Pak Doddy, Success ratio (SR) teknis sumur2 eksplorasi di Indonesia adalah sekitar 40 %, success ratio komersial sekitar 25 %. Ini hanya gambaran statistik yang dipengaruhi jumlah sumur yang terbatas dan penyebaran sumur yang tidak merata, jadi belum menggambarkan dengan baik potensi dan peluang sesungguhnya cekungan2 di Indonesia. SR blok produksi lebih tinggi daripada blok eksplorasi, misalnya pada tahun 2006 ada 23 struktur penemuan (discovery),18 di antaranya (78 %) berlokasi di blok2 produksi, jumlah total recoverable reserves-nya sekitar 1500 MMBOE. Hanya, 1000 MMBOE di antaranya berasal dari lima struktur penemuan di blok eksplorasi. Kesimpulan : SR di blok produksi lebih tinggi tetapi jumlah cadangannya kecil, atau SR di blok eksplorasi lebih rendah tetapi jumlah cadangannya besar. Mau pilih mana ? Pada relinquishment tahun ke-8, sisa area yang boleh dipertahankan adalah seluas closure lapangan2 yang telah ditemukan, tak ada lagi persentase atas luas original area. Boleh juga aturan bonus seperti di Thailand, yang hampir sama kita telah menerapkannya di aturan bonus produksi (bonus yang harus dibayarkan setelah produksi kumulatif mencapai sekian barrels). salam, awang
Doddy Suryanto <[EMAIL PROTECTED]> wrote: Sangat sangat bagus sekali kalo terlaksana. Mungkin ini salah satu cara untuk dapat menekan cost recovery untuk sumur2 explorasi yang gagal yang dibebankan ke blok yang telah berproduksi. Apalagi kalo pengawasan yang dilakukan kurang begitu berhasil menekan cost recovery. Setuju dengan Pak Awang bahwa adanya ketentuan yang bisa mendapatkan cost recovery dari sumur2 explorasi di daerah yang berproduksi membuat PSC2 berlomba-lomba ngebor karena toh akhirnya nanti cost recovery. Sebenarnya ada positif dan negatifnya juga dalam hal ini. Positifnya kalo pengeboran explorasinya berhasil ya menambah produksi yang otomatis juga menambah umur dari blok yang berproduksi. Tetapi negatifnya ya kalo ngga berhasil sudah tentu cost recovery jadi membengkak. Buat yang mengawasi tentunya juga menjadi beban soalnya kalo sumur2 explorasi di daerah yang berproduksi ini tidak disetujui bukan tidak mungkin produksi dari blok yang sudah berproduksi jadi menurun kalo tidak menemukan cadangan baru atau bahkan tidak melakukan secondary development plan macam EOR. Jadi kalo memang aturan PSC baru tentang lapangan pertama tidak akan lagi menjadi tiket untuk cost recovery kegiatan2 eksplorasi berikutnya bisa diterapkan, ini akan membuat PSC melakukan screening yang extra agar nantinya sumur2 explorasi yang diajukan dapat bermanfaat bagi PSC sendiri maupun pemerintah. Soalnya kalo sumur explorasi gagal tidak akan dapat cost recovery lagi. Kira2 bagaimana statistic yang ada untuk sumur2 explorasi yang dibor di blok yang berproduksi? Apakah sampai saat ini tingkat success ratio nya masih tinggi? Kalo tidak, apakah kira2 penyebabnya? Untuk aturan yang baru lainnya tentang relinguishment, kira2 seberapa besar lapangan2 yang telah ditemukan bisa dipertahankan? Sebesar closure yang ada atau berupa persentase? Kalo tentang bonus mungkin ada baiknya pake sistem sliding scale rate macam royalty nya Thailand. Jadi kalo dapetnya nanti gedhe ya dapet persentase gedhe trus kalo nantinya kecil ya dapetnya kecil. Hanya sekedar urun rembug saja. "We usually find oil in new places with old ideas. Sometimes, also, we find oil in an old place with a new idea, but we seldom find much oil in an old place with an old idea." Parke Dickey, 1958. -doddy- -----Original Message----- From: Awang Satyana [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Friday, 