Petrominer (Oct 2009)

There is a "technical mistake", uncomplete figure, you can see the correct one in the previous posting, here.

Artikel di Petrominer

Harga Keekonomian Pengembangan Lap. Minyak

Hubungan antara supply cost dan keekonomian lapangan minyak menjadi kompleks karena adanya fiscal regime yang mana masing masing negara sangat berbeda terms dan kondisinya. Saya mencoba membuat hitung-hitungan untuk memperkirakan berapa “biaya minimal” (supply cost) supaya suatu lapangan minyak baru dapat dikembangkan untuk kondisi saat ini.

Saya memfokuskan untuk proyek laut dalam (Deepwater) di manca negara dan juga lapangan di Russia serta Heavy oil di Canada. Russia menarik dipilih karena fiscal termnya sangat ketat, sedangkan Heavy oil Canada dipilih karena biaya operasinya yang besar. Kajian singkat ini diharapkan dapat membantu untuk menerangkan mengapa beberapa lapangan minyak menjadi tidak ekonomis dikembangkan dengan kondisi harga minyak yang rendah.

Untuk studi kasus, empat lapangan di area lokasi laut dalam (Deepwater) dipilih yaitu: di US Gulf of Mexico (GoM), Africa, Malaysia and Brazil. Dua lapangan berlokasi di North Sea dan Russia.

Definisi:
Supply cost pada dasarnya adalah berapa harga minyak (dalam $/per barrel) yang diperlukan untuk merecover biaya biaya yang telah dikeluarkan seperti: biaya capital, biaya operasi; termasuk juga pembayaran royalty, profit oil dan pajak. Pada saat yang sama, investor memperoleh suatu return tertentu.

Beberapa penulis mungkin menggunakan istilah yang berbeda, seperti “break-even price”, atau lebih spesifik misalnya: breakeven price for “X%” post-tax IRR.

Metodologi:
Berdasarkan fiscal terms dari proyek di negara negara yang diplih tersebut, kemudian dibuat model keekonomian proyek untuk perhitungan supply cost.

Beberapa asumsi antara lain:

• Proyeknya: stand alone
• Perhitungan dilakukan dalam dua tahapan. Pertama, berdasarkan asumsi profil produksi dan perkiraan kapan tercapainya produksi puncak, besarnya cadangan yang dapat diambil, dan asumsi umur proyek (dalam kasus ini 25 tahun).
• Berdasarkan asumsi harga minyak, selanjutnya dihitung IRR proyek.
• Pada tahap kedua, berdasarkan target IRR (dalam studi kasus ini digunakan 10% dan 15%), maka dihitung berapa harga minyak untuk memperoleh IRR tersebut dengan menggunakan fungsi “Goal Seek” yang tersedia di Excel.
• Selanjutnya harga minyak ini merupakan supply cost dari lapangan tersebut.

Singkat cerita, setelah dibuat perhitungan sesuai metodologi diatas, diperoleh hasil seperti ditampilkan dalam chart berikut:

Keterangan gambar:
Sumbu vertikal adalah harga minyak (US$ per barrel) yang dalam kasus ini adalah supply cost.

Lapangan A berlokasi di laut dalam Malaysia, lapangan B di Congo, lapangan C di Laut Utara, lapangan D di Russia, lapangan E adalah lapangan laut dalam di Brazil, lapangan F di Teluk Meksiko dan G adalah proyek tipical proyek oil sand di Canada.

Gambar diatas menunjukkan hasil perhitungan supply cost untuk 10% IRR (warna kuning) dan 15% IRR (warna oranye) yang disortir dari yang terendah ke yang tertinggi. Hasil perhitungan menunjukkan range antara 60 sampai 80 US$ per barrel (WTI) untuk dapat 15% IRR, sedangkan supply cost untuk dapat 10% IRR range-nya antar 43 sampai 64 US$ per barrel (WTI). Fiscal terms & conditions menjadi salah satu faktor yang sangat berperan dalam mempengaruhi tinggi rendahnya supply cost.

Sekedar perbandingan, saya lampirkan perkiraan supply cost dari IEA, World Energy Outlook 2008, kalau kita bandingkan untuk Deepwater dan Heavy Oil, hasilnya nggak begitu jauh; tentu saya lebih akurat (he he) karena modelnya project based dengan memasukkan detail analisa fiscal terms di modelnya.

Source: IEA, World Energy Outlook 2008, page 218


Kesimpulan:
Harga minyak perlu cukup tinggi, supaya eksplorasi migas terus berjalan, supaya teknologi mencari energi alternatif tetap menarik, teknologi efisiensi energi berkembang, supaya orang nggak enak-enakan dengan harga minyak murah, kemudian jadi boros, padahal minyak adalah energi yang tidak terbarukan. Sejarah menunjukkan, apabila harga minyak terus rendah, cepat atau lambat akan terjadi krisis energi. Seperti pepatah bilang, mendingan "bersakit sakit dahulu bersenang senang kemudian", jangan dibalik he he...

Content - not Label..

Ini saya posting email dari Mas Rovicky di milis Indo-energy:

Satu lagi hal menarik dari Plenary Session IPA-2009.

Ada salah satu peserta menanyakan kemungkinan kembali menggunakan KK dalam industri migas ? Tentusaja sebelumnya masih di"hantui" oleh adanya 'gendruwo' yang bernama Cost Recovery. Bukan hanya jumlah dan besar angkanya tetapi juga permasalahan CR saat ini yang sudah tidak hanya masalah tehnis keekonomian atau binis tapi mungkin CR sudah terlalu sering berbau politik.

Jawaban dari 3 panelis cukup menarik.

Ibu Evita yang menjawab pertama walaupun tidak secara tegas mengatakan tidak, namun jawaban beliau sudah melihat kemungkinan yang "sulit untuk terjadi". Pak Priyono menjawab "tidak", secara lebih tegas, karena minyak (natural resources) adalah milik negara.. Sedangkan Airlangga H (Ketua Komisi 7) justru menjawab "sangat mungkin", kenapa tidak ? Pernah kok dahulu, dan dengan sebuah UU juga dan masih dengan UUD45 yang sama.

