Saya yakin, Anda sudah sering presentasi POD di BPMIGAS. Kalau Anda simak kesalahan-kesalahan yang disoroti oleh mereka, selalu kesalahan yang itu-itu juga baik menyangkut G&G, reservoar, maupun keekonomian. Dalam ilmu manajemen, ketika pihak Manajemen menemukan kesalahan sama yang berulang-ulang solusinya adalah SOP.

Perbedaan-perbedaan yang terjadi justru semakin menguatkan untuk dibuatnya SOP, apalagi dengan adanya kesalahan yang berulang-ulang tersebut. Pihak Manajemen punya kewenangan penuh dalam hal ini. Apalagi jika yang Anda katakan bahwa temen KKKS lebih canggih, benar adanya?

Masalahnya SOP keekonomian itu khan nggak cuma penentuan masalah tahun ke 0 dan metoda perhitungan IRR, tapi banyak aspek lain spt saya sebut sebelumnya: spt oil prices forecast, flat/escalation, discount factor, etc. Kalau semuanya ditentukan dalam SOP, misalnya saja discount factor = 10%, kenapa 10%, kenapa tidak 12%, apa KKKS yang pakai 12% harus dilarang.. apa dasar kita menetapkan 10%, ini sekedar contoh kesulitan membuat SOP. Begitu juga kalau kita buat SOP untuk forsecast harga minyak, pakai punya siapa? apa diserahkan ke masing company?., Makanya saya pikir, untuk kasus2 umum, nggak perlu SOP, (kecuali untuk case case tertentu spt insentif marginal diatas, dimana harga minyak untuk run economics ditentukan sebesar 25 $ per barrel, perlu addendum cara perhitungan IRR supaya seragam). Saya percaya temen KKKS lebih canggih membuat perhitungan keekonomian dari teman2 BP Migas he he. Selamat berpuasa, salam juga buat teman2.

Kalau kita menghitung keekonomian dengan spreadsheet, biaya yang kita skedulkan bulan Januari akan diperlakukan sama dengan bulan Desember sebagai biaya satu tahun tertentu. Semuanya akan di-sum dan didiscount dengan discount yang sama, karena Excel menggunakan end of year analysis. Harusnya memang dibedakan supaya lebih valid seperti software OGRE, tapi akan mempersulit diri kita aja Pak.

Mengapa perlu SOP? Kalau BPMIGAS mau memberikan insentif untuk proyek dengan IRR di bawah nilai tertentu, muncul pertanyaan IRR yang mana? Kita jangan skeptis dulu lah Pak Bi’el. Coba kita kumpulkan informasi sebanyak-banyaknya, betapapun kita telah kelebihan banyak informasi. OK Pak Bi’el? Salam buat teman-teman.

Sebagai contoh: bisa saja saya “tidak setuju” dengan Anda, kenapa development cost AWAL dimasukkan ke tahun 1, kenapa tidak dimasukkan ke tahun 0? (digabungkan dengan akumulasi exploration cost). Kalau saya buatkan detail SOP-nya, yang lain belum tentu sepakat, dengan argumentai yang masuk akal juga. Saya kira tugas bagian keekonomian BP Migas untuk me review case by case.

Kalau kita melebar sedikit, SOP keekonomian tentu menyangkut harga minyak, bagaimana dengan forecast harga minyak, siapa yang menetapkan?, apakah harus flat?, apa harus eskalasi?. Apakah besarnya discount factor juga harus ditetapkan BP Migas (maksudnya diatur dalam SOP)?. Menurut saya pribadi, tidak perlu ditetapkan yang mana yang harus dipakai, nanti BPMigas, bisa saja minta tambahan “case case tertentu”, disinilah gunanya sensitivity analysis, daripada “memaksa” KKKS untuk menggunakan suatu metoda yang belum tentu mutlak benar, karena semuanya serba dinamis.

• Ketika mengambil mata kuliah ”Pengelolaan Lapangan Migas” di jurusan Teknik Perminyakan, mahasiswa tidak pernah diberikan case alternatif-1 maupun alternatif-2. Semua contoh kasus selalu diberikan dengan alternatif-3. Persepsi tahun ke-0 pun jadi terbentuk dengan sendirinya, yaitu tahun sebelum produksi. Oleh karenanya ketika menghitung keekonomian, semua biaya eksplorasi dan development dimasukkan dalam satu keranjang yang dinamakan tahun ke-0 tersebut. Persepsi ini terbawa oleh teman-teman Perminyakan setelah lulus, sehingga pada saat menghitung keekonomian POD tidak sedikit dari mereka yang menggunakan alternatif-3. Padahal sesungguhnya, alternatif-2 jauh lebih tepat, sebagaimana yang anda katakan.