25 January, 2008 11:34 AM To: iagi-net@iagi.or.id; Forum HAGI; Geo Unpad Subject: Re: [iagi-net-l] Cost Recovery Capai US$ 8,33 Miliar Selama 2007 Kalau jadi, kontrak PSC yang akan datang (rencananya akan mulai diterapkan kepada 26 blok yang sekarang sedang ditawarkan) akan mengalami perubahan besar soal sunk cost, komersialitas blok/lapangan, cost recovery dan relinquishment. Perubahannya begitu signifikan sahingga boleh saja kalau mau kita sebut sebagai PSC generasi baru. Jadi diberlakukan atau tidak kita lihat nanti. Komersialitas blok oleh lapangan pertama tidak akan lagi menjadi tiket untuk cost recovery kegiatan2 eksplorasi berikutnya bila lapangan ke-2, ke-3 dan seterusnya tidak ditemukan dan dikembangkan. Di kontrak PSC lama, setelah lapangan pertama ditemukan dan blok menjadi komersial maka seluruh usaha eksplorasi berikutnya akan bisa di-cost recovery baik ia gagal maupun berhasil, jadi lapangan atau tidak. Apa pun yang dibelanjakan akan diganti. Sistem ini telah mendorong PSC2 melakukan eksplorasi kurang hati2, tokh biayanya akan diganti ini. Di sistem PSC baru nanti, biaya eksplorasi setelah lapangan pertama akan dianggap sebagai upaya untuk menemukan lapangan ke-dua. Bila lapangan kedua ditemukan dan dapat dikembangkan menjadi lapangan maka biaya2 eksplorasi setelah lapangan kedua itu bisa di-cost recovery; bila tidak jadi lapangan,maka biaya2 tersebut sepenuhnya menjadi tanggungan PSC. Upaya2 eksplorasi setelah lapangan kedua akan dianggap sebagai upaya menemukan lapangan ke-3. Bila gagal menemukan lapangan ke-3, maka biaya2 itu tak bisa di-cost recovery, bila lapangan ke-3 ditemukan, upaya2 eksplorasi untuk menemukannya bisa di-cost recovery, dst..dst.. Aturan baru itu disertai aturan baru relinquishment. Relinquishment terakhir akan dilakukan pada akhir tahun ke-8 dan hanya mempertahankan lapangan2 yang sudah ditemukan. Area di luar lapangan harus dikembalikan ke Pemerintah. Ini untuk mengatasi banyaknya lahan2 tidur yang tetap dimiliki PSC sementara investor baru yang berminat tidak bisa masuk. Aturan lain adalah bahwa bonus tanda-tangan kontrak akan disesuaikan dengan jumlah sumberdaya di dalam blok itu, semakin kaya semakin tinggi bonusnya. Masih ada beberapa lagi hal signifikan yang akan berubah dalam kontrak PSC kita. Itu kalau jadi diberlakukan. Untuk diberlakukan akan banyak bergantung kepada banyak faktor teknis dan nonteknis, politik dan nonpolitik. Saya pribadi berpendapat bahwa sudah saatnya diberlakukan perubahan2 signifikan atas kontrak saat ini. Pemerintah kita menjual terlalu murah untuk lahannya yang subur. Dalam investasi migas internasional pun berlaku bahwa barang bagus harganya mahal, tetapi di Indonesia sering terjadi barang bagus malah diobral, setelah itu tidak pula ada jaminan bahwa si pemilik barang mendapatkan uangnya. Menyedihkan. Sudah saatnya berubah ! salam, awang (anggota tim penilai teknis tender WKP migas & CBM) Andang Bachtiar wrote: Dod,... di dalam perhitungan internal perusahaan dan untuk kepentingan evaluasi prospek (ranking, risk, economics, dsb).... biaya untuk usaha-usaha eksplorasi di blok yang berproduksi di Indonesia bisa juga disebut sebagai dan/atau dimasukkan kedalam kategori finding-cost, no problem at all. Tetapi, menurut pemahamanku ttg aturan kontrak PSC dan prakteknya yang terjadi selama ini, begitu suatu blok berproduksi dari suatu discovered field, maka finding-cost dari lapangan-lapangan lain akan dikonsolidasikan dalam overall block-cost. Jadi terminologi finding cost dalam PSC term kita