Management Consultant › SLIDES • Essential

Oil & Gas

Upstream E&P Economics, Downstream Refining Licensing, LNG Value Chain, and Joint Operating Agreements

Terlaris

5.0

0 peserta terdaftar

Dibuat oleh Konsuli Team Terakhir diperbarui: 2 hari yang lalu Bahasa: Indonesia

Rp50.000 Rp149.000

Mulai Belajar Pratinjau Slide Gratis

Beli Sekarang

Jaminan uang kembali 30 hari

Bundel Hemat

Beli 3 materi hukum FIDIC & Kontraktor sekaligus dan hemat hingga 30%!

Rp 199.000

Apa yang akan Anda pelajari

Menguasai kerangka kerja dan metodologi konsultasi manajemen terkait industri ini.

Mampu menerapkan analisis strategis khusus industri secara terstruktur.

Daftar Isi

BAB 01: | Upstream Exploration and Production Economics

40 pelajaran

01. Upstream Exploration and Production Economics
02. Why: Harga Tinggi Tidak Menutup Risiko Profil Produksi Hulu
03. Outline: Eksplorasi, Appraisal, dan Pengembangan Lapangan; Data Geologi dengan Model Reservoir; Eksposur Harga pada Komoditas Fisik; Free Cash Flow yang Konsisten; Belanja Pemeliharaan dan Pertumbuhan; Tren Teramati dan Ketidakpastian Kritis
04. Tujuan dan Capaian: Menganalisis Eksplorasi, Appraisal, dan Pengembangan Lapangan; Menilai Basis Risk serta Risiko Likuiditas Margin; Mengevaluasi Signpost untuk Meninjau Strategi
05. Membedakan Eksplorasi, Appraisal, dan Pengembangan Lapangan
06. Menghubungkan Profil Produksi dengan Pendapatan Lapangan
07. Memodelkan CAPEX, OPEX, dan Biaya Abandonment
08. Menguji NPV terhadap Harga, Volume, dan Jadwal Produksi
09. Membandingkan Opsi Pengembangan dengan Ketidakpastian Sumber Daya
10. Menghubungkan Data Geologi dengan Model Reservoir
11. Menganalisis Ketidakpastian Cadangan serta Profil Produksi
12. Membandingkan Primary, Secondary, dan Enhanced Recovery
13. Mengevaluasi Kebutuhan Fasilitas serta Pengelolaan Fluida
14. Menguji Keekonomian Opsi Peningkatan Perolehan
15. Memetakan Eksposur Harga pada Komoditas Fisik
16. Membedakan Spot, Forward, dan Futures
17. Menilai Basis Risk serta Risiko Likuiditas Margin
18. Menyelaraskan Hedge dengan Volume dan Waktu Eksposur
19. Menguji Dampak Skenario Harga terhadap Arus Kas
20. Menyusun Free Cash Flow yang Konsisten
21. Memilih Tingkat Diskonto yang Sesuai
22. Mengestimasi Terminal Value
23. Merekonsiliasi Enterprise Value ke Equity Value
24. Menguji Sensitivitas Nilai terhadap Asumsi Utama
25. Membedakan Belanja Pemeliharaan dan Pertumbuhan
26. Membandingkan ROIC dengan Biaya Modal
27. Memprioritaskan Investasi dengan Modal Terbatas
28. Mempertimbangkan Fleksibilitas serta Real Options
29. Menilai Ulang Alokasi Modal setelah Hasil Aktual
30. Memisahkan Tren Teramati dan Ketidakpastian Kritis
31. Menyusun Skenario yang Berbeda tetapi Konsisten
32. Menghubungkan Skenario dengan Dampak Keuangan
33. Menentukan Opsi yang Bertahan pada Beberapa Skenario
34. Menetapkan Signpost untuk Meninjau Strategi
35. Worked Example (Hipotetis): Analisis Memodelkan CAPEX, OPEX, dan Biaya Abandonment dalam Upstream Exploration and Production Economics
36. Quote Penting (Rumusan Editorial): Keekonomian Lapangan Bergantung pada Profil Produksi
37. Case Study (Hipotetis): Harga Tinggi Tidak Menutup Risiko Profil Produksi Hulu
38. Key Takeaways: Eksplorasi, Appraisal, dan Pengembangan Lapangan; Terminal Value; Signpost untuk Meninjau Strategi
39. Closing: Rekomendasi untuk Harga Tinggi Tidak Menutup Risiko Profil Produksi Hulu
40. References: Publikasi SPE; Kontrak PSC/JOA; Data Produksi dan Keekonomian Aset

BAB 02: | Downstream Refining and Petrochemicals

40 pelajaran

01. Downstream Refining and Petrochemicals
02. Why: Margin Kilang Berubah karena Feedstock dan Product Mix
03. Outline: Feedstock, Proses, dan Produk Kilang; Rantai Olefin dan Aromatik; Make-to-Stock dan Make-to-Order; Preventive, Corrective, dan Predictive Maintenance; Neraca Material dan Energi Proses; Price-Volume-Mix Bridge
04. Tujuan dan Capaian: Menganalisis Feedstock, Proses, dan Produk Kilang; Menilai Menyeimbangkan Lini dan Variasi Waktu Siklus; Mengevaluasi Perbaikan Margin yang Berkelanjutan
05. Memetakan Feedstock, Proses, dan Produk Kilang
06. Menganalisis Product Yield serta Refining Margin
07. Menghubungkan Utilisasi dengan Turnaround dan Keandalan
08. Menilai Fleksibilitas Crude Slate serta Spesifikasi Produk
09. Membandingkan Opsi Integrasi Kilang dan Petrokimia
10. Memetakan Rantai Olefin dan Aromatik
11. Membandingkan Pilihan Feedstock Petrokimia
12. Menghubungkan Product Yield dengan Konfigurasi Proses
13. Menilai Harga Produk, Biaya Bahan Baku, dan Spread
14. Menguji Integrasi Kilang-Petrokimia pada Beberapa Skenario
15. Membedakan Make-to-Stock dan Make-to-Order
16. Mengidentifikasi Bottleneck serta Kapasitas Efektif
17. Menyeimbangkan Lini dan Variasi Waktu Siklus
18. Menentukan Ukuran Batch serta Waktu Setup
19. Menghubungkan Jadwal Produksi dengan Permintaan
20. Membedakan Preventive, Corrective, dan Predictive Maintenance
21. Mengukur MTBF dan MTTR pada Aset Kritis
22. Menganalisis Penyebab Kegagalan Berulang
23. Menentukan Interval Pemeliharaan berdasarkan Risiko
24. Menghubungkan Ketersediaan Aset dengan Biaya Siklus Hidup
25. Menyusun Neraca Material dan Energi Proses
26. Mengidentifikasi Kehilangan Bahan serta Energi
27. Mengukur Intensitas Sumber Daya per Unit Produk
28. Membandingkan Opsi Efisiensi berdasarkan Biaya Siklus Hidup
29. Memverifikasi Penghematan dengan Baseline yang Konsisten
30. Menyusun Price-Volume-Mix Bridge
31. Menghitung Contribution Margin per Produk dan Pelanggan
32. Mengidentifikasi Cost-to-Serve yang Tidak Terpulihkan
33. Membedakan Margin Kotor dan Margin Operasi
34. Memprioritaskan Perbaikan Margin yang Berkelanjutan
35. Worked Example (Hipotetis): Analisis Utilisasi dengan Turnaround dan Keandalan dalam Downstream Refining and Petrochemicals
36. Quote Penting (Rumusan Editorial): Margin Kilang Dipengaruhi Feedstock dan Product Mix
37. Case Study (Hipotetis): Margin Kilang Berubah karena Feedstock dan Product Mix
38. Key Takeaways: Feedstock, Proses, dan Produk Kilang; Penyebab Kegagalan Berulang; Perbaikan Margin yang Berkelanjutan
39. Closing: Rekomendasi untuk Margin Kilang Berubah karena Feedstock dan Product Mix
40. References: Publikasi SPE; Kontrak PSC/JOA; Data Produksi dan Keekonomian Aset

