Petrominer (Oct 2009)

There is a "technical mistake", uncomplete figure, you can see the correct one in the previous posting, here.
I write this blog to share, discuss, learn, teach anybody who may have similar interest in petroleum policy, petroleum economics, fiscal system, contracts, etc.

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