Saya lebih tertarik dengan jawaban Airlangga. Setelah saya tanya (after session) sambil berjalan menuju mobilnya, beliau justru ingin memberikan peluang besar dalam melakukan eksplorasi dan eksploitasi ini. Artinya sebagai ketua komisi 7 beliau tidak akan menutup segala kemungkinan. Mungkin karena beliau di sisi legal (komisi 7) makanya beliau memberikan jawaban yang lebih jauuh jangkauannya.Sedangkan mungkin Bu Evita dan Pak Priyono berada di garda depan sudah membayangkan kesulitan-kesulitan yang mungkin akan dihadapi bila ada sistem kontrak karya (non PSC) ini berjalan. Penampakan politisasi dan problem didepan mata beliau-beliau ini mugkin salah satunya Cost Recovery ini lebih menakutkan kayaknya.

Saya sih lebih suka untuk "openmind", tidak ada yang tidak mungkin. Kesiapan menghadapi ini yang harus dipikirkan. Tidak hanya regulasi tetapi juga menyiapkan "tameng serta pedang dalam bertarung". Bagi saya UU itu sebuah aturan kesepakatan yang bukan harga mati. Bisa dirundingkan isinya, bisa diubah bentuk dan isinya. UUD jelas bukan sebuah kesepakatan yang sakral yang statis.

Lah kalau menurut anda gimana?

-----

Ini komentar saya (berhubung nggak bisa hadir, mohon maklum ya, kalau bisanya cuma kasih komentar he he..)

Benar sekali mas, artinya kalau dilihat jawaban para panelis dari perspektif mereka (shortterm dan longterm), semuanya benar. Jawaban perspektif longterm akan cenderung lebih benar, tetapi bapak ekonomi Keynes bilang: "in the long term, we are all dead" he he..

Dalam industri (khususnya migas) yang begitu dinamis, paling gampang memang tidak menutup semua kemungkinan, di Iran saat ini kalau ngomong PSC pasti diketawain, karena "secara legal" masih nggak boleh disana.Tetapi sudah banyak pemikiran oleh pakar mereka untuk tidak menutup kemungkinan ini, misalnya di apikasi untuk daerah yang di perbatasan. Memang belum menarik buat mereka karena dirasakan belum begitu mendesak..

Dengan semakin canggih-nya "features" dalam terms & conditions kontrak migas (PSC, konsesi, service contract, kontrak karya, etc), Dalam konteks keekonomian, apapun pilihan kontraknya, bisa merupakan pilihan terbaik bagi suatu negara (tentu satu negara bisa menggunakan beberapa model tergantung kondisi geologis). Russia misalnya yang sebagian besar modelnya menggunakan konsesi, dengan adanya hak partisipasi yang mayoritas bagi NOC mereka, tentu akan memberi bagian yang besar secara total bagi negara.., Sekali lagi, dalam konteks "pembagian antara pemerintah dan investor", problemnya bukan di "label", tapi di "content"-nya.

Akuntansi Perminyakan (Petroleum Accounting)

Banyak sekali ternyata yang baca blog ini yang minta bahan mengenai akuntansi perminyakan, paling tidak seminggu saya terima 2-3 email dari adik2 mahasiswa/i yang minta dikirimin bahan2 terkait. Selama saya lagi depan komputer, insya Allah dalam waktu kurang dari 1 x 24 jam, materi terkait yang saya punya sudah sampai di email yang bersangkutan..

Bahan terkait tsb yang berupa softfiles dari papers/ bahan kursus/ publikasi/ presentasi, dll. Ada beberapa bahan yang berupa buku textbook, tentu saja saya nggak bisa kirim, saya nggak tahu apakah buku buku spt dibawah ini dapat diperoleh di toko buku di tanah air:

International Petroleum Accounting, karangan: Charlotte & Gallun, atau Fundamental Oil and Gas Accounting karangan mereka juga, atau Introduction to Oil Company Financial Analysis karangan Daniel Johnston.

Supaya bisa share, kalau ada pembaca blog ini yang praktisi akuntan di KPS atau dimanapun berkarya, silahkan berbagi ilmu. Seandainya punya bahan2 terkait, bisa dikirim ke saya via email, nanti saya distribusikan ke adik adik mahasiswa/i yang membutuhkan.

Saya sendiri latar belakangnya bukan akuntan, hanya senang saja dengan pelajaran akuntansi, waktu di MMUI saya ngambil major akuntansi manajemen. Seneng karena kaya teknik, banyak hitungan hitungan, kalau ujian pelajaran yang berbau akuntansi, nilai saya selalu lebih bagus dari yang akuntan beneran he he....

Resensi Buku: Fundamental of Upstream Petroleum Agreement (2008)

Buku ini keluaran 2008, kebetulan baru saya terima hari ini, isinya lumayan komplet, kelihatannya ini merupakan bahan kursus-nya Chris (Thorpe) sendiri yang kemudian dikemas dalam format buku. Menurut saya buku ini penting untuk dibaca, tidak saja buat lawyer pemula, tapi juga engineer dan yang lain yang berminat paham lebih jauh aspek hukum dari kontrak perminyakan. Materinya cukup update karena juga membahas topik yang hangat tahun lalu seperti kasus nasionalisasi di Venezuela, Bolivia dan tempat lain. Gimanapun kalau kita mau ngomongin aspek komersial, pasti ada kaitannya juga dengan aspek legal. Makanya harus rajin baca baca buku mengenai "commercial agreement/contract". Bukunya bisa dibeli di Amazon, atau langsung ke website Chris (http://www.cpthorpe.com/).

Revisi Pelaporan Cadangan SEC

Tanggal 29 Desember, the Securities and Exchange Commission (SEC) mengumumkan bahwa mereka secara aklamasi menyetujui revisi dalam rangka mordenisasi persyaratan pelaporan perusahaan migas untuk membantu investor mengevaluasi "value" dari investasi mereka di perusahaan migas.

Revisi yang cukup penting antara lain:

The new disclosure requirements approved by the Commission include provisions that permit the use of new technologies to determine proved reserves if those technologies have been demonstrated empirically to lead to reliable conclusions about reserves volumes. The new requirements also will allow companies to disclose their probable and possible reserves to investors. Currently, the Commission’s rules limit disclosure to only proved reserves.