BAB 03: | LNG Value Chain and Trading

40 pelajaran

01. LNG Value Chain and Trading
02. Why: Kontrak LNG Mengurangi Fleksibilitas Kargo
03. Outline: Produksi Gas, Liquefaction, Shipping, dan Regasification; Eksposur Harga pada Komoditas Fisik; Volume, Tenor, dan Profil Penyerahan Energi; Liner Shipping dan Tramp Shipping; Posisi Kas serta Kebutuhan Likuiditas; Tren Teramati dan Ketidakpastian Kritis
04. Tujuan dan Capaian: Menganalisis Produksi Gas, Liquefaction, Shipping, dan Regasification; Menilai Risiko Pembeli, Curtailment, dan Ketidaktersediaan; Mengevaluasi Signpost untuk Meninjau Strategi
05. Memetakan Produksi Gas, Liquefaction, Shipping, dan Regasification
06. Menentukan Kebutuhan Kapasitas serta Utilisasi LNG
07. Membedakan Kontrak Jangka Panjang dan Perdagangan Spot
08. Menilai Risiko Harga, Volume, dan Fleksibilitas Kargo
09. Merekonsiliasi Neraca Energi serta Biaya Sepanjang Rantai LNG
10. Memetakan Eksposur Harga pada Komoditas Fisik
11. Membedakan Spot, Forward, dan Futures
12. Menilai Basis Risk serta Risiko Likuiditas Margin
13. Menyelaraskan Hedge dengan Volume dan Waktu Eksposur
14. Menguji Dampak Skenario Harga terhadap Arus Kas
15. Menetapkan Volume, Tenor, dan Profil Penyerahan Energi
16. Membedakan Harga Tetap, Indeksasi, dan Penyesuaian Tarif
17. Menilai Risiko Pembeli, Curtailment, dan Ketidaktersediaan
18. Menyusun Jaminan, Pembayaran, serta Kondisi Default
19. Menghubungkan Ketentuan Offtake dengan Kelayakan Pendanaan
20. Membedakan Liner Shipping dan Tramp Shipping
21. Menganalisis Kapasitas Kapal, Utilisasi, dan Freight Rate
22. Memetakan Voyage Costs serta Port Costs
23. Menilai Pola Perdagangan dan Ketidakseimbangan Muatan
24. Menguji Strategi Armada terhadap Siklus Pasar Angkutan Laut
25. Memetakan Posisi Kas serta Kebutuhan Likuiditas
26. Mengidentifikasi Eksposur Kredit, Pasar, dan Mata Uang
27. Menetapkan Limit serta Pemisahan Tugas Treasury
28. Mengevaluasi Instrumen Lindung Nilai sesuai Eksposur
29. Menguji Likuiditas pada Skenario Tertekan
30. Memisahkan Tren Teramati dan Ketidakpastian Kritis
31. Menyusun Skenario yang Berbeda tetapi Konsisten
32. Menghubungkan Skenario dengan Dampak Keuangan
33. Menentukan Opsi yang Bertahan pada Beberapa Skenario
34. Menetapkan Signpost untuk Meninjau Strategi
35. Worked Example (Hipotetis): Analisis Kontrak Jangka Panjang dan Perdagangan Spot dalam LNG Value Chain and Trading
36. Quote Penting (Rumusan Editorial): Fleksibilitas Kargo Mengikuti Batas Kontrak serta Kapasitas
37. Case Study (Hipotetis): Kontrak LNG Mengurangi Fleksibilitas Kargo
38. Key Takeaways: Produksi Gas, Liquefaction, Shipping, dan Regasification; Voyage Costs serta Port Costs; Signpost untuk Meninjau Strategi
39. Closing: Rekomendasi untuk Kontrak LNG Mengurangi Fleksibilitas Kargo
40. References: Publikasi SPE; Kontrak PSC/JOA; Data Produksi dan Keekonomian Aset

BAB 04: | Oilfield Services and Equipment

40 pelajaran

01. Oilfield Services and Equipment
02. Why: Kontraktor Jasa Migas Menanggung Kapasitas Menganggur
03. Outline: Segmen Pelanggan Industri serta Kebutuhan Aplikasi; Eksplorasi, Appraisal, dan Pengembangan Lapangan; Installed Base serta Kebutuhan Servis; Spend Cube dan Segmentasi Kategori; Preventive, Corrective, dan Predictive Maintenance; Scope, Deliverable, dan Acceptance Criteria
04. Tujuan dan Capaian: Menganalisis Segmen Pelanggan Industri serta Kebutuhan Aplikasi; Menilai Reliability dengan Pendapatan Layanan; Mengevaluasi Menutup Proyek dengan Serah Terima dan Evaluasi Manfaat
05. Memetakan Segmen Pelanggan Industri serta Kebutuhan Aplikasi
06. Menilai Portofolio Produk dan Kompleksitas Engineering
07. Menghubungkan Kapasitas dengan Order Book
08. Membandingkan Standard Product dan Engineer-to-Order
09. Menguji Profitabilitas sepanjang Siklus Peralatan
10. Membedakan Eksplorasi, Appraisal, dan Pengembangan Lapangan
11. Menghubungkan Profil Produksi dengan Pendapatan Lapangan
12. Memodelkan CAPEX, OPEX, dan Biaya Abandonment
13. Menguji NPV terhadap Harga, Volume, dan Jadwal Produksi
14. Membandingkan Opsi Pengembangan dengan Ketidakpastian Sumber Daya
15. Memetakan Installed Base serta Kebutuhan Servis
16. Menentukan Ketersediaan dan Harga Suku Cadang
17. Menghubungkan Reliability dengan Pendapatan Layanan
18. Menyusun Kapasitas Bengkel serta Standar Waktu Kerja
19. Mengukur Retensi Pelanggan dan Margin Aftermarket
20. Menyusun Spend Cube dan Segmentasi Kategori
21. Menilai Struktur Pasar Pemasok
22. Membandingkan Harga dengan Total Cost of Ownership
23. Menentukan Strategi Tender serta Negosiasi Kategori
24. Melacak Kepatuhan Kontrak dan Realisasi Penghematan
25. Membedakan Preventive, Corrective, dan Predictive Maintenance
26. Mengukur MTBF dan MTTR pada Aset Kritis
27. Menganalisis Penyebab Kegagalan Berulang
28. Menentukan Interval Pemeliharaan berdasarkan Risiko
29. Menghubungkan Ketersediaan Aset dengan Biaya Siklus Hidup
30. Menetapkan Scope, Deliverable, dan Acceptance Criteria
31. Menyusun Work Breakdown Structure
32. Memetakan Critical Path dan Dependensi Pekerjaan
33. Mengendalikan Perubahan Waktu, Biaya, dan Lingkup
34. Menutup Proyek dengan Serah Terima dan Evaluasi Manfaat
35. Worked Example (Hipotetis): Analisis Kapasitas dengan Order Book dalam Oilfield Services and Equipment
36. Quote Penting (Rumusan Editorial): Strategi Produk Perlu Memperhitungkan Kompleksitas Engineering
37. Case Study (Hipotetis): Kontraktor Jasa Migas Menanggung Kapasitas Menganggur
38. Key Takeaways: Segmen Pelanggan Industri serta Kebutuhan Aplikasi; Harga dengan Total Cost of Ownership; Menutup Proyek dengan Serah Terima dan Evaluasi Manfaat
39. Closing: Rekomendasi untuk Kontraktor Jasa Migas Menanggung Kapasitas Menganggur
40. References: Publikasi SPE; Kontrak PSC/JOA; Data Produksi dan Keekonomian Aset

