Monday, September 22, 2008

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....!!

9 comments:

Anonymous said...

Mas Ben,

Analogi di akhir posting, jangan jangan pengalaman pribadi.. he he!.

Mira

Indra said...

Mas Ben,

Mas Ben,

Saya baca di bukunya Daniel Johnston, katanya tahun 1971 dan 1978 Peru pernah menggunakan model kontrak yang tidak menggunakan cost recovery. Demikian juga Trinidad di tahun 1975 untuk kontraknya dengan Exxon. Mungkin Indonesia sekarang ingin meniru mereka saking pusingnya dengan masalah cost recovery yang sering diobok2 oleh DPR?

Benny Lubiantara said...

Mas Indra,

Kalau mau niru seperti itu, ya namanya langkah mundur. Model kontrak karya kita zaman baheula dulu, juga spt itu.

Kalau bapak & ibu di DPR sudah mulai memahami mekanisme cost recovery dengan lebih baik. Saya kira model spt Peru dan Trinidad bukan pilihan yang tepat.

Anonymous said...

Ijinkan saya untuk ikutan kasih komentar, meskipun topik ini sudah lama dibahas. Berdasarkan pengamatan dan observasi praktek bisnis "generally accepted principle", Cost Recovery scheme semestinya hanya layak sampai generasi pertama PSC saja. PSC generation perpanjangan kontrak, selayaknya persentase Cost Recovery dibatasi (misalkan) hanya sebesar 25% saja dari total revenue, dengan pertimbangan bahwa Kontraktor hanya menjalankan Production Maintenance saja dari ladang yang sudah full cost recovered. Setiap investasi baru yg berkenaan dengan ladang produksi yg sudah fully cost recovered, maka diterapkan prinsip " matching cost against revenue" alias Kontraktor menanggung capital expenditures sendiri tanpa harus klaim Cost Recovery. Krn Cost recovery berdasarkan PSC adalah suatu bentuk insentif berupa "non-tax deductable income" untuk Kontraktor. Dengan demikian, Kontraktor harus menerapkan prinsip cost efficient & effective (yg selama ini selalu diabaikan) dengan cermat krn mereka yg harus merogoh dan menanggung biaya sendiri. Cost recovery generasi pertama layaknya hanya pantas dan wajar diberlakukan terhadap new blocks saja !!! Merunut sejarah PSC dgn Cost Recovery Scheme adalha krn Republik ini pada awalnya tidak punya modal keuangan dan keahlian. Dengan PSC, diharapkan investor LN tertarik dan datang untuk mengeksplorasi dan mengeksploitasi MIGAS disini. Sewajarnyalah kalo PSC generasi berikutnya harus dipertimbangkan dengan bijak berdasarkan asas kepatutan berbisnis (generally accepted principles). ARIANTO JOSOWIDAGDO

Anonymous said...

PSC standar memang lebih menarik bagi kontraktor, daripada gross PSC. Karena gross PSC menutup rapat2 kemungkinan "bisnis cost recovery" dari para kontraktor migas itu...

Benny Lubiantara said...

Bagi kontraktor, bagus tidaknya PSC standar (85:15)versus gross PSC, tergantung berapa split yang akan ditawarkan oleh gross PSC. Kalau bagus (misal 30:70); tentu kontraktor akan jauh lebih suka gross PSC, dan nggak pusing ngurusin persetujuan pengeluaran cost ke gov.

Anonymous said...

Faktanya, split gross PSC "diturunkan" dari PSC standar.. split bisa negosiasi, tetapi terbatas. Itu pun pemerintah mau menambah split utk kontraktor pd daerah2 yg memiliki resiko relatif tinggi. Faktanya lagi, sejak Pemerintah menawarkan opsi antara gross PSC dan PSC standar, yg saya tahu, mereka cenderung memilih PSC standar.

Benny Lubiantara said...

Masalahnya, pada saat "menurunkan" split untuk gross PSC dari PSC standard (untuk daerah tertentu,spt: frontier area, eastern area, deepwater, etc, otomatis digunakan split sesuai resiko proyek tsb, bukan yang PSC std 85:15), diperlukan asumsi "persentasi cost thd gross". Pemilihan asumsi, bukan hal yang mudah. Kalau asumsi cost-nya besar, maka gross split PSC buat kontraktor hasilnya akan besar, begitu pula sebaliknya.

Secara teori memang bisa digunakan asumsi average dari historical cost (dari data BPMIGAS), katakanlah nanti dapat split x : y, problem mungkin timbul karena, split spt ini mungkin belum begitu menarik bagi kontraktor, karena tidak mencerminkan karakter proyek migas, dimana capex investment yang sangat besar diawal.

Gross PSC, mungkin cocok untuk proyek field development, pekerjaan jasa teknik, production enhancement, etc. Kalau yang full cycle, hampir sulit menemukan singlet split yang win-win bagi kedua pihak. Kalaupun mau digunakan, harus pakai multiple split untuk menjamin alokasi rent yang fair khususnya bagi negara.

Kalau dari segi kemudahan, saya kira buat kontraktor akan lebih nyaman menggunakan gross PSC, mereka nggak pusing berlama2 rapat urusan proyek cost dengan BMIGAS. begitu pula pemerintah, nggak pusing ngurusin cost recovery. Tetapi karena kesulitan di penentuan spit, yang nantinya akan cenderung win-lose, akhirnya memang pilihan PSC (apakah yang standard atau yang tidak standard), cederung lebih aman, alias win win..

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.