The new disclosure requirements also require companies to report the independence and qualifications of a reserves preparer or auditor; file reports when a third party is relied upon to prepare reserves estimates or conducts a reserves audit; and report oil and gas reserves using an average price based upon the prior 12-month period rather than year-end prices. The use of the average price will maximize the comparability of reserves estimates among companies and mitigate the distortion of the estimates that arises when using a single pricing date.

Teks lengkap dari Press Release tsb dapat dilihat disini.

-------------

Aturan mengenai harga rata rata selama periode 12 bulan menjadi sangat relevan saat ini, untuk tahun 2008 ini saja, bayangkan kalau menggunakan harga year- end price yang berkisar $ 40 per barrel.

HAPPY NEW YEAR,
Wishing everyone a peaceful, healthy and joyful New Year.

Penundaan Proyek

Jangan heran kalau baca berita belakangan ini mulai terdengar berita penundaan proyek proyek besar di sektor migas. Proyek proyek seperti Oil Sand di Kanada, Heavy Oil dan Deepwater tertentu, memerlukan minimal harga minyak diatas US $ 60 per barrel. Ketika sekarang harga minyak memble, di mass media kita baca sebagian dari proyek tersebut akan ditunda dan atau dibatalkan (lihat Petroleum Argus, 22 Dec 2008).

Untuk menerangkan semua itu, kita harus kembali ke laptop, kembali ke teori dasar yang disebut teori Economic Rent. Teori ini dikembangkan oleh para ekonom (Ricardo diantaranya) untuk melihat bagaimana keuntungan dari tuan tanah bervariasi terhadap kualitas dari tanah tersebut. Penjelasan klasiknya sebagai berikut.

Pada gambar diatas diasumsikan bahwa tuan tanah secara logik akan mulai bercocok tanam terlebih dahulu pada area tanah yang paling subur (L1), area yang kurang subur L2, L3, dan seterusnya, baru akan ditanami kemudian kalau dianggap cukup menguntungkan. Apa yang dimaksud dengan economic rent disini adalah ”surplus” (area warna biru). Menurut Ricardo, Rent timbul karena adanya perbedaan produktivitas, rent untuk area L1, lebih besar dari L2 karena perbedaan kualitas dari area L1 dan L2. Area yang paling tidak subur (lowest quality) dalam hal ini L7, sama sekali tidak akan di produksikan.

Pertanyaanya: bagamana kalau harga komoditas turun? Seperti kita lihat pada gambar dibawah ini, L4 s/d L7 sama sekali tidak menghasilkan rent. Apa yang bisa dilakukan? tingkatkan kuliatas tanah dengan memberi pupuk.

Konsep economic rent dalam industri migas

Aplikasi konsep ini dalam industri migas dapat disederhanakan dengan membuat perhitungan ”supply cost”, yang terdiri dari komponen biaya biaya (exploration, development dan operating), pajak, royalty dan minimum rate of return. Katakanlah di suatu negara ada 8 lapangan (A – H), maka kita hitung masing masing ”supply cost” ini, kemudian kita plot dari yang paling rendah ke paling tinggi. Analogi dengan konsep Rent, diatas, maka economic rent dalam kasus migas ini adalah area yang berwarna biru.

Ketika harga minyak rendah, tentu kemudian tidak menarik untuk mengembangkan lapangan E s/d H. Kondisi inilah yang saat ini terjadi saat.

Bagaimana biar menarik?, dikasih insentif, misalnya keringanan tax, royalty dan lain lain. Hal ini akan menurunkan supply cost (penurunannya warna putih untuk Lapagan F, G, H). Insentif ini cukup baik bagi lapangan E & F tapi tidak cukup menarik untuk lapangan G & H. jadi untuk lapangan G & H, ya apa boleh buat, tetap ditunda dulu...

Renegosiasi vs harga minyak

Harga minyak ibaratnya seperti main “roaler coaster”, turun naik kenceng, jadi bikin pusing banyak orang. Ketika harga minyak tinggi kemaren kemaren, banyak negara produsen “protes” dan menutut bagian yang lebih besar dari hasil pendapatan migas. Banyak negara minta renegosiasi kontrak, jangan lupa kasus kontrak LNG Tangguh yang sempat rame di mass media tanah air, yang pada saat itu cap batas atasnya cuma dipatok sebesar $ 25 per barrel (yang kalau nggak salah kemudian berhasil nego jadi $ 35 per barrel). Ketika harga minyak tinggi sekali waktu itu ($ 140 per barrel), banyak yang kembali protes dan kemudian dibentuk team renegosiasi lagi.

Dengan harga minyak yang sekarang sudah jatuh dibawah $ 35 - $ 40 per barrel, apa team ini masih perlu berunding lagi. Kalau harga minyak terus turun dibawah $ 20 per barrel (sesuatu yang kelihatannya mustahil, sama halnya ketika harga minyak $ 140 per barrel, pada saat itu, orang mikir mustahil akan turun dibawah $ 40 per barrel dalam beberapa bulan kedepan). Mungkin gantian pihak China yang minta renegosiasi, karena harga LNG-nya sudah kemahalan he he. Bisa jadi setiap negara akan terus sibuk bikin dan bubarin team renegosiasi.

Pada saat harga minyak tinggi, negara yang protes untuk minta bagian “Govenment Take“ lebih tinggi, sebaliknya, pada saat harga minyak rendah, gantian, perusahaan migas yang protes, supaya negara berkenan mengurangi bagian “Government Take” nya. Pertanyaannya: seberapa cepat perubahan kebijakan itu dilakukan. Untuk negara tertentu, seperti Russia, mereka bergerak cepat, pada saat harga minyak anjlok drastis belakangan ini, export taxes-nya diturunkan sebesar 32%. Saya kira negara lain sudah mulai menyiapkan ”program insentif“ nya, supaya proyek tetap jalan.