BAB 05: | Reservoir Management and Enhanced Recovery

40 pelajaran

01. Reservoir Management and Enhanced Recovery
02. Why: Program EOR Memerlukan Investasi sebelum Kepastian Respons Reservoir
03. Outline: Data Geologi dengan Model Reservoir; Eksplorasi, Appraisal, dan Pengembangan Lapangan; Data Owner dan Data Steward; Tren Teramati dan Ketidakpastian Kritis; Belanja Pemeliharaan dan Pertumbuhan; Free Cash Flow yang Konsisten
04. Tujuan dan Capaian: Menganalisis Data Geologi dengan Model Reservoir; Menilai Data Lineage dari Sumber ke Laporan; Mengevaluasi Sensitivitas Nilai terhadap Asumsi Utama
05. Menghubungkan Data Geologi dengan Model Reservoir
06. Menganalisis Ketidakpastian Cadangan serta Profil Produksi
07. Membandingkan Primary, Secondary, dan Enhanced Recovery
08. Mengevaluasi Kebutuhan Fasilitas serta Pengelolaan Fluida
09. Menguji Keekonomian Opsi Peningkatan Perolehan
10. Membedakan Eksplorasi, Appraisal, dan Pengembangan Lapangan
11. Menghubungkan Profil Produksi dengan Pendapatan Lapangan
12. Memodelkan CAPEX, OPEX, dan Biaya Abandonment
13. Menguji NPV terhadap Harga, Volume, dan Jadwal Produksi
14. Membandingkan Opsi Pengembangan dengan Ketidakpastian Sumber Daya
15. Menetapkan Data Owner dan Data Steward
16. Membangun Katalog serta Definisi Data Bersama
17. Memetakan Data Lineage dari Sumber ke Laporan
18. Menguji Completeness, Accuracy, dan Timeliness Data
19. Menangani Isu Kualitas Data melalui Penanggung Jawab
20. Memisahkan Tren Teramati dan Ketidakpastian Kritis
21. Menyusun Skenario yang Berbeda tetapi Konsisten
22. Menghubungkan Skenario dengan Dampak Keuangan
23. Menentukan Opsi yang Bertahan pada Beberapa Skenario
24. Menetapkan Signpost untuk Meninjau Strategi
25. Membedakan Belanja Pemeliharaan dan Pertumbuhan
26. Membandingkan ROIC dengan Biaya Modal
27. Memprioritaskan Investasi dengan Modal Terbatas
28. Mempertimbangkan Fleksibilitas serta Real Options
29. Menilai Ulang Alokasi Modal setelah Hasil Aktual
30. Menyusun Free Cash Flow yang Konsisten
31. Memilih Tingkat Diskonto yang Sesuai
32. Mengestimasi Terminal Value
33. Merekonsiliasi Enterprise Value ke Equity Value
34. Menguji Sensitivitas Nilai terhadap Asumsi Utama
35. Worked Example (Hipotetis): Analisis Primary, Secondary, dan Enhanced Recovery dalam Reservoir Management and Enhanced Recovery
36. Quote Penting (Rumusan Editorial): Keputusan Reservoir Memerlukan Penilaian Ketidakpastian
37. Case Study (Hipotetis): Program EOR Memerlukan Investasi sebelum Kepastian Respons Reservoir
38. Key Takeaways: Data Geologi dengan Model Reservoir; Skenario dengan Dampak Keuangan; Sensitivitas Nilai terhadap Asumsi Utama
39. Closing: Rekomendasi untuk Program EOR Memerlukan Investasi sebelum Kepastian Respons Reservoir
40. References: Publikasi SPE; Kontrak PSC/JOA; Data Produksi dan Keekonomian Aset

BAB 06: | Health, Safety, and Environment in Oil & Gas

40 pelajaran

01. Health, Safety, and Environment in Oil & Gas
02. Why: Gangguan Integritas Peralatan Menghentikan Operasi
03. Outline: Bahaya dan Kelompok Pekerja Terpapar; Skenario Pelepasan Bahan Berbahaya; Aktivitas serta Dependensi Kritis; Risiko ke Tujuan Pengendalian; Preventive, Corrective, dan Predictive Maintenance; Nilai yang Dinyatakan dan Perilaku Aktual
04. Tujuan dan Capaian: Menganalisis Bahaya dan Kelompok Pekerja Terpapar; Menilai Target Waktu serta Titik Pemulihan; Mengevaluasi Perubahan Budaya melalui Indikator yang Terukur
05. Mengidentifikasi Bahaya dan Kelompok Pekerja Terpapar
06. Menggunakan Hierarchy of Controls
07. Membedakan Process Safety dan Occupational Safety
08. Menyusun Pelaporan Near Miss serta Investigasi Insiden
09. Memantau Bukti Pemenuhan Kewajiban EHS
10. Mengidentifikasi Skenario Pelepasan Bahan Berbahaya
11. Memetakan Lapisan Proteksi pada Proses
12. Menyusun Management of Change serta Pre-startup Review
13. Menilai Integritas Peralatan dan Operating Procedures
14. Menggunakan Hasil Insiden untuk Memperbarui Pengendalian Proses
15. Mengidentifikasi Aktivitas serta Dependensi Kritis
16. Menyusun Business Impact Analysis
17. Menentukan Target Waktu serta Titik Pemulihan
18. Menguji Skenario Gangguan dan Jalur Eskalasi
19. Memperbarui Rencana setelah Latihan Pemulihan
20. Memetakan Risiko ke Tujuan Pengendalian
21. Membedakan Desain dan Efektivitas Operasi Kontrol
22. Menentukan Bukti serta Frekuensi Pengujian
23. Menilai Pengecualian dan Kontrol Kompensasi
24. Menetapkan Pemilik Remediasi serta Pengujian Ulang
25. Membedakan Preventive, Corrective, dan Predictive Maintenance
26. Mengukur MTBF dan MTTR pada Aset Kritis
27. Menganalisis Penyebab Kegagalan Berulang
28. Menentukan Interval Pemeliharaan berdasarkan Risiko
29. Menghubungkan Ketersediaan Aset dengan Biaya Siklus Hidup
30. Membedakan Nilai yang Dinyatakan dan Perilaku Aktual
31. Mengumpulkan Bukti Budaya dari Survei serta Observasi
32. Menguji Pengaruh Insentif pada Perilaku
33. Menentukan Perilaku yang Perlu Diperkuat
34. Memantau Perubahan Budaya melalui Indikator yang Terukur
35. Worked Example (Hipotetis): Analisis Process Safety dan Occupational Safety dalam Health, Safety, and Environment in Oil & Gas
36. Quote Penting (Rumusan Editorial): Pengendalian Bahaya Perlu Memprioritaskan Sumber Risiko
37. Case Study (Hipotetis): Gangguan Integritas Peralatan Menghentikan Operasi
38. Key Takeaways: Bahaya dan Kelompok Pekerja Terpapar; Bukti serta Frekuensi Pengujian; Perubahan Budaya melalui Indikator yang Terukur
39. Closing: Rekomendasi untuk Gangguan Integritas Peralatan Menghentikan Operasi
40. References: Publikasi SPE; Kontrak PSC/JOA; Data Produksi dan Keekonomian Aset

