Select Page

“PSC contract untuk oil dan gas relatif sama, secara umum, fiscal term untuk gas “lebih ringan” (maksudnya lebih menarik buat investor) dibanding fiscal term untuk oil. Sekedar ilustrasi kalau oil di Indonesia, split nya 85 : 15, maka gas 70 : 30, untuk proyek yang susah, deeepwater, etc, malah bisa dapet 60 : 40. kalau nekat nego lagi, kaya proyek gas yang di Aceh itu, bisa nego lagi dengan alasan project ekonomis.



Tanya – tampune ginting

Rekan2 Migas,
Berhubung latar belakang saya tehnikal, saya mohon pencerahannya:
Team kami sedang menangani project pembangunan plant dari green field (onshore) development NAG dan hasil ikutanya condesate (walaupun dalam jumlah yang kecil). Design plant sekitar 1Bscfd dan condensate 100kbpd. Dari plant gas dikirim ke LNG plant begitu juga condensate akan dikirim ke oil terminal untuk diproses lebih lanjut. Misalkan plant start up di tahun 2015.
Saya ingin bertanya kepada rekan2 milis, dari komersial report (project economic tornados) yg paling berpengaruh (critical uncertainty) terhadap project economics ini adalah:
1. Yang pertama: net gas price (1$/mmbtu). Sebenarnya 1MMscfd itu berapa MMbtu tepatnya dan cara hitunganya? Apakah harga di Indonesia juga segitu utk start up pengiriman di 2014 ke LNG Plant?
2. Yang kedua: gas fiscal terms. Apakah rekan2 mempunyai slides/info mengenai jenis2 gas fiscal terms ini katakan di Indonesia?
3. Yang ketiga: develoment cost, katakan lah untuk development cost onshore $1000Million atau 1Million/MMscfd. Apakah di Indonesia juga segitu?
4. etc.
 
Terima kasih sebelumnya.


Tanggapan 1 – roeddy setiawan


dear pak Ginting,
mengelitik pertanyaan pak Ginting ini,
saya jawab dulu. 1. berapa mmbtu tiiap mmscfd ??
biasanya 1 scf sekitar 1050 btu
jadi 1 mmsfd = 1050 x 1000,000 btu hari

2 fiskal ????. kurang faham sekarang, mungkin ada rekan yg lebih mengerti fiskal akan menjawab.

3 development cost.
its depend dr apa yng mau di develop. misalnya sumur anda dalam nya cuman 500 meter tentu jauh lebih murah dr sumur yang 3000 meteran, say buat yang 500 meter 0,5 million a piece, keluarnya per sumur berapa say 1 mmscfd. nah bapak bilang tadi rencana 1 bcfd= 1000 mmscfd jadi bapak perlu 1000 sumur
jadi buat sumur tok = 500 million.
tapai kalau 3000 meteran ongkos nya jadi 7 million/well buat sumur doang 7 billion .

sekarang surface facilities
tergantung dimana pabrik anda kalau jauh dr sumur say 100 km , untung ngalirakn 1000 mmscfd barangkali perlu 2 line 42 inches, kalu didarat ditempat penduduk repet repet how about 5 million/km then 0.5 billion buat pipeline

utilities, pelabuhan jalan inspeksi dll, tiap tempat uniq nga bisa ditembak langsung hope this help


Tanggapan 2 – tampune ginting


Pak Roeddy,
Terima kasih atas sharingnya.
1. Jadi harga 1Bscfd dgn $1/mbtu= $1.050Million per day. Dalam 5 thn = $1,916Million dng anggapan production plateau.
2. Saya juga harap ada rekan yg punya info mengenai gas fiscal term ini.
3. Utk development costnya. Nilai tsb hanya high level (masih class 1 cost est). Sumurnya sekitar 10 buah @ 100MMscfd/well, depth sekitar 10000ft vertical, onshore, slug catcher, compression, teg, stabilation colomn, etc, 2 train, ya..standar gas plant lah. Maksud saya dng 1,000Million cost pengembangan cap. 1Bscfd gas plant apakah ini termasuk murah/mahal (Apakah rekan2 mempunyai info benchmark capex utk gas plant).


Tanggapan 3 – Zaki zaki@navigat


Pak Ginting,

Saya coba ikut memberi masukan, mudah2an berguna.