Kelompok pemikiran yang menyatakan bahwa kontrak migas itu harus cukup fleksibel untuk menangkap perubahan yang sudah menjadi ciri industri migas tampaknya valid. Dari awal, kontrak migas seyogyanya dikaitkan dengan harga minyak dan tingkat keuntungan (profitability). Supaya mereka secara otomatis bekerja pada saat harga minyak seperti roaler coaster ini, dan supaya tidak perlu sibuk membentuk team renegoasiasi, yang takutnya belum sempat kerja harga minyak sudah berubah drastis. Baru menghitung formula untuk windfall profit taxes, eh.. harga udah anjlok, ketinggalan kereta terus nanti..

Dari Seminar Analisis Kontrak Bagi Hasil Migas

Kompas.com
Kontrak Bagi Hasil Migas Perlu Ditinjau Ulang
Sabtu, 6 Desember 2008 20:52 WIB

BANDUNG, SABTU - Pemerintah perlu meninjau ulang kontrak bagi hasil atas eksplorasi minyak dan gas. Peninjauan ulang ini terutama mengenai pembebanan recovery cost yang dibebankan pemerintah atas operasional pengeboran minyak dan gas oleh kontraktor.

Sekretaris Jendral Minyak dan Gas Bumi Indonesia Rudi Rubiandini mengatakan, recovery cost ke depan sebaiknya menjadi beban langsung kontraktor. Tidak lagi perlu lewat penggantian dari pemerintah seperti yang dilakukan selama ini. Perubahan teknis perhitungan bagi hasil perlu diubah. Hal ini disampaikannya di dalam Seminar Analisis Kontrak Bagi Hasil Industri Migas di Indonesia dan Alternatifnya, Sabtu (6/12) di K ampus Institut Teknologi Bandung.

Caranya, yaitu tidak lagi menggunakan penghitungan bagi hasil 85:15. Atau, 85 persen keuntungan bagi hasil plus recovery cost untuk pemerintah dan 15 persen untuk kontraktor. Penghitungan idealnya menjadi seperti ini : keuntungan pemerintah adalah X, sementara kontraktor (100 x) % plus recovery cost. Sehingga, pembagian itu nantinya bisa 60 : 40. Tapi, pemerintah tidak perlu menanggung recovery cost yang jumlahnya itu kerap menggelembung dan rentang penyimpangan.

Keuntungannya, mendorong efesiensi pada kontraktor. Demi efisiensi ini dengan sendirinya, kontraktor akan cenderung memanfaatkan sumber daya lokal yang tentu lebih murah. Fungsi kontrol dari pemerintah pun akan berkurang, tuturnya. Sistem bagi hasil ini mirip dengan Malaysia. Dimana, sharing yang diterima bisa fleksibel, naik turun.

------------------------------

Saya kepingin sekali hadir di seminar ini, sayang nggak bisa. Isu ini sudah banyak dibahas di milis Teknik Perminyakan ITB, dimana mas Rudi termasuk pendukung konsep ini (dan saya yang kontra). Selama ini diskusi kami di milis lebih tajam, penuh argumen dan ilustrasi. Alasan kenapa saya kontra, bisa dilihat di posting posting sebelumnya.

Alinea terakhir juga agak mengganggu saya, bahwa sistem ini mirip dengan Malaysia, sistem Malaysia yang mana?. Setahu saya tidak ada sistem beginian di Malaysia, memang benar model Malaysia fleksibel, tetapi tetap ikut pakem PSC normal, dimana ada mekanismen cost recovery. Jadi, sistem PSC-nya yang fleksibel, bukan mematok pembagian di gross revenue, dengan angan angan kontraktor akan lebih effisien.

Bagaimana kalau harga minyak cuma jigo tahun depan?

Beberapa temen di milis yang kerja di sektor migas, sudah mulai mengantisipasi apa yang akan terjadi seandainya tahun depan harga minyak tambah anjlog. Harga minyak ini responnya sangat sensitf terhadap supply demand tenaga kerja. Saya dulu inget, anak perminyakan kalau lulus pas harga minyak bagus, begitu wisuda sudah mengantongi minimal dua atau tiga surat tawaran kerja, ini untuk kasus yang IP nya sedang sedang saja (kaya saya he he). Kalau yang cum-laude, wah bisa banyak sekali surat tawaran kerjanya, “untungnya” yang lulus cum-laude, paling satu orang, jadi ada azas “keadilan” he he. Tapi kalau Anda lulus “timingnya nggak tepat”, maka Anda harus lebih sabar, nunggu harga bagus lagi, kalaupun ada tawaran, persaingan akan sangat ketat.

Bagaimana kondisi tenaga kerja migas saat ini, apakah sudah mulai seret iklan lowongan di kompas & headhunter?. Kuncinya saya pikir tahun depan. Tahun 2009 memang harus dicermati, diperkirakan proses market adjusment mulai berjalan. Seberapa cepat impact dari penundaan proyek migas terhadap penurunan biaya biaya sektor jasa penunjang (service compay). 100 proyek besar migas tahun 2006 di mancanegara, rata rata menggunakan asumsi harga minyak 40 $/bbl, dengan IRR rata rata 15 - 20%. Sebagian kemudian di adjust lagi karena biaya capex naik tajam. Walaupun pada saat itu harga minyak tinggi, karena masih belum on-line, ya nggak bisa menikmati.

Faktor lain yang harus dilihat adalah strategi dan kondisi keuangan perusahaan migas, semua sadar kalau krisis kali ini lebih parah dari krisis 1998. Penundaan proyek yang selama ini sudah terjadi karena ketidaksepahaman antara IOC dengan negara tuan rumah dalam hal hal seperti: cost recovery, bagi hasil (share split), lingkungan, masalah lokal dan politik lainnya, sekarang menjadi lebih kongkrit dengan adanya krisis finansial.

Permasalahan lain yang akan timbul adalah; di satu pihak IOC sudah membuat komitmen untuk investasi dalam kontraknya, yang tentunya sangat diharapkan oleh negara (host goverments). Penundaan ini tidak saja menyangkut urusan tertundanya pendapatan langsung dari hasil minyak bagi negara (dan kontraktor), tetapi juga masalah pendapatan “tidak langsung” bagi rakyat dalam bentuk: barang & jasa penunjang lokal (local goods and service content).