• Tidak sedikit teman-teman di BUMN menerapkan konsep akuntansi manajemen yang Anda jelaskan di atas, saat menghitung keekonomian POD. Mereka menganggap bahwa biaya eksplorasi merupakan sunk cost, sehingga tidak relevan lagi untuk diperhitungkan dalam keekonomian POD. Logikanya persis seperti yang Anda sampaikan. Namun sayangnya, ketika diimplementasikan logikanya jadi kurang tepat. Sunk cost tersebut tidak mereka biayakan dalam perhitungan (tidak jadi cash outflow), tetapi recoverynya mereka hitung dan dimasukkan sebagai cash inflow. Akibatnya, semakin besar sunk cost maka keekonomian jadi semakin baik. Untungnya, masih ada orang BPMIGAS yang peka terhadap hal ini dan langsung mengoreksinya.

• Menurut saya alternatif-1 sangat penting bagi investor untuk melihat keekonomian proyek secara full cycle, seperti yang Anda katakan. MARR yang digunakan untuk alternatif-1 tentunya harus dibedakan dengan alternatif-2. Biasanya, MARR alternatif-1 selalu dipatok lebih kecil daripada alternatif-2. Berapa besarnya, tergantung bonafiditas perusahaan. Banyak hal yang mereka pertimbangkan.

• Saya lebih senang mendefinisikan tahun ke-0 dengan tahun di mana biaya yang telah/akan kita keluarkan tidak didiscount. Dengan definisi ini, biaya pada tahun ke-0 dengan alternatif-1 saya tulis 0. Biaya yang dikeluarkan pada awal eksplorasi, saya masukkan sebagai biaya tahun ke-1 karena ia akan didiscount dan seterusnya. Dengan alternatif-2, seluruh biaya eksplorasi saya masukkan ke dalam biaya tahun ke-0. Sementara biaya di awal development saya masukkan sebagai biaya tahun ke-1 dan seterusnya.

• Menurut saya BPMIGAS perlu membuat SOP mengenai perhitungan keekonomian ini, agar semua pihak memiliki persepsi yang sama. Seingat saya tahun 2002 yang lalu Pertamina pernah membuat SOP tentang ini, tetapi saya tidak tahu lagi bagaimana nasib SOP tersebut sekarang. Memang sangat disayangkan, kenapa ketika dulu jadi BPPKA tidak pernah buat? Setelah dibubarkan, baru kepikiran…

Pak Pri, perbedaan persepsi tahun ke-0 tidak menimbulkan perbedaan dalam hal uang yang diterima oleh kedua belah pihak (Kontraktor dan Pemerintah). Alternatif-1, 2, dan 3 tetap memberikan jumlah uang (total take) yang sama. Yang berbeda adalah nilai sekarang bersihnya (Net Present Valuenya). Karena perbedaan NPV yang dihasilkan, keputusan pun akan berbeda. Coba bayangkan kalau si A menghitung dengan alternatif-1 menghasilkan NPV negatif dan si B menghitung dengan alternatif-2 menghasilkan NPV positif. Jika persepsinya tidak disamakan, keputusannya khan akan kacau? Padahal, kueh yang mau diambil sama.

CMIIW, menurut saya untuk analisa investasi, tahun ke-0 itu ya tahun mulai kita investasi, kalau kita keluar duit sekarang, maka tahun-0 ya sekarang ini.

Tentu untuk POD, karena menyangkut keputusan untuk pengembangan, maka tahun-0 itu ketika mulai keluar biaya untuk pengembangan.

Kalau dalam konsep akuntansi manajemen, sebenarnya exploration cost itu adalah sunk cost, artinya besarnya cost ini tidak relevan terhadap proses pengambilan keputusan berikutnya. Selama ada profit dari biaya biaya yang akan dikeluarkan (dev cost dan opex), maka proyeknya harus “GO”, regardless biaya eksplorasi…

Tapi dalam perhitungan keekonomian PSC, karena ada mekanisme cost recovery, maka exploration cost ini masuk “cost pool” untuk di recovered.