Bolivia - Asal Muasal Angka 82%

Ketika Evo Morales melakukan gebrakan “nasionalisasi”, banyak media massa baik asing maupun lokal menyoroti gebrakan ini, yang menarik adalah munculnya angka 82%, namun tidak dijelaskan secara rinci dari mana asal usul angka tersebut. Sehingga wajar kalau kemudian banyak yang membandingkan angka 82% dari total pendapatan untuk Bolivia ini dengan term dan kondisi PSC di tanah air.

 

Bolivia, melalui UU migas mereka yang baru (UU hidrokarbon, 2005), menetapkan bahwa royalti naik menjadi 18% dan Direct Tax on Hydrocarbon (DTH) sebesar 32%, dengan demikian totalnya menjadi 50% dari value of production hydrocarbon. Untuk lapangan yang besar, ditambah partisipasi pemerintah sebesar 32% sehingga total menjadi 82%. Dari sinilah angka tersebut diperoleh.

Membandingkan dengan kondisi PSC Indonesia, yang pembagiannya 85% : 15%, tentu tidak “apple to apple”. 85% PSC RI adalah Government Take (persentasi dari profit setelah pembayaran pajak). Karena 85% tersebut adalah dari keuntungan bersih, apabila dihitung dari pendapatan total (gross revenue), tentu persentasinya tidak sebesar itu, masih jauh dibawah Bolivia yang sebesar 82%.

Pembagian model Bolivia ini memang luar biasa tingginya buat negara. Pertanyaannya: kenapa perusahaan minyak disana terpaksa setuju juga dengan terms yang “luar biasa” tinggi ini?, jawabnya sederhana: karena mereka sudah tahu persis struktur biayanya, sehingga mereka hanya mengeluarkan untuk biaya produksi saja, tidak perlu melakukan investasi kapital lagi. Misalkan biaya produksi sebesar 10% dari pendapatan total, maka perusahaan masih memperoleh keuntungan sebesar 8.32%*) dari pendapatan total. Kalau mereka tahu biaya produksi lebih besar dari 18% pendapatan kotor, tanpa diusirpun, perusahaan minyak akan kabur sendiri, tidak mau mereka kerja bakti.

Perlu dipahami disini, model 82% ala Morales ini berlaku untuk lapangan besar yang sedang berproduksi, dengan demikian tidak ada sama sekali resiko eksplorasi, apabila Morales menawarkan konsep ini utuk blok baru yang belum pernah di eksplorasi, tentu tidak akan ada satupun investor yang berminat. Mana ada investor nekat, melakukan pemboran eksplorasi yang belum ketahuan hasilnya, kalaupun nanti kelak ditemukan cadangan komersial, akses ke pendapatan total dibatasi hanya maksimum 18% termasuk biaya. Investor akan berpikir ulang, kapan biaya investasi meraka akan kembali.

Sementara model PSC RI dengan pembagian 8%:15% itu untuk aktivitas yang “full cycle”, mulai dari eksplorasi sampai produksi, kalau membandingkan model full-cycle ini dengan negara lain, menurut saya, bagian pemerintah dari keuntungan setelah pajak tersebut sudah cukup fair. Untuk kondisi tertentu, pembagian “split” - nya turun menjadi (80:20, 75:25, 70:30, etc) tergantung lokasi dan resikonya. Sebenarnya apa yang terjadi di Bolivia dan beberapa negara Amerika Latin lainnya tidak terlepas dari adanya kontrak yang tidak berimbang (unfair contract) yang dibuat pada masa lalu.

---

*)Ilustrasi: maksimum bagian perusahaan adalah 18%, dikurangi 10% biaya (dari total biaya tersebut diasumsikan ada kontribusi pemeritah sebesar 32%, sebagai akibat partisipasi pemerintah sebesar 32%).