Didalam tatanan strategi, saya kira semua perusahaan migas akan melihat ulang kembali rencana program eksplorasi mereka, komitmen rencana kerja yang sudah “firm” (menyangkut komitmen kontrak) kemungkinan akan tetap di prioritaskan. Proyek yang mahal dan beresiko dalam wilayah kerja akan masuk rencana penundaan. Beberapa perusahaan mungkin akan fokus ke perawatan sumur, ngerjain workover, stimulasi, dan pekerjaan yang cost effective lainnya.

Namun demikian, kita juga harus mencatat, bahwa akan ada perusahaan minyak yang melihat dari perspektif lain (melihat jangka menengah dan panjang). Mungkin bisa disebut melawan arus, kalau yang lain mengurangi aktivitas, perusahaan ini akan melakukan tindakan sebaliknya, memanfaatkan momentum turunnya biaya barang dan jasa penunjang yang signifikan. Tentu saja perusahaan yang masuk kategori ini harus mempunyai “posisi laporan keuangan” yang relatif baik (Lihat ilustrasi). Kalau Anda kerja di perusahaan yang masuk kategori ini, ya Anda aman dan tetap sibuk.

Jadi ya kita tunggu aja tahun depan, nikmati saja hidup mumpung load kerjaan menurun. Tidak cuma harga minyak yang siklusnya naik turun, hidup kita pun demikian, kata guru ngaji saya: pas lagi dibawah, ya nggak usah terlalu sedih, pas lagi diatas, ya nggak usah terlalu senang….!.

Harga minyak?- obrolan warung kopi

Pertanyaan yang sering dilontarkan oleh kolega awam adalah: “karena resesi ekonomi melanda dunia, berapa kira kira harga minyak tahun depan?”. Hasil ngobrol ala warung kopi dengan beberapa kolega, gambarannya kira kira begini: permintaan minyak di beberapa negara konsumen besar akan turun, tetapi di negara berkembang lainnya, permintaaan mungkin relatif tidak turun secara signifikan, ada yang malah sedikit naik. Secara global, kalaupun ada peningkatan permintaan, paling di level sekitar 400 – 500 ribu barrel per hari. Tebakan harga minyak rata rata untuk tahun depan sekitar 70 sampai 80 $/bbl, walaupun tetap ada kemungkinan akan turun ke level dibawah itu (50 – 60 $/bbl). Apakah bisa lebih rendah lagi? Rasanya tidak, pertama karena (khususnya) negara pengekspor minyak dan juga perusahaan minyak multinasional pasti akan berusaha agar harga tidak turun ke level tersebut. Dalam jangka menengah dan panjang (dibarengi dengan perbaikan ekonomi global), untuk mendorong agar kegiatan eksplorasi di wilayah laut dalam dan wilayah frontier lainnya menarik secara ekonomis, maka perlu supply cost (harga ekonomis dalam perspektif perusahaan minyak international) yang lebih baik, yang selanjutnya akan mendorong harga naik lagi, kapan? Ya tunggu ajalah he he..

Harga Minyak & Main Yo-Yo

Harga minyak bulan ini cenderung terus merosot tajam, setelah sempat ke level 140 - 150 $/Bbl bulan Juli, ternyata dalam waktu 2 bulan (sempat) jatuh ke level dibawah 80 $/bbl.

Saya masih ingat ketika harga minyak terus meningkat dari 100 $/bbl pada awal tahun 2008, semua orang sibuk memperkirakan harga minyak akan segera menjadi 200 $/bbl, bahkan ada sebuah majalah di amrik sana yang menulis, harga minyak akan mencapai 500 $/bbl tahun depan!!

Saya dari dulu tidak pernah tertarik meramal harga minyak, karena semakin ditebak, semakin bingung kita. Kalau kita (kebetulan) benar, kita akan bilang: “dari dulu gua bilang apa”.., ketika tebakan salah?, kita akan sibuk ngeles he he.

Ada dua hal disini yang cukup penting untuk kita pahami, pertama urusan “supply vs. demand”, kedua urusan “harga minyak”. Dari buku textbook, kita tahu kalau keduanya akan saling mempengaruhi. Apa yang bisa dilakukan oleh para pengamat perminyakan sebenarnya terbatas pada perkiraan supply vs demand, untuk urusan ini, tidak diragukan lagi kemampuan para analis tersebut, level ilmunya relatif samalah, paling paling hasilnya ada perbedaan sedikit diantara para analis/pengamat tersebut. Namun demikian, supply vs. demand assessment tidak langsung merefleksikan harga minyak, karena kita tahu ternyata banyak sekali faktor lain yang berpengaruh diluar itu, sebut saja: “supply vs. demand” untuk minyak bohong2 an alias minyak kertas alias paper market, persediaan minyak di tangki penyimpan, spare capacity, bencana alam/badai, musim (summer/winter), geopolitik, nilai tukar dan persepsi. Bagaimana dengan economic growth? Sebenarnya faktor ini sudah diperhitungkan pada saat melakukan “supply vs. demand” assessment.

Dengan adanya krisis ekonomi dan resesi dunia didepan mata, semua orang sibuk merevisi kembali perkiraan “supply vs. demand” ini, Goldman Sachs baru saja bilang, harga minyak bisa ke level 50 – 75 $/bbl, padahal seinget saya baru kemaren2, analis-nya bilang, harga minyak akan segera ke 200 $/bbl.

Apa yang harus kita petik dari fenomena harga minyak ini adalah bahwa kita harus punya longterm strategi untuk pengelolaan energi yang baik, saya percaya Prof Widjajono Partowidagdo yang berhasil terpilih menjadi anggota DEN (Dewan Energi Nasional), mudah2 an dapat memberi sumbang saran yang dapat didengar oleh pucuk pimpinan bangsa ini.

Harga minyak yang terus turun ini harus kita waspadai, bukan berarti kesempatan untuk menjadi boros energi, kalau ini yang terjadi, musibah lebih besar akan terjadi bagi bangsa kita. Sahabat saya, seorang analis yang malang melintang di dunia perminyakan mengibaratkan, harga minyak ini seperti halnya main yo-yo, semakin kencang anda lempar kebawah, semakin kencang dia akan mantul keatas. Tinggal masalah waktu saja kapan dia mantulnya, dan mudah2 an kita tidak terkaget kaget lagi, ibarat yo-yo tadi, kalau mantulnya kenceng, kena muka lagi, waduh..bakalan berabe..!

