Wednesday, August 20, 2008

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?

8 comments:

eriadrian.blogspot.com said...

Komentar boleh ya oom,

Kesimpulan yang menarik pas diakhir section, yang menyebutkan adanya investment bankers yang bisa dijadikan alternatif untuk pendanaan.

Saya jadi ingat beberapa bulan yang lalu, mencoba melakukan penawaran 1 field yg sudah pernah berproduksi, tetapi ditinggalkan oleh operator besar karena alasan economic scale. Di sini saya coba menyampaikan bahwa resiko penemuan minyak tidak ada lagi, hanya resiko sisa kandungan.

Kesulitan yang timbul adalah, perbankan / investment bank mau menanamkan dana nya kalau proyek tsb sudah memiliki cashflow. Jadi untuk investasi awal (reaktifasi lapangan) dan biaya operasi di tahun-tahun awal, tetap mengandalkan dengkul sendiri. Tentunya si dengkul ini bisa juga dicariin bohirnya.

Mungkin kalau yg presentasi mewakili "negara" lebih di dengar oleh investment bank.

Tetap suatu opsi yang menarik.

Skrg siapa yang paling 'eligible' yg bisa dijadikan perwakilan NOC (Pertamina, BPMIGAS, PEMDA?)

B.A.D. said...

Memang umumnya permodalan lebih mudah kalau bloknya sudah (atau masih) berproduksi. Tingkat resiko explorasi tentunya terlalu besar untuk dipertaruhkan, mungkin salah satu industri dengan resiko tertinggi ya memang di oil & gas pada tahapan eksplorasi.
Namun demikian, kebanyakan participating interest itu membolehkan pihak lain untuk menanggung terlebih dahulu biaya eksplorasi (carry) dan pihak NOC atau Pemda boleh meng-exercise participating rightnya pada tahapan kemudian (development, production operation) tentunya dengan juga ikut melunasi bagiannya dari cumulative past costs yg sudah dikeluarkan. participating right ini tentunya juga bisa tidak diexercise oleh NOC atau pemda kalau dinilai tidak menguntungkan, tidak menemukan cadangan, atau economicsnya tidak memadai. Jadi pada dasarnya participating right di dalam PSC dibuat sedemikian rupa sehingga "pasti untung" dan "tidak mungkin rugi" untuk pihak NOC atau Pemda, dimana resiko eksplorasi tetap ditanggung penuh oleh pihak investor asing.

Anonymous said...

Mas Benny,
saya dari tetangga sebelah, Norway. mau minta ijin ngopy paste tulisan Mas Benny yg ttg DMO dan PSC ya..Oya, bagaimana dengan kontrak migas di Norway mas? apa mas Benny bisa bantu uraikan? Saya sudah cari2 tapi kurang memuaskan hasilnya..(Eko)

Benny Lubiantara said...

Mas Eko,

Ini yang dulu sempat ke Vienna dulu bukan (wawancara OMV)? kok nggak mampir?

Copy-paste, monggo aja mas, tentang norway, nanti saya bahas, atau kalau mau cepat, saya bisa kirim model disana.

roeddy said...

I agree with pak Beny writing, also i guess to be optimal goverment should participate, not like quote unquote given participation. like in first indonesia deep water project where ptmn had 10 pct (lotre????) pasif participation. the best was actively doing or pursuing the least expensive and fit to purpose.

other factor with our system was the personel, we do not had an open book policy like any other advance country, where the income and spending of every body in public domain, so if i had a spending for 100 milion every month while my income only 10 million, its automatically flagged and the guy from pajak and polisi will knock my door ask explanation or i am ready to go to jail. this thing must be established,

other related to mickey mouse of the ruling people or policy maker, the psc building other company to cheat the system i thing the buzz word was "supply chain management whatever" to me its outlaw but look nobody care. the goverment promoted psc to spent money incountry in order to heat the economy, to open a new job well not gona happen psc spent country money in spore, ulsan,houston,calif

regards
roeddy

Hadi Meidiyan said...

Salam,

Saya juga heran, kenapa perbankan ini ko "pelit". Udah gitu Tingkat Bunga Kredit-nya (bank nasional) juga ga kompetitif.

Satu lagi yang paling FATAL: Kenapa perbankan ikut-ikutan urusan operasional, kenapa ga cuma lihat jaminan atau Kesehatan keuangan perusahaan-nya aja, Ga usah per-project...? Kacau.

Apa NOC dan NSOC Indonesia kondisi kesehatan keuangan (asset-nya) dalam membayar kewajibannya: Jelek..??

Hanya Allah SWT yang Tahu. Soalnya semua masalah Indonesia itu seperti mencari ketek ular aja..!! ahahay...!!

regards
hadi

Hendra Johanes Tahulending said...

Selamat siang Pak Benny. Pak, apakah Bapak punya soft file buku karangan Paul D Newendorp yang tentang "Decision Tree Analysis" dan "Decision Analysis For Petroleum Exploration"?saya butuh untuk komprehensif saya. Terima kasih. (hendra.tahulending@gmail.com).

PT Dwipa Citraperkasa said...

“A leader in well testing and early production facilities for the oil & gas industry”

As a group company with world-class capabilities in well testing and fluid, our top priority is to offer the best service for business-based energy and resources in Indonesia. Dwipa Group was established as a company providing Non Destructive Testing for the oil and gas industry. We believe that through commitment, determination and passion for growth, opportunities are endless.