1. Harga gas USD 1/mmBtu rasanya terlalu rendah. 1 mmscfd ~ 1,000 mmBtu/d jadi revenue kira2 USD 1,000/d, kalo 1 Bscfd, artinya 1000 mmscfd ~ USD 1 million/day. Lebih baik utk data2 ini Bapak merujuk kepada dokumen2 di persh Bapak agar akurat (misal: data heating value, dokumen GSA, dll).
2. Fiscal terms utk gas, lebih baik merujuk kepada dokumen Kontrak Kerjasama (KKS) persh Bapak dg BPMIGAS, karena berbeda2 setiap generasi PSC. (Bapak di Indonesia kan?) Menggeneralisir fiscal terms akan membuat perhitungan keekonomian Bapak akan nyasar ga karuan.
3. Saya ga punya data yg dapat dijadikan basis rule of thumb. Seneng juga kalo bisa ada yg kasih info.



Tanggapan 4 – roeddy setiawan


Pak Ginting,
saya kira today price approx 12USD/btu.. seperti pak Zaki bilang your pricing was much too cheap. just like a give away
comment, tentang well production rate 100 mmscfd/well. look very very optimistic.or too promising ???
I dont know what reservoir pressure yang pak ginting envision for 100 mmscfd/well. i only have 2 well encounter during my work that flow more than 80 mmscfd. it cost 80 million/well at 1994 dollars. its 5 miles depth, at 25000 psig. but if it correct fact then be it.




Tanggapan 5 – Ivan Bintara


Pak Ginting,

3 – 4 tahun lalu saya coba buat “rule of thumb” untuk menghitung dev cost, berdasarkan $ per peak rate atau plateau rate dari beberapa pengembangan lapangan.

Karena sekarang harga2 sudah naik, katakanlah 2 kali lipat dari 3 -4 tahun lalu, maka “rule of thumb” nya sudah tidak berlaku lagi, kalau mau gampang, tinggal kalikan 2. Tebakan saya untuk plateau 1 bcfpd, onshore, untuk development cost, paling tidak anda perlu siapkan 3 – 4 billion, asumsi 1 billion untuk proyek sebesar ini (1 bcfd), kelihatannya terlalu rendah.

Secara gampang kalau Anda mau menebak proyek ini feasible atau tidak, anda coba hitung berapa gas yang akan dikirim selama kontrak, berapa opex dan capex. Dari info ini Anda bisa hitung uptream cost nya (dalam $ per mmcf). Bandingkan dengan harga jual produk Anda (gas dan kondensat?). Katakanlah fiscal termnya ketat (ini negara apa?), maka Anda dapat 20% nya saja dari total value, masih cukup ekonomis nggak? .. kira kira begitu, dengan data yang terbatas ini.


Tanggapan 6 – tampune ginting


Pak Ivan,
terima kasih atas inputnya..
Development cost sampai skrg ini mengalami ‘escaling’ trus, kita lagi membuat max cost yang in line dng dpi, npv, ror corporate threshol
d.

 
Kalau bapak punya contoh slides utk gas/condensate fiscal term katakan lah 10/20 thn yg lalu contractnya di Indonesia mis: total or vico or unocal dng lng bontang?, dan bisa mengirim saya via japri, saya dng senang hati menerimanya, karena ini saya gunakan supaya saya punya ‘good feeling’ dng project ini.
 
Benar sekali apa yang bapak katakan, dengan project yang berlokasi di west africa ini banyak sekali challenge/uncertaintynya (reservoir, facility, pipeline, lng plant, market, domgas, etc) dan sampai sekarang masih dlm progress yang sesuai dng baseline schedule kita. Dan gas/condensate fiscal term ini yang saya masih belum bisa reka2 berapa dan bagaimana host goverment akan ‘put on table’.
 
Sekali lagi terima kasih.


Tanggapan 7 – Ivan Bintara


Pak Ginting,

PSC contract untuk oil dan gas relatif sama pak, secara umum, fiscal term untuk gas “lebih ringan” (maksudnya lebih menarik buat investor) dibanding fiscal term untuk oil. Sekedar ilustrasi kalau oil di Indonesia, split nya 85 : 15, maka gas 70 : 30, untuk proyek yang susah, deeepwater, etc, malah bisa dapet 60 : 40. kalau nekat nego lagi, kaya proyek gas yang di Aceh itu, bisa nego lagi dengan alasan project ekonomis.

Karena proyek Anda di west africa, dan relatif lebih banyak challenge nya, harusnya Anda berani bargain dengan government sana untuk dapat fiscal term yang selevel fiscal terms Indonesia, syukur2 lebih baik.