PSC standard (masih) yang paling "win-win"?

Ada saatnya kita males nulis, seperti bulan September ini, rasanya mood nulis nggak ada. Bisa jadi karena jam kerja berubah, pulang lebih cepat (15:30), disini buka puasa jam 19:00 lewat. Karena temperatur sudah mulai dingiin, pas pulang kantor, sambil nungguin buka, bawaannya pingin tidur melulu..

Tapi saya masih rajin nimbrung di beberapa milis, khususnya kalau ada topik yang menarik. Salah satu topik yang saya selalu tergerak untuk nimbrung itu adalah topik mengenai kontrak migas.

Diskusi kontrak migas di milis masih tetap hangat. Usaha teman teman untuk mencari model yang lebih baik patut diberikan apresiasi. Tetapi setelah beberapa alternatif diajukan, kemudian diuji, ternyata model yang maunya dibikin simpel ini (menurut saya) masih tidak lebih baik dari PSC yang kita pakai. Ada kolega bertanya, apakah memang model PSC kita sekarang ini ada yang salah? atau jangan jangan nggak ada yang salah, tetapi kita sendiri yang mempunyai persepsi bahwa ada yang salah.

Cost recovery

Tak bisa dipungkiri, pemicu dari keinginan untuk segera memperoleh model baru adalah kekecewaan terhadap apa yang namanya cost recovery. Dari awal saya mulai menulis di blog mengenai cost recovery, saya katakan bahwa istilah ini yang sering memicu awam untuk salah kaprah. Jadi jangan heran, ketika orang kemudian berbondong mencari suatu sistem yang tidak ada cost recovery-nya.

Dalam salah satu tulisannya, guru saya (Prof Widjajono Partowidagdo) menulis: …Pendapat yang mengatakan bahwa Konsesi atau Kontrak Karya adalah Non Cost Recovery adalah keliru. Selama ada pajak, maka ada cost recovery. Karena pajak dihitung dari Revenue dikurangi recoverable cost.......

Saya kira disini Mas Wid ingin mengatakan bahwa semua kontrak itu ada "cost recovery" nya. Mau pindah model apapun (selama ada pajak), ya tetap ada "cost recovery". Memang namanya mungkin tidak secara spesifik disebut cost recovery.

Metoda Alternatif

Beberapa alternatif telah diajukan teman teman dalam upaya “menghapus” cost recovery dengan berbagai macam nama dan istilah. Sejauh ini usulan usulan itu belum memuaskan karena teman teman tidak dapat membuktikan bahwa model usulan tersebut lebih baik dari PSC standard kita, kecuali dengan janji bahwa model tersebut jauh lebih simpel dan jauh dari fitnah.

Saya ikut aturan yang berlaku international sajalah, baik buruknya model ukurannya Government Take (GT) dan parameter ekonomi lainnya. Saya juga tidak melihat hubungan kalau model simpel menjamin tidak ada fitnah. Kalau sekarang yang jadi biang keributan cost recovery, bisa jadi model simpel nanti yang jadi biang keributan adalah pembagian split. Wallahualam!

Dari hasil simulasi yang dilakukan teman milis membuktikan bahwa model ”non cost recovery” usulan mereka hanya baik pada saat harga minyak rendah dan akan lebih jelek dari model PSC standard pada saat harga minyak tinggi. Lihat gambar?

Ilustrasi mirip2 seperti ini sebenarnya sudah pernah saya posting sebelumnya. Logik nya begini: Model non cost recovery, yang mengambil pembagian langsung dari gross revenue dan model alternatif lain yang mirip mirip. Pada kondisi harga minyak kurang bagus, akan bagus buat Gov RI tapi jelek buat kontraktor. Kenapa? karena: Gross Revenue kecil, share yang didapat IOC jadi "nggak nendang" untuk me recover cost, karena model alternatif tersebut secara tidak langsung mempunyai "cost recovery limit" yang sangat besar buat Kontraktor (IOC). Konsekuensinya: IOC harus bersabar meng carry over cost mereka ke tahun2 berikutnya, implikasi selanjutnya jelas urusannya dengan "time value of money" yang dicerminkan oleh rendahnya parameter ekonomi spt ROR dan teman2 nya. Kalau ROR dibawah MARR, pilihannya tinggal dua: batal atau negosiasi ulang.

Sebaliknya kalau harga minyak bagus (atau sangat bagus), gross revenue tinggi, share contractor juga tinggi, cost yang dikeluarkan kontraktor menjadi tidak signifikan dibanding revenue share mereka, akibatnya: terjadi "excessive profit" buat kontraktor, makanya dari simulasi diperoleh bahwa Gov Take akan jelek (dibanding PSC standard) pada saat harga minyak bagus.

Saya pernah mengatakan bahwa sebenarnya PSC sekarang lebih "win win", artinya pada saat kondisi harga minyak kurang bagus, kontraktor masih bisa jalan karena proyek masih ekonomis (ROR >= MARR). Hal ini karena cost recovery limit mereka hanya dibatasi FTP, sementara pada saat harga minyak tinggi, Gov Take akan lebih baik dibanding model2 alternatif tersebut. Tentu saja ROR kontraktor naik juga, tapi ya nggak berlebihan sepertt model alternatif diatas.

Kalau boleh membuat analogi kira kira begini: misalkan Anda seorang pemuda yang sudah cukup lama pacaran, belakangan ada masalah sedikit, namanya juga orang pacaran. Kemudian Anda mencoba melirik beberapa pemudi lain siapa tahu lebih OK, tapi setelah dijajaki, kok nggak lebih baik dari pacar yang sekarang. Apa perlu Anda pindah ke lain hati? Tentu analogi ini hanya untuk Anda masih bujangan lo ha ha....!!

Bagaimana Mendisain Kontrak Migas yang Menguntungkan Negara?