nampaknya hanya berguna / diapresiasi pada waktu penemuan lapangan komersial yang pertama. Setelah itu, cost2 sejenis akan dimasukkan sebagai "production cost" dari block tersebut. Usulan sampeyan untuk "tidak mengutak-atik (existing) PSC" tapi meredefinisi cost-recovery dg tanpa memasukkan finding cost lapangan ke 2, 3 dst (apalagi kalau juga mencakup lapangan pertama), maka itu sama saja dengan "membangkitkan macan IPA tidur" (?) Mungkin untuk next PSC dalam tender2 mendatang bisa kita usulkan term-term sampeyan tersebut. Masih sangat terbuka kemungkinan berkontribusi pemikiran ke kawan2 di Migas (Ditjen, BPMigas) dalam rangka perubahan PSC (mendatang). Malah dalam bulan2 terakhir ini makin santer Pak Dirjen dan Pak Ka BPMigas dan Pak Menteri me-wacana-kan perubahan PSC tersebut. Ayo, rek ..... podho ngomongo Salam Andang Bachtiar Exploration Think Tank Indonesia ----- Original Message ----- From: "Doddy Suryanto" To: Sent: Thursday, January 24, 2008 9:58 AM Subject: RE: [iagi-net-l] Cost Recovery Capai US$ 8,33 Miliar Selama 2007 Sam, apakah usaha2 eksplorasi (seismik, g&g, dsb) di blok-blok yang sudah berproduksi tidak bisa dimasukkan dalam finding cost? Apakah production cost yang ada di sistem sekarang mencakup finding and development cost (F&D) yang dalam hal ini lifting cost masuk dalam kategori development cost? Kalo memang system PSC susah dirubahnya, apakah bisa yang finding cost ini ngga masuk cost recovery? -doddy- -----Original Message----- From: Andang Bachtiar [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, 24 January, 2008 9:40 AM To: iagi-net@iagi.or.id Subject: Re: [iagi-net-l] Cost Recovery Capai US$ 8,33 Miliar Selama 2007 "Production cost" tersebut juga bukan real secara teknis semata-mata terkait dengan proses produksi dari lapangan-lapangan yang ada, tapi juga mencakup cost dari eksplorasi di blok-blok yang sudah berproduksi. Hal ini dimungkinkan karena sistim PSC yang sekarang berjalan di Indonesia juga mengakomodasi cost-recovery dari usaha2 eksplorasi (seismik, drilling, g&g, dsb) di blok-blok yang sudah berproduksi. Dengan demikian kalau kita ingin membandingkan production cost tersebut dengan di negara-negara lain, harus kita periksa dulu apakah angka-angka di negara lain juga dihasilkan dari sistim pengusahaan yang menganut cost-recovery spt di Indonesia atau tidak. Bisa saja production cost di negara-negara lain lebih rendah dari US$14/Bbl karena perhitungannya tidak memakai aturan cost-recovery eksplorasi. ------------------------------------------------------------------------ ---- To unsubscribe, send email to: iagi-net-unsubscribe[at]iagi.or.id To subscribe, send email to: iagi-net-subscribe[at]iagi.or.id Visit IAGI Website: http://iagi.or.id Pembayaran iuran anggota ditujukan ke: Bank Mandiri Cab. Wisma Alia Jakarta No. Rek: 123 0085005314 Atas nama: Ikatan Ahli Geologi Indonesia (IAGI) Bank BCA KCP. Manara Mulia No. Rekening: 255-1088580 A/n: Shinta Damayanti IAGI-net Archive 1: http://www.mail-archive.com/iagi-net%40iagi.or.id/ IAGI-net Archive 2: http://groups.yahoo.com/group/iagi --------------------------------------------------------------------- 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 and 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. --------------------------------------------------------------------- --------------------------------- Be a better friend, newshound, and know-it-all with Yahoo! Mobile. Try it now. --------------------------------- Be a better friend, newshound, and know-it-all with Yahoo! Mobile. Try it now.
