyak yang keluar dipakai sebagai expenses atau CRL. PSC menjadi simple. Tidak adaFTP. Tidak perlu adanya depresiasi. SKKMIGAS bisa implementasi tugas utamanyatanpa pamrih, yaitu menerapkan HSE dan TKDN. Dengan menerapkan CRL hanyadua parameter yang diawasi, besarnya share (contoh diatas 65%) dan besarnya CRL(contoh diatas 40%). Terjamin bahwa pemerintah Indonesia selalu dapat, mulaitahun pertama. Terjamin bahwa Oil company dapat memakai uangnya secara jauhlebih bebas tanpa selalu minta izin dari SKKMIGAS. Pemakaian CRL masih withinthe boundary dari PSC hingga bisa dipakai tanpa melakukan banyak perubahan. Istilah-istilah yang dipakaioleh PSC sekarang adalah cost recovery, profit oil, dan contractor. SedangkanKBHGP yang bersistim Royalty/Tax, istilah tsb. akan diganti menjadi deduction,taxable oil, dan Oil Co. Dengan demikian Indonesia akan punya dua sistim, satuPSC dan satu Royalty/Tax sistim dengan istilah berlainan. Ini akan berakibat confusion. Salam, HL Ong . ---------------------------------------------------- JCM (Joint Convention Malang) 2017 Sep 25-28 September 2017 Malang ---------------------------------------------------- Iuran tahunan Rp.250.000,- (profesional) dan Rp.100.000,- (mahasiswa) Pembayaran iuran anggota ditujukan ke: Bank Mandiri Cab. Wisma Alia Jakarta (a/n IAGI) No. Rek: 123 0085005314 Bank BCA KCP. Manara Mulia (A/n: Shinta Damayanti) No. Rekening: 255-1088580 ---------------------------------------------------- Subscribe: [email protected] Unsubscribe: [email protected] ---------------------------------------------------- DISCLAIMER: IAGI disclaims all warranties with regard to information posted on its mailing lists, whether posted by IAGI or others. In no event shall IAGI or its members be liable for any, including but not limited to direct or indirect damages, or damages of any kind whatsoever, resulting from loss of use, data or profits, arising out of or in connection with the use of any information posted on IAGI mailing list. ---------------------------------------------------- JCM (Joint Convention Malang) 2017 Sep 25-28 September 2017 Malang ---------------------------------------------------- Iuran tahunan Rp.250.000,- (profesional) dan Rp.100.000,- (mahasiswa) Pembayaran iuran anggota ditujukan ke: Bank Mandiri Cab. Wisma Alia Jakarta (a/n IAGI) No. Rek: 123 0085005314 Bank BCA KCP. Manara Mulia (A/n: Shinta Damayanti) No. Rekening: 255-1088580 ---------------------------------------------------- Subscribe: [email protected] Unsubscribe: [email protected] ---------------------------------------------------- DISCLAIMER: IAGI disclaims all warranties with regard to information posted on its mailing lists, whether posted by IAGI or others. In no event shall IAGI or its members be liable for any, including but not limited to direct or indirect damages, or damages of any kind whatsoever, resulting from loss of use, data or profits, arising out of or in connection with the use of any information posted on IAGI mailing list.