Diskusi dalam rangka mencari model kontrak migas baru dalam setahun belakangan ini cukup marak, baik di forum, seminar dan milis yang terkait dengan industri migas. Dalam pertemuannya dengan Presiden OPEC Chekib Khelil, Wapres JK mengatakan bahwa Pemerintah akan mengubah kontrak migas yang selama ini diterapkan, tidak akan lagi menghitung komponen biaya pemulihan atau cost recovery yang diajukan perusahaan migas. Sebaliknya, pemerintah akan membuka tender untuk biaya pemulihan tersebut.

Di mancanegara, hal semacam ini bukanlah praktek yang baru, dalam kasus penawaran blok yang menggunakan metoda competitive bidding, parameter apapun bisa saja menjadi bagian yang ditenderkan, termasuk: royalty, cost recovery limit, profit oil split, ROR, dan lain lain.

Perlu dipahami disini bahwa cost recovery limit adalah pembatasan biaya yang dapat dibebankan dalam satu periode (1 tahun), artinya, biaya yang belum bisa di recover akan dibebankan pada tahun berikutnya (carry over). Pada akhirnya nanti, semua biaya akan di recovery. Cost recovery limit sangat penting pada saat awal pengembangan lapangan migas, karena menjamin adanya profit oil yang akan dibagi antara negara dan investor.

Idealnya, suatu model kontrak migas dari awal sudah mengantisipasi perubahan parameter, seperti: cadangan yang direfleksikan oleh tingkat produksi, harga minyak dan biaya. Dengan kata lain, diharapkan model kontrak migas tersebut cukup fleksibel terhadap perubahan dari berbagai parameter tersebut selama kontrak berjalan. Perubahan parameter disini terkait dengan tingkat keuntungan. Sistem yang kaku dan tidak fleksible bisa berakibat terjadinya ketidakseimbangan proporsi pembagian keuntungan. Sekedar mengingatkan parameter yang umum digunakan untuk mengukur porsi pemerintah adalah Government Take (GT), yang didefinisikan sebagai seluruh bagian penerimaan pemerintah, baik berupa: royalti, pajak dan profit oil share dibagi dengan total profit.

Mencari model yang pas & menguntungkan?

Upaya mencari model kontrak yang pas untuk diterapkan seyogyanya terus didorong dan dikaji, namun tetap perlu diingat bahwa setiap proyek mempunyai resiko yang unik, sehingga model kontrak yang diusulkan harus mencerminkan resiko proyek. Apakah ada model kontrak yang paling baik? OPEC secara rutin melakukan workshop untuk bertukar informasi sesama negara anggota mengenai pengalaman pelaksanaan model kontrak di negara masing masing. Berdasarkan 2 workshop yang telah diadakan sebelumnya, kesepakatan yang dicapai adalah bahwa: one size fits all model does not exist!. Tidak ada model yang cocok untuk semua kondisi. Kenapa? Karena resiko yang dihadapi berbeda untuk setiap proyek di masing masing negara, bahkan dalam satu negarapun, resikonya juga bervariasi. Model kontrak yang dipilih seyogyanya mencerminkan resiko dari proyek tersebut. Sebagai ilustrasi: tentu tidak menarik bagi investor apabila ditawarkan model service contract untuk proyek yang beresiko tinggi seperti: eksplorasi migas di laut dalam.

----

Diskusi di miling list komunitas migas, blog dan lainnya (dimana para pakar senior, praktisi PSC dan birokrat terlibat dalam diskusi ini); banyak perdebatan, usulan dan kritik mengenai kemungkinan diusulkan model kontrak migas baru yang menguntungkan negara. Menurut pengamatan saya, sejauh ini terbagi menjadi dua kelompok pemikiran.

1. Kelompok yang meng-anggap lebih baik memodifikasi atau mengimprove terms & conditions dari PSC yang saat ini berlaku (modifikasi dapat berupa: cost recovery limit, sliding scale profit oil split, profitabilty based dan lain lain).

2. Kelompok yang alergi terhadap cost recovery dan mengusulkan supaya kontrak migas langsung dibagi berdasarkan Gross Revenue (lihat posting saya sebelum2 nya).

Dalam posting ini saya tidak akan membandingkan mana yang lebih baik dari keduanya, pada dasarnya pandangan pribadi saya sudah dituangkan pada banyak posting2 di blog ini sebelumnya, termasuk juga di beberapa blog diskusi PSC disini.

Berita mass media di tanah air yang menyebutkan bahwa RI akan belajar dari model negara lain seperti: Algeria dan Libya (mengacu dari pernyataan Pak Wapres JK seusai bertemu Presiden OPEC Dr. Chekib Khelil). Kita sendiri tidak tahu persis apa yang mereka bicarakan. Sekedar info, Dr. Khelil ini punya pengalaman yang panjang dalam urusan model kontrak migas. Beliau pernah menjadi salah satu VP untuk Industri & Energi di Worldbank. Salah satu papernya zaman dulu (1995) yang pernah saya baca, judulnya: “Fiscal Systems for Oil - The government “take” and competition for exploration investment”. Paper lama tersebut masih bisa di akses disini. Sudah luar kepala kalau ngomongin istilah2 cost recovery limit, government take, sliding scale, etc. Tentu tidak heran kalau beliau memberi banyak masukkan tentang kontrak migas ke Pak JK.

Belajar pengalaman negara2 lain tentu diperlukan, walaupun sebenarnya kedua negara tersebut “jam terbang” nya untuk urusan PSC relatif “junior” dibanding kita. Tetapi tidak berarti bahwa yang senior selalu lebih baik dari junior, apalagi kalau yang senior ternyata kurang improvisasi.

Kalau kita sedikit mendalami model kontrak di Algeria dan Libya, membandingkan secara langsung PSC terms & conditions-nya bisa misleading. Kenapa? Pertama, khususnya Libya, secara umum level prospectivity-nya diatas kita, jadi tentu wajar kalau Terms & Conditions nya lebih berat buat IOC (dalam bahasa yang lebih umum, Government Take nya lebih tinggi). Disini hukum pasar berlaku, “demand” untuk block di Libya tinggi. Jadi kita tidak bisa serta merta memasang level Government Take setinggi Libya, kalau “demand” kurang, ya “price” akan turun juga. Kedua, ada keterlibatan (partisipasi) dari NOC pada saat tahap pengembangan. Hal ini bisa berupa share NOC sebesar 50% untuk kasus Libya, atau 51% share dipegang oleh Sonatrach (NOC Algeria). Dengan demikian pada tahap eksplorasi IOC membiayai 100% biaya eksplorasi, pada saat tahap development, NOC turut membiayai sesuai share-nya.