BAB 07: | Regulatory Compliance and PSC Management

40 pelajaran

01. Regulatory Compliance and PSC Management
02. Why: Pelaporan Biaya PSC Tidak Sesuai Dasar Kontrak
03. Outline: Hak Ekonomi dalam Kontrak Migas; Kewajiban berdasarkan Yurisdiksi dan Aktivitas; Risiko ke Tujuan Pengendalian; EBITDA ke Laporan Keuangan; Eksplorasi, Appraisal, dan Pengembangan Lapangan; Peran Pemilik, Dewan, dan Manajemen
04. Tujuan dan Capaian: Menganalisis Hak Ekonomi dalam Kontrak Migas; Menilai Bukti serta Frekuensi Pengujian; Mengevaluasi Menelusuri Keputusan dan Tindak Lanjut melalui Notulen
05. Membedakan Hak Ekonomi dalam Kontrak Migas
06. Memetakan Cost Recovery atau Skema Bagi Hasil yang Berlaku
07. Menetapkan Pelaporan Biaya dan Produksi Kontraktual
08. Menghubungkan Work Program dengan Persetujuan Otoritas
09. Menilai Dampak Ketentuan PSC pada Keekonomian Proyek
10. Menentukan Kewajiban berdasarkan Yurisdiksi dan Aktivitas
11. Membangun Register Kewajiban serta Pemiliknya
12. Memetakan Kewajiban ke Proses dan Pengendalian
13. Menguji Bukti Pemenuhan serta Kesenjangan
14. Mengelola Perubahan Aturan dan Rencana Remediasi
15. Memetakan Risiko ke Tujuan Pengendalian
16. Membedakan Desain dan Efektivitas Operasi Kontrol
17. Menentukan Bukti serta Frekuensi Pengujian
18. Menilai Pengecualian dan Kontrol Kompensasi
19. Menetapkan Pemilik Remediasi serta Pengujian Ulang
20. Merekonsiliasi EBITDA ke Laporan Keuangan
21. Menguji Penyesuaian Pendapatan dan Biaya Tidak Berulang
22. Menilai Kualitas Pengakuan Pendapatan Target
23. Membandingkan EBITDA dengan Konversi Kas
24. Menyusun Bridge dari Reported ke Normalized EBITDA
25. Membedakan Eksplorasi, Appraisal, dan Pengembangan Lapangan
26. Menghubungkan Profil Produksi dengan Pendapatan Lapangan
27. Memodelkan CAPEX, OPEX, dan Biaya Abandonment
28. Menguji NPV terhadap Harga, Volume, dan Jadwal Produksi
29. Membandingkan Opsi Pengembangan dengan Ketidakpastian Sumber Daya
30. Membedakan Peran Pemilik, Dewan, dan Manajemen
31. Menetapkan Hak Keputusan serta Delegasi
32. Menangani Konflik Kepentingan dalam Keputusan
33. Menyusun Informasi untuk Pengawasan Dewan
34. Menelusuri Keputusan dan Tindak Lanjut melalui Notulen
35. Worked Example (Hipotetis): Analisis Pelaporan Biaya dan Produksi Kontraktual dalam Regulatory Compliance and PSC Management
36. Quote Penting (Rumusan Editorial): Hak Ekonomi Migas Mengikuti Ketentuan Kontrak
37. Case Study (Hipotetis): Pelaporan Biaya PSC Tidak Sesuai Dasar Kontrak
38. Key Takeaways: Hak Ekonomi dalam Kontrak Migas; Kualitas Pengakuan Pendapatan Target; Menelusuri Keputusan dan Tindak Lanjut melalui Notulen
39. Closing: Rekomendasi untuk Pelaporan Biaya PSC Tidak Sesuai Dasar Kontrak
40. References: Publikasi SPE; Kontrak PSC/JOA; Data Produksi dan Keekonomian Aset

BAB 08: | Energy Transition and Diversification

40 pelajaran

01. Energy Transition and Diversification
02. Why: Diversifikasi Energi Bersaing dengan Investasi Bisnis Inti
03. Outline: Permintaan Energi menurut Sektor; Unit Bisnis dan Peran dalam Grup; Baseline dan Profil Sumber Emisi; Memvalidasi Masalah Pelanggan untuk Bisnis Baru; Free Cash Flow yang Konsisten; Tren Teramati dan Ketidakpastian Kritis
04. Tujuan dan Capaian: Menganalisis Permintaan Energi menurut Sektor; Menilai Marginal Abatement Cost Curve dengan Asumsi Jelas; Mengevaluasi Signpost untuk Meninjau Strategi
05. Memetakan Permintaan Energi menurut Sektor
06. Membandingkan Keamanan Pasokan, Biaya, dan Emisi
07. Menilai Skenario Transisi Energi serta Ketidakpastian
08. Menghubungkan Investasi Aset dengan Risiko Stranded Assets
09. Menyusun Portofolio Transisi sesuai Ketersediaan Teknologi
10. Memetakan Unit Bisnis dan Peran dalam Grup
11. Menilai Daya Tarik Pasar dan Posisi Unit Bisnis
12. Corporate Parenting Advantage dan Batasnya
13. Pilihan Invest, Hold, Harvest, dan Divest
14. Menyeimbangkan Risiko serta Arus Kas Portofolio
15. Membentuk Baseline dan Profil Sumber Emisi
16. Membandingkan Efisiensi, Elektrifikasi, dan Substitusi Bahan Bakar
17. Menyusun Marginal Abatement Cost Curve dengan Asumsi Jelas
18. Mengurutkan Investasi Pengurangan Emisi
19. Memisahkan Reduksi Emisi Operasional dan Penggunaan Kredit Karbon
20. Memvalidasi Masalah Pelanggan untuk Bisnis Baru
21. Merancang Eksperimen Proposisi Nilai
22. Menentukan Model Pendapatan Usaha Baru
23. Mendanai Eksperimen secara Bertahap
24. Memilih Scale, Pivot, atau Stop berdasarkan Bukti
25. Menyusun Free Cash Flow yang Konsisten
26. Memilih Tingkat Diskonto yang Sesuai
27. Mengestimasi Terminal Value
28. Merekonsiliasi Enterprise Value ke Equity Value
29. Menguji Sensitivitas Nilai terhadap Asumsi Utama
30. Memisahkan Tren Teramati dan Ketidakpastian Kritis
31. Menyusun Skenario yang Berbeda tetapi Konsisten
32. Menghubungkan Skenario dengan Dampak Keuangan
33. Menentukan Opsi yang Bertahan pada Beberapa Skenario
34. Menetapkan Signpost untuk Meninjau Strategi
35. Worked Example (Hipotetis): Analisis Skenario Transisi Energi serta Ketidakpastian dalam Energy Transition and Diversification
36. Quote Penting (Rumusan Editorial): Transisi Energi Memiliki Batas Biaya dan Keamanan Pasokan
37. Case Study (Hipotetis): Diversifikasi Energi Bersaing dengan Investasi Bisnis Inti
38. Key Takeaways: Permintaan Energi menurut Sektor; Model Pendapatan Usaha Baru; Signpost untuk Meninjau Strategi
39. Closing: Rekomendasi untuk Diversifikasi Energi Bersaing dengan Investasi Bisnis Inti
40. References: Publikasi SPE; Kontrak PSC/JOA; Data Produksi dan Keekonomian Aset

