Sebagai bagian dari putaran lisensi pertama pada tahun 2021, Indonesia akan menyediakan enam blok hulu dan meningkatkan persyaratan untuk membantu menarik investasi baru. Hal yang terpenting, investor dapat memilih antara kontrak split total production sharing (PSC) baru dan PSC pemulihan biaya tradisional yang telah coba dihilangkan oleh pemerintah dalam beberapa tahun terakhir.
Di Indonesia Oil Bidding Putaran 2021, pihaknya menawarkan total enam wilayah kerja yang berlokasi di Sumatera Tengah, Sumatera Selatan, Jawa Barat dan Jawa Timur. “Secara geologis, peningkatan bagi hasil bagi blok-blok ini telah diumumkan. Risiko infrastruktur dan sumber daya memiliki porsi kontraktor yang sedikit lebih tinggi untuk pengembangan gas di semua kategori risiko dibandingkan dengan pengembangan minyak,” Prateek Pandey, wakil presiden analisis dari Rystad Energy. 'Amandemen lain pada persyaratan keuangan adalah wajar karena mereka berusaha untuk menghidupkan kembali investasi dan produksi Indonesia,' tambah Pandey. Mengurangi separuh First Torrance Petroleum (FTP) dari 20% menjadi 10% Peningkatan cost recovery menjadi kepentingan kontraktor Hal ini dapat berdampak signifikan terhadap keekonomian potensi penemuan di blok ini.
Empat blok yang ditawarkan melalui mekanisme penawaran langsung adalah South CPP area Riau Barat, Sumbagsel onshore Sumatera Barat, Rangkas onshore Banten dan Jawa Barat, serta Liman Onshore dan Offshore Jawa Timur. Dia mengatakan keempat blok tersebut berada pada level risiko normal dengan cadangan yang dapat dipulihkan diperkirakan mencapai 241,9 juta barel minyak dan 59,209 miliar kaki kubik gas. Kementerian ESDM mengungkapkan, dua blok sisanya, Merangin III onshore Sumsel dan Jambi serta North Kangean offshore Jawa Timur, rutin ditawarkan melalui lelang.
Kedua blok tersebut, yang diperkirakan memiliki cadangan minyak 676 juta barel, berasal dari daerah berbahaya itu, yang berarti porsi pemerintah untuk recovery PSC sedikit lebih tinggi. Kemudian Pandy berkata. Lebih banyak area diharapkan akan disediakan dalam beberapa bulan mendatang. Untuk kepentingan eksplorasi, tidak ada persyaratan wajib untuk mengabaikan ketentuan yang direvisi tentang bonus tanda tangan yang dapat ditawar, area eksplorasi untuk tahun kontak ketiga, dan Anda dapat memilih antara PSC split total dengan PSC cost recovery. Fleksibilitas yang Anda miliki mungkin positif. Berdampak pada minat investor, kata Pandey.
Pembagian Bruto versus Pemulihan Biaya
Jakarta ingin menghapus PSC pemulihan biaya tradisional ketika memperkenalkan PSC split total pada tahun 2017. Perusahaan besar seperti Chevron, Inpex, ConocoPhillips dan BP yang beroperasi di Indonesia enggan pindah ke kesepakatan baru yang lebih berbahaya dan kurang menguntungkan. Model split total tidak terlalu populer di sebagian besar jurusan di Indonesia. Pengenalannya menekankan dorongan pemerintah untuk menghapus kontrak pemulihan biaya tradisional, yang diklaim oleh kaum nasionalis lebih memilih perusahaan minyak asing. Pengecualian adalah Eni Italia, yang lebih fleksibel dan siap untuk mengambil lebih banyak risiko, dan menganut model split-gross.
Pemerintah mengatakan model split pertumbuhan meningkatkan efisiensi pemerintah dan mengurangi biaya. Namun, dalam banyak kasus, hal ini merugikan investor daripada PSC pemulihan biaya, yang memungkinkan kontraktor untuk memulihkan biaya yang hangus sebelum berbagi pendapatan dengan pemerintah dan umumnya menahan daripada menarik investasi hulu. Model gross split menerapkan persentase bagian produksi variabel per lapangan dan split bergerak naik turun tergantung pada berbagai faktor seperti harga minyak dunia, tahap produksi, jenis lapangan, dan tingkat karbon dioksida infrastruktur pendukung yang tersedia. Tantangan terbesar Indonesia adalah membangun kerangka kerja untuk bersaing untuk investasi lokal dan global. Memilih bendera Indonesia berkibar di angin ConocoPhillips kemungkinan berjuang untuk menemukan pembeli aset Indonesia senilai $1,5 miliar.