Seorang teman milis kemudian terkagum dengan PSC Algeria yang membatasi cost <= 49% total production. Tentu kita tidak bisa nyontek gitu aja, mereka membatasi recovery biaya sebesar itu, karena Sonatrach ikut membiayai yang 51%, masuk akal kalau limitnya kemudian sebesar 49%.

Sebenarnya disinilah kuncinya, selama ini pikiran kita terlalu terkotak kepada bagaimana menaikkan bagian pemerintah dengan mengutak ngatik formulanya. Pengalaman saya membuktikan hal ini bukan pekerjaan mudah, karena pada saat yang sama kita harus berpikir dalam dua perspektif, negara dan kontraktor (IOC). Secara serampangan membuat formula yang menguntungkan negara, bisa jadi tidak ada manfaatnya ketika formula tersebut membuat proyek menjadi tidak ekonomis dalam perspektif kontraktor. Sebaliknya terlalu royal juga, akan merugikan negara. Tentu pada akhirnya akan terjadi kompromi dari kedua pihak, makanya disebut kontrak. Kedua pihak sepakat mencapai posisi optimum dari perspektif masing masing.

Menurut saya, cara yang lebih elegan untuk menaikkan bagian pemerintah itu adalah dengan ikut berpartisipasi (seperti kasus partisipasi NOC Libya dan Algeria, kalaupun ada yang mau dicontek dari negara2 ini, inilah satu2nya menurut saya yang layak dicontek. Kalau formulasi PSC nya malah terlalu kompleks, kurang bermanfaat untuk dicontek). Ini cara gampang menaikkan “Government Take”, sengaja saya kasih tanda kutip disini, karena tambahan “Take” ini diperoleh dari NOC Take. Logikanya seperti ini; kalau Anda mau dapat lebih banyak bagian profit, ya Anda ikut investasi dong (dalam hal ini, ikut membiayai pengembangan lapangannya). Sekali lagi ini cara elegan untuk dapat bagian “kue” lebih banyak. Lihat ilustrasi berikut:

Ikut partisipasi otomatis akan meningkatkan “total” government take, pada gambar tersebut gov take termasuk “kue” yang menjadi bagian NOC. Untuk penyederhanaan dalam ilustrasi ini dianggap NOC bayar pajak dengan rate yang sama dengan IOC. Partisipasi 50% misalnya bisa saja pada prakteknya di bagi antara NOC dan Perusahaan lokal (Pemda). Mis: 40% NOC, 10% Pemda. Konsekuensinya NOC dan Pemda akan ikut menyetor pembiayaan untuk pengembangan dan pengeluaran operasional (opex) sesuai share mereka.

Keuntungan lain: NOC (walaupun bukan sebagai operator), bisa ikut terlibat langsung pada proyek tersebut, mestinya disini isu cost recovery bisa di minimalkan, karena semakin banyak “pengawas”. Sesama pemegang share, tentu mereka akan saling mengawasi (IOC, NOC, Local Company). Di beberapa negara produsen (Misal: Norway), ada aturan bahwa IOC tidak boleh punya 100% interest dari suatu block, minimal mereka harus menggandeng 2 – 3 patner. Tujuannya adalah supaya sesama patner punya interest dan saling mengawasi, hal ini minimal bisa mengurangi beban pemerintah. (Nanti ada yang protes, bisa saja sesama mereka kolusi Mas, he eh.. di dunia ini anything is possible, tapi kita lihat hal positifnya saja dulu, jangan curiga terus he he.)

Hal lain yang juga perlu dicatat bahwa cara ini lebih elegan, bisa saja Pemerintah menggunakan cara lain, menaikkan langsung profit oil split after tax menjadi 90% : 10% (dari 85% ; 15%). Semua biaya tetap dibebankan ke investor atau IOC. Hasilnya Gov Take akan naik sekitar 90%, tapi cara ini kurang elegan karena kontraktor tentu berhitung juga (IRR nya akan drop signifikan). Seperti saya bahas sebelumnya, “hukum pasar” akan berlaku lagi. Untuk memperoleh “total” Gov Take yang sama (90%), dapat dilakukan melalui partisipasi sekitar 30%. Teorinya, IRR kontraktor akan sedikit turun (tergantung bagaimana mekanisme pengembalian biaya eksplorasi, namun tidak separah melalui mekanisme menaikkan profit split diatas).

Kontrak Blok Cepu termasuk yang mengikuti cara ini (bisa jadi karena pada saat itu sudah menjadi isu nasional, sehingga mau tidak mau IOC nya entah terpaksa atau rela beneran melakukan joint development dengan NOC). Kontrak Blok Cepu, terdiri dari ExxonMobil (45%), Pertamina (45%) dan Pemda (10%). Secara “Gov Take” tentu jauh lebih baik dibanding dengan ExxonMobil yang pegang 100%?.

Nah, dari pada pening mikiran formula yang pas yang belum ketemu juga, bagaimana kalau nyonteknya di partisipasi NOC ini, bagaimana kalau disetiap perpanjangan kontrak ikut pola ini? Ada yang bilang, “darimana duitnya?”, saya pernah ketemu dengan kolega yang kerja di investment banking, dia kerjaannya cari proyek pengembangan lapangan migas di mancanegara yang perlu pembiayaan (hanya untuk tahap development, kalau eksplorasi ogah dia). Mestinya nggak perlu pusing mikirin dari mana duitnya, yang penting mikirin bagaimana niatnya he he..!

Judul posting ini mungkin lebih cocok diubah dari Bagaimana Mendisain Kontrak Migas yang Mengutungkan Negara? Menjadi Bagaimana Meningkatkan Bagian Negara dengan Cara yang Elegan?