BAB 09: | Crude Oil and Product Trading

40 pelajaran

01. Crude Oil and Product Trading
02. Why: Eksposur Fisik Tidak Sesuai Posisi Hedge
03. Outline: Eksposur Harga pada Komoditas Fisik; Feedstock, Proses, dan Produk Kilang; Posisi Kas serta Kebutuhan Likuiditas; Risiko ke Tujuan Pengendalian; Identitas Produk, Batch, dan Lokasi; Tren Teramati dan Ketidakpastian Kritis
04. Tujuan dan Capaian: Menganalisis Eksposur Harga pada Komoditas Fisik; Menilai Limit serta Pemisahan Tugas Treasury; Mengevaluasi Signpost untuk Meninjau Strategi
05. Memetakan Eksposur Harga pada Komoditas Fisik
06. Membedakan Spot, Forward, dan Futures
07. Menilai Basis Risk serta Risiko Likuiditas Margin
08. Menyelaraskan Hedge dengan Volume dan Waktu Eksposur
09. Menguji Dampak Skenario Harga terhadap Arus Kas
10. Memetakan Feedstock, Proses, dan Produk Kilang
11. Menganalisis Product Yield serta Refining Margin
12. Menghubungkan Utilisasi dengan Turnaround dan Keandalan
13. Menilai Fleksibilitas Crude Slate serta Spesifikasi Produk
14. Membandingkan Opsi Integrasi Kilang dan Petrokimia
15. Memetakan Posisi Kas serta Kebutuhan Likuiditas
16. Mengidentifikasi Eksposur Kredit, Pasar, dan Mata Uang
17. Menetapkan Limit serta Pemisahan Tugas Treasury
18. Mengevaluasi Instrumen Lindung Nilai sesuai Eksposur
19. Menguji Likuiditas pada Skenario Tertekan
20. Memetakan Risiko ke Tujuan Pengendalian
21. Membedakan Desain dan Efektivitas Operasi Kontrol
22. Menentukan Bukti serta Frekuensi Pengujian
23. Menilai Pengecualian dan Kontrol Kompensasi
24. Menetapkan Pemilik Remediasi serta Pengujian Ulang
25. Menetapkan Identitas Produk, Batch, dan Lokasi
26. Menghubungkan Event Logistik dengan Status Pengiriman
27. Mengevaluasi Kelengkapan serta Latensi Data Pelacakan
28. Mengelola Pertukaran Data Antarmitra
29. Menelusuri Gangguan dari Produk Akhir ke Sumber
30. Memisahkan Tren Teramati dan Ketidakpastian Kritis
31. Menyusun Skenario yang Berbeda tetapi Konsisten
32. Menghubungkan Skenario dengan Dampak Keuangan
33. Menentukan Opsi yang Bertahan pada Beberapa Skenario
34. Menetapkan Signpost untuk Meninjau Strategi
35. Worked Example (Hipotetis): Analisis Basis Risk serta Risiko Likuiditas Margin dalam Crude Oil and Product Trading
36. Quote Penting (Rumusan Editorial): Hedge Harus Sesuai Eksposur Fisik
37. Case Study (Hipotetis): Eksposur Fisik Tidak Sesuai Posisi Hedge
38. Key Takeaways: Eksposur Harga pada Komoditas Fisik; Bukti serta Frekuensi Pengujian; Signpost untuk Meninjau Strategi
39. Closing: Rekomendasi untuk Eksposur Fisik Tidak Sesuai Posisi Hedge
40. References: Publikasi SPE; Kontrak PSC/JOA; Data Produksi dan Keekonomian Aset

BAB 10: | Pipeline and Terminal Operations

40 pelajaran

01. Pipeline and Terminal Operations
02. Why: Kapasitas Terminal Membatasi Throughput Jaringan Pipa
03. Outline: Kapasitas Pipa, Terminal, dan Titik Penyerahan; Preventive, Corrective, dan Predictive Maintenance; Skenario Pelepasan Bahan Berbahaya; Identitas Produk, Batch, dan Lokasi; Aktivitas serta Dependensi Kritis; Baseline Biaya yang Dapat Direkonsiliasi
04. Tujuan dan Capaian: Menganalisis Kapasitas Pipa, Terminal, dan Titik Penyerahan; Menilai Management of Change serta Pre-startup Review; Mengevaluasi Penghematan ke Laporan Laba Rugi
05. Memetakan Kapasitas Pipa, Terminal, dan Titik Penyerahan
06. Menghubungkan Throughput dengan Kebutuhan Pemompaan
07. Menilai Keandalan, Integritas, dan Risiko Kebocoran
08. Mengelola Neraca Produk serta Custody Transfer
09. Memprioritaskan Pemeliharaan dan Kontinuitas Operasi Terminal
10. Membedakan Preventive, Corrective, dan Predictive Maintenance
11. Mengukur MTBF dan MTTR pada Aset Kritis
12. Menganalisis Penyebab Kegagalan Berulang
13. Menentukan Interval Pemeliharaan berdasarkan Risiko
14. Menghubungkan Ketersediaan Aset dengan Biaya Siklus Hidup
15. Mengidentifikasi Skenario Pelepasan Bahan Berbahaya
16. Memetakan Lapisan Proteksi pada Proses
17. Menyusun Management of Change serta Pre-startup Review
18. Menilai Integritas Peralatan dan Operating Procedures
19. Menggunakan Hasil Insiden untuk Memperbarui Pengendalian Proses
20. Menetapkan Identitas Produk, Batch, dan Lokasi
21. Menghubungkan Event Logistik dengan Status Pengiriman
22. Mengevaluasi Kelengkapan serta Latensi Data Pelacakan
23. Mengelola Pertukaran Data Antarmitra
24. Menelusuri Gangguan dari Produk Akhir ke Sumber
25. Mengidentifikasi Aktivitas serta Dependensi Kritis
26. Menyusun Business Impact Analysis
27. Menentukan Target Waktu serta Titik Pemulihan
28. Menguji Skenario Gangguan dan Jalur Eskalasi
29. Memperbarui Rencana setelah Latihan Pemulihan
30. Membentuk Baseline Biaya yang Dapat Direkonsiliasi
31. Memisahkan Penghematan Struktural dan Sementara
32. Menentukan Cost Driver pada Tingkat Aktivitas
33. Menguji Penghematan Bersih setelah Biaya Implementasi
34. Melacak Penghematan ke Laporan Laba Rugi
35. Worked Example (Hipotetis): Analisis Keandalan, Integritas, dan Risiko Kebocoran dalam Pipeline and Terminal Operations
36. Quote Penting (Rumusan Editorial): Throughput Bergantung pada Kapasitas dan Keandalan Sistem
37. Case Study (Hipotetis): Kapasitas Terminal Membatasi Throughput Jaringan Pipa
38. Key Takeaways: Kapasitas Pipa, Terminal, dan Titik Penyerahan; Kelengkapan serta Latensi Data Pelacakan; Penghematan ke Laporan Laba Rugi
39. Closing: Rekomendasi untuk Kapasitas Terminal Membatasi Throughput Jaringan Pipa
40. References: Publikasi SPE; Kontrak PSC/JOA; Data Produksi dan Keekonomian Aset

BAB 11: | Deepwater and Unconventional Resources

40 pelajaran

01. Deepwater and Unconventional Resources
02. Why: Pengembangan Deepwater Menghadapi Keterlambatan dan Biaya Tinggi
03. Outline: Kendala Deepwater dan Sumber Daya Unconventional; Data Geologi dengan Model Reservoir; Eksplorasi, Appraisal, dan Pengembangan Lapangan; Sponsor, SPV, Lender, dan Offtaker; Bahaya dan Kelompok Pekerja Terpapar; Free Cash Flow yang Konsisten
04. Tujuan dan Capaian: Menganalisis Kendala Deepwater dan Sumber Daya Unconventional; Menilai Memodelkan CAPEX, OPEX, dan Biaya Abandonment; Mengevaluasi Sensitivitas Nilai terhadap Asumsi Utama
05. Membedakan Kendala Deepwater dan Sumber Daya Unconventional
06. Memetakan Teknologi Sumur serta Fasilitas yang Dibutuhkan
07. Menguji Risiko CAPEX, Jadwal, dan Produktivitas Sumur
08. Membandingkan Pengembangan Bertahap dan Skala Besar
09. Menilai Risiko Keselamatan, Lingkungan, dan Decommissioning
10. Menghubungkan Data Geologi dengan Model Reservoir
11. Menganalisis Ketidakpastian Cadangan serta Profil Produksi
12. Membandingkan Primary, Secondary, dan Enhanced Recovery
13. Mengevaluasi Kebutuhan Fasilitas serta Pengelolaan Fluida
14. Menguji Keekonomian Opsi Peningkatan Perolehan
15. Membedakan Eksplorasi, Appraisal, dan Pengembangan Lapangan
16. Menghubungkan Profil Produksi dengan Pendapatan Lapangan
17. Memodelkan CAPEX, OPEX, dan Biaya Abandonment
18. Menguji NPV terhadap Harga, Volume, dan Jadwal Produksi
19. Membandingkan Opsi Pengembangan dengan Ketidakpastian Sumber Daya
20. Memetakan Sponsor, SPV, Lender, dan Offtaker
21. Menyusun Sumber serta Penggunaan Dana Proyek
22. Menghubungkan Risiko Konstruksi dengan Completion Support
23. Menguji DSCR serta Ketahanan Cash Flow terhadap Skenario
24. Menetapkan Covenant, Reserve Account, dan Mekanisme Pembayaran
25. Mengidentifikasi Bahaya dan Kelompok Pekerja Terpapar
26. Menggunakan Hierarchy of Controls
27. Membedakan Process Safety dan Occupational Safety
28. Menyusun Pelaporan Near Miss serta Investigasi Insiden
29. Memantau Bukti Pemenuhan Kewajiban EHS
30. Menyusun Free Cash Flow yang Konsisten
31. Memilih Tingkat Diskonto yang Sesuai
32. Mengestimasi Terminal Value
33. Merekonsiliasi Enterprise Value ke Equity Value
34. Menguji Sensitivitas Nilai terhadap Asumsi Utama
35. Worked Example (Hipotetis): Analisis Risiko CAPEX, Jadwal, dan Produktivitas Sumur dalam Deepwater and Unconventional Resources
36. Quote Penting (Rumusan Editorial): Opsi Pengembangan Harus Memperhitungkan Risiko Teknis
37. Case Study (Hipotetis): Pengembangan Deepwater Menghadapi Keterlambatan dan Biaya Tinggi
38. Key Takeaways: Kendala Deepwater dan Sumber Daya Unconventional; Risiko Konstruksi dengan Completion Support; Sensitivitas Nilai terhadap Asumsi Utama
39. Closing: Rekomendasi untuk Pengembangan Deepwater Menghadapi Keterlambatan dan Biaya Tinggi
40. References: Publikasi SPE; Kontrak PSC/JOA; Data Produksi dan Keekonomian Aset

BAB 12: | Carbon Management in Oil & Gas

40 pelajaran

01. Carbon Management in Oil & Gas
02. Why: Target Pengurangan Emisi Tidak Didukung Portofolio Proyek
03. Outline: Batas Organisasi dan Operasional Emisi; Baseline dan Profil Sumber Emisi; Sumber Emisi yang Layak untuk Penangkapan; Neraca Material dan Energi Proses; Risiko Fisik Akut dan Kronis; Cakupan GRI, ISSB, dan Kerangka Lain
04. Tujuan dan Capaian: Menganalisis Batas Organisasi dan Operasional Emisi; Menilai Kebutuhan Energi serta Biaya Penangkapan; Mengevaluasi Menyiapkan Jejak Bukti untuk Penelaahan serta Assurance
05. Menetapkan Batas Organisasi dan Operasional Emisi
06. Mengklasifikasikan Scope 1, Scope 2, dan Scope 3
07. Menghitung Emisi dari Data Aktivitas serta Faktor Emisi
08. Merekonsiliasi Inventaris dan Mencegah Penghitungan Ganda
09. Mendokumentasikan Asumsi serta Ketidakpastian Inventaris
10. Membentuk Baseline dan Profil Sumber Emisi
11. Membandingkan Efisiensi, Elektrifikasi, dan Substitusi Bahan Bakar
12. Menyusun Marginal Abatement Cost Curve dengan Asumsi Jelas
13. Mengurutkan Investasi Pengurangan Emisi
14. Memisahkan Reduksi Emisi Operasional dan Penggunaan Kredit Karbon
15. Memilih Sumber Emisi yang Layak untuk Penangkapan
16. Membandingkan Rute Capture, Transport, dan Storage
17. Menilai Kebutuhan Energi serta Biaya Penangkapan
18. Memetakan Risiko Penyimpanan dan Kebutuhan Monitoring
19. Menguji Kelayakan Bisnis CCS berdasarkan Asumsi Harga serta Kontrak
20. Menyusun Neraca Material dan Energi Proses
21. Mengidentifikasi Kehilangan Bahan serta Energi
22. Mengukur Intensitas Sumber Daya per Unit Produk
23. Membandingkan Opsi Efisiensi berdasarkan Biaya Siklus Hidup
24. Memverifikasi Penghematan dengan Baseline yang Konsisten
25. Membedakan Risiko Fisik Akut dan Kronis
26. Memetakan Risiko Transisi Kebijakan, Teknologi, dan Pasar
27. Menghubungkan Hazard, Exposure, dan Vulnerability
28. Menguji Dampak Keuangan pada Beberapa Skenario
29. Menghubungkan Rekomendasi TCFD dengan Pengungkapan IFRS S2
30. Membedakan Cakupan GRI, ISSB, dan Kerangka Lain
31. Menentukan Batas Entitas serta Rantai Nilai Pelaporan
32. Memetakan Metrik dengan Sumber Data dan Definisi
33. Menyelaraskan Informasi Keberlanjutan dengan Laporan Keuangan
34. Menyiapkan Jejak Bukti untuk Penelaahan serta Assurance
35. Worked Example (Hipotetis): Analisis Emisi dari Data Aktivitas serta Faktor Emisi dalam Carbon Management in Oil & Gas
36. Quote Penting (Rumusan Editorial): Batas Inventaris Menentukan Cakupan Emisi
37. Case Study (Hipotetis): Target Pengurangan Emisi Tidak Didukung Portofolio Proyek
38. Key Takeaways: Batas Organisasi dan Operasional Emisi; Intensitas Sumber Daya per Unit Produk; Menyiapkan Jejak Bukti untuk Penelaahan serta Assurance
39. Closing: Rekomendasi untuk Target Pengurangan Emisi Tidak Didukung Portofolio Proyek
40. References: Publikasi SPE; Kontrak PSC/JOA; Data Produksi dan Keekonomian Aset

BAB 13: | Joint Operating Agreements and Farm-Ins

40 pelajaran

01. Joint Operating Agreements and Farm-Ins
02. Why: Mitra JOA Tidak Menyetujui Program Kerja serta Pendanaan
03. Outline: Membagi Peran Operator dan Non-operator; Hak Ekonomi dalam Kontrak Migas; Tesis Strategis Akuisisi; BATNA dan Reservation Point; Struktur Share Deal dan Asset Deal; Peran Pemilik, Dewan, dan Manajemen
04. Tujuan dan Capaian: Menganalisis Membagi Peran Operator dan Non-operator; Menilai Due Diligence dengan Keputusan Investasi; Mengevaluasi Menelusuri Keputusan dan Tindak Lanjut melalui Notulen
05. Membagi Peran Operator dan Non-operator
06. Menetapkan Work Program, Budget, dan Cash Calls
07. Memetakan Hak Suara serta Persetujuan Operating Committee
08. Menilai Hak Ekonomi dan Komitmen pada Farm-in
09. Menyusun Pengawasan Biaya serta Penyelesaian Sengketa Mitra
10. Membedakan Hak Ekonomi dalam Kontrak Migas
11. Memetakan Cost Recovery atau Skema Bagi Hasil yang Berlaku
12. Menetapkan Pelaporan Biaya dan Produksi Kontraktual
13. Menghubungkan Work Program dengan Persetujuan Otoritas
14. Menilai Dampak Ketentuan PSC pada Keekonomian Proyek
15. Menentukan Tesis Strategis Akuisisi
16. Menyaring Target terhadap Kriteria Akuisisi
17. Menghubungkan Due Diligence dengan Keputusan Investasi
18. Membedakan Signing, Conditions Precedent, dan Closing
19. Menetapkan Tata Kelola setelah Transaksi
20. Menentukan BATNA dan Reservation Point
21. Membedakan Kepentingan dan Posisi Negosiasi
22. Menyusun Pertukaran Syarat dalam Paket Penawaran
23. Menilai Earn-out dan Pembagian Risiko Harga
24. Mendokumentasikan Kesepakatan serta Isu Terbuka
25. Membedakan Struktur Share Deal dan Asset Deal
26. Menetapkan Mekanisme Harga serta Penyesuaian
27. Memetakan Representations, Warranties, dan Indemnities
28. Menelaah Disclosure Schedule serta Pengecualian
29. Menghubungkan Risiko Due Diligence dengan Perlindungan Kontrak
30. Membedakan Peran Pemilik, Dewan, dan Manajemen
31. Menetapkan Hak Keputusan serta Delegasi
32. Menangani Konflik Kepentingan dalam Keputusan
33. Menyusun Informasi untuk Pengawasan Dewan
34. Menelusuri Keputusan dan Tindak Lanjut melalui Notulen
35. Worked Example (Hipotetis): Analisis Hak Suara serta Persetujuan Operating Committee dalam Joint Operating Agreements and Farm-Ins
36. Quote Penting (Rumusan Editorial): Hak Keputusan Mitra Perlu Selaras dengan Kewajiban Pendanaan
37. Case Study (Hipotetis): Mitra JOA Tidak Menyetujui Program Kerja serta Pendanaan
38. Key Takeaways: Membagi Peran Operator dan Non-operator; Pertukaran Syarat dalam Paket Penawaran; Menelusuri Keputusan dan Tindak Lanjut melalui Notulen
39. Closing: Rekomendasi untuk Mitra JOA Tidak Menyetujui Program Kerja serta Pendanaan
40. References: Publikasi SPE; Kontrak PSC/JOA; Data Produksi dan Keekonomian Aset

BAB 14: | National Oil Company Strategy

40 pelajaran

01. National Oil Company Strategy
02. Why: Mandat Publik NOC Mempengaruhi Alokasi Modal
03. Outline: Mandat Komersial dan Kebijakan Publik NOC; Unit Bisnis dan Peran dalam Grup; Permintaan Energi menurut Sektor; Belanja Pemeliharaan dan Pertumbuhan; Peran Pemilik, Dewan, dan Manajemen; Pertumbuhan, Margin, dan Efisiensi Modal
04. Tujuan dan Capaian: Menganalisis Mandat Komersial dan Kebijakan Publik NOC; Menilai Skenario Transisi Energi serta Ketidakpastian; Mengevaluasi Keberlanjutan Imbal Hasil Pemegang Saham
05. Membedakan Mandat Komersial dan Kebijakan Publik NOC
06. Menyusun Portofolio Hulu, Hilir, dan Bisnis Baru
07. Menilai Produktivitas Modal serta Kebutuhan Pendanaan
08. Menyelaraskan Kemitraan dengan Pengembangan Kapabilitas
09. Menetapkan Ukuran Kinerja sesuai Mandat Pemegang Saham
10. Memetakan Unit Bisnis dan Peran dalam Grup
11. Menilai Daya Tarik Pasar dan Posisi Unit Bisnis
12. Corporate Parenting Advantage dan Batasnya
13. Pilihan Invest, Hold, Harvest, dan Divest
14. Menyeimbangkan Risiko serta Arus Kas Portofolio
15. Memetakan Permintaan Energi menurut Sektor
16. Membandingkan Keamanan Pasokan, Biaya, dan Emisi
17. Menilai Skenario Transisi Energi serta Ketidakpastian
18. Menghubungkan Investasi Aset dengan Risiko Stranded Assets
19. Menyusun Portofolio Transisi sesuai Ketersediaan Teknologi
20. Membedakan Belanja Pemeliharaan dan Pertumbuhan
21. Membandingkan ROIC dengan Biaya Modal
22. Memprioritaskan Investasi dengan Modal Terbatas
23. Mempertimbangkan Fleksibilitas serta Real Options
24. Menilai Ulang Alokasi Modal setelah Hasil Aktual
25. Membedakan Peran Pemilik, Dewan, dan Manajemen
26. Menetapkan Hak Keputusan serta Delegasi
27. Menangani Konflik Kepentingan dalam Keputusan
28. Menyusun Informasi untuk Pengawasan Dewan
29. Menelusuri Keputusan dan Tindak Lanjut melalui Notulen
30. Memisahkan Pertumbuhan, Margin, dan Efisiensi Modal
31. Menyusun Value Driver Tree Perusahaan
32. Menghubungkan Kinerja Operasi dengan Arus Kas
33. Membedakan Penciptaan Nilai dan Perpindahan Nilai
34. Mengevaluasi Keberlanjutan Imbal Hasil Pemegang Saham
35. Worked Example (Hipotetis): Analisis Produktivitas Modal serta Kebutuhan Pendanaan dalam National Oil Company Strategy
36. Quote Penting (Rumusan Editorial): Mandat Perusahaan Menentukan Ukuran Keberhasilan
37. Case Study (Hipotetis): Mandat Publik NOC Mempengaruhi Alokasi Modal
38. Key Takeaways: Mandat Komersial dan Kebijakan Publik NOC; Investasi dengan Modal Terbatas; Keberlanjutan Imbal Hasil Pemegang Saham
39. Closing: Rekomendasi untuk Mandat Publik NOC Mempengaruhi Alokasi Modal
40. References: Publikasi SPE; Kontrak PSC/JOA; Data Produksi dan Keekonomian Aset

BAB 15: | Capstone: Integrated Oil & Gas Portfolio Strategy

40 pelajaran

01. Capstone: Integrated Oil & Gas Portfolio Strategy
02. Why: Menyusun Portofolio Migas dan Transisi Energi
03. Outline: Unit Bisnis dan Peran dalam Grup; Eksplorasi, Appraisal, dan Pengembangan Lapangan; Feedstock, Proses, dan Produk Kilang; Permintaan Energi menurut Sektor; Belanja Pemeliharaan dan Pertumbuhan; Aspirasi dengan Sasaran Strategis
04. Tujuan dan Capaian: Menganalisis Unit Bisnis dan Peran dalam Grup; Menilai Utilisasi dengan Turnaround dan Keandalan; Mengevaluasi Rencana ketika Asumsi Berubah
05. Proyek Integratif: Memetakan Unit Bisnis dan Peran dalam Grup
06. Proyek Integratif: Menilai Daya Tarik Pasar dan Posisi Unit Bisnis
07. Proyek Integratif: Corporate Parenting Advantage dan Batasnya
08. Proyek Integratif: Pilihan Invest, Hold, Harvest, dan Divest
09. Proyek Integratif: Menyeimbangkan Risiko serta Arus Kas Portofolio
10. Proyek Integratif: Membedakan Eksplorasi, Appraisal, dan Pengembangan Lapangan
11. Proyek Integratif: Menghubungkan Profil Produksi dengan Pendapatan Lapangan
12. Proyek Integratif: Memodelkan CAPEX, OPEX, dan Biaya Abandonment
13. Proyek Integratif: Menguji NPV terhadap Harga, Volume, dan Jadwal Produksi
14. Proyek Integratif: Membandingkan Opsi Pengembangan dengan Ketidakpastian Sumber Daya
15. Proyek Integratif: Memetakan Feedstock, Proses, dan Produk Kilang
16. Proyek Integratif: Menganalisis Product Yield serta Refining Margin
17. Proyek Integratif: Menghubungkan Utilisasi dengan Turnaround dan Keandalan
18. Proyek Integratif: Menilai Fleksibilitas Crude Slate serta Spesifikasi Produk
19. Proyek Integratif: Membandingkan Opsi Integrasi Kilang dan Petrokimia
20. Proyek Integratif: Memetakan Permintaan Energi menurut Sektor
21. Proyek Integratif: Membandingkan Keamanan Pasokan, Biaya, dan Emisi
22. Proyek Integratif: Menilai Skenario Transisi Energi serta Ketidakpastian
23. Proyek Integratif: Menghubungkan Investasi Aset dengan Risiko Stranded Assets
24. Proyek Integratif: Menyusun Portofolio Transisi sesuai Ketersediaan Teknologi
25. Proyek Integratif: Membedakan Belanja Pemeliharaan dan Pertumbuhan
26. Proyek Integratif: Membandingkan ROIC dengan Biaya Modal
27. Proyek Integratif: Memprioritaskan Investasi dengan Modal Terbatas
28. Proyek Integratif: Mempertimbangkan Fleksibilitas serta Real Options
29. Proyek Integratif: Menilai Ulang Alokasi Modal setelah Hasil Aktual
30. Proyek Integratif: Menghubungkan Aspirasi dengan Sasaran Strategis
31. Proyek Integratif: Menerjemahkan Strategi ke Inisiatif Tahunan
32. Proyek Integratif: Menetapkan Anggaran dan Pemilik Inisiatif
33. Proyek Integratif: Menyusun Siklus Review Strategi dan Kinerja
34. Proyek Integratif: Memperbarui Rencana ketika Asumsi Berubah
35. Worked Example (Hipotetis): Analisis Corporate Parenting Advantage dan Batasnya dalam Integrated Oil & Gas Portfolio Strategy
36. Quote Penting (Rumusan Editorial): Peran Setiap Unit Bisnis Menentukan Prioritas Investasi
37. Case Study (Hipotetis): Menyusun Portofolio Migas dan Transisi Energi
38. Key Takeaways: Unit Bisnis dan Peran dalam Grup; Skenario Transisi Energi serta Ketidakpastian; Rencana ketika Asumsi Berubah
39. Closing: Rekomendasi untuk Menyusun Portofolio Migas dan Transisi Energi
40. References: Publikasi SPE; Kontrak PSC/JOA; Data Produksi dan Keekonomian Aset

Persyaratan

Memiliki pemahaman dasar tentang bisnis dan manajemen.

Deskripsi

Ekonomi eksplorasi migas hulu, penyulingan petrokimia hilir, rantai nilai LNG, dan kontrak kerja sama migas.

Instruktur

Konsuli Team

Instruktur Professional

0 Ulasan 0 Siswa 0 Modul 258 Ebook Interaktif

Tim Instruktur Profesional Konsuli yang berdedikasi untuk memberikan pelatihan berkualitas tinggi di bidang hukum, konstruksi, manajemen proyek, dan standar industri global.