Venezuela - Migrasi Kontrak

Penulis pertama kali mendengar mengenai perkembangan kontrak migas di Venezuela ketika menghadiri Seminar Energi di St. Catherine College, Oxford, UK, September 2006. Seminar tersebut berlangsung intensif selama 2 minggu dengan undangan yang terbatas. Kebetulan salah satu sesi diisi oleh Dr. Juan Carlos Boue, staff ahli Menteri Venezuela, dia menggantikan pakar yang telah lama malang melintang di industri miigas, yang juga tangan kanan menteri perminyakan Venezuela, Dr. Bernard Mommer yang berhalangan hadir. Judul presentasinyanya "the role of private investment in Venezuela's upstream oil". Dr. Boue ini relatif masih muda, warga negara Meksiko, lulusan oxford. Presentasinya bagus, runtun, dia memulai dengan sejarah industri hulu di Venezuela, mulai masuknya kontraktor asing dalam bentuk service contract dan assosiasi sekitar tahun 1990.

Inti yang mau disampaikan dari presentasi ini adalah bahwa telah terjadi interpretasi yang kreatif oleh perusahaan minyak nasional mereka (PDVSA) yang telah menguntungkan PDVSA dan kontraktornya (perusahaan minyak asing) sehingga negara dirugikan. Bagaimana royalti dan pajak yang mestinya dibayar sekian persen menurut undang undang, di-interpretasikan lain, sehingga royalti dan pajak yang harus dibayar oleh kontraktor jauh lebih rendah. Setelah era Chavez, kondisi ini diperbaiki, kongkalikong di internal PDVSA dibongkar, tetapi saat itu PDVSA sudah terlanjur kuat, malah sempat mencoba melakukan kudeta dan pemogokan kerja sebanyak dua kali (Desember 2002 dan Januari 2003). Sulit membayangkan bagaimana perusahaan saking kuatnya berani melakukan pemogokan dalam upaya penggulingan presiden. Kudeta PDVSA yang gagal ini berakibat 40% dari pekerja PDVSA keluar, sebagian besar dari mereka adalah eksekutif dan pekerja di level yang cukup tinggi.

Diceritakan bahwa salah satu interpretasi “kreatif” ini adalah pembayaran pajak, tingkat pajak pada era dimana semua kebijakan ditangan PDVSA (1976-1998) diturunkan dari 67.7% (1967) menjadi 34% (1993), tingkat pajak 34% ini sebenarnya berlaku juga untuk industri non migas. Perusahaan minyak asing karena merasa hanya sebagai “kontraktor” PDVSA seolah olah menganggap bahwa mereka bukanlah perusahaan minyak sehingga berhak untuk membayar pajak yang lebih rendah (34%). Seorang pejabat Venezuela dalam satu Workshop sempat berkomentar mengenai hal ini: “Bagaimana mungkin pajak untuk suatu perusahaan minyak, disamakan dengan tingkat pajak untuk perusahaan roti?”

Setelah 1999, kebijakan kembali ketangan Pemerintah dibawah koordinasi “Ministry of the People’s Power for Energy and Petroleum, yang disana disebut “MENPET”. Di era MENPET, kebijkan industri hulu migas dikembalikan ke jalur yang semestinya, royalti dan pajak dibayar sesuai undang undang, disamping itu kontraktor harus ikut program migrasi, bentuknya perusahaan harus berubah menjadi "mix enterprises", kontraktor tentu banyak banyak yang memprotes keputusan ini. Namun demikian, sebagian besar menerima proses migrasi tersebut, kecuali dua perusahaan: ConocoPhillips dan ExxonMobil, yang membawa masalah ini ke ranah hukum dengan mengajukan arbitrase, ConocoPhillips belakangan cukup melunak dalam rangka negosiasi mencari penyelesaian, namun tidak demikian dengan ExxonMobil yang tetap memilih jalur arbitrase, dalam istilah Dr. Momer, ExxonMobil lebih memilih “Legal war” terhadap pemerintah Venezuela.

UU migas yang terbaru di Venezeula adalah UU hidrokarbon tahun 2002. Inti daripada UU ini adalah bahwa semua kegiatan eksplorasi, eksploitasi, pengumpulan (gathering), transportasi dan tangki penimbun (storage) hanya boleh dilakukan oleh perusahaan negara atau dalam bentuk “mixed company” dimana partisipasi negara harus lebih besar dari 50%. Disamping itu perusahaan dikenakan pajak pendapatan sebesar 50% (sebelumnya hanya 34%).

 

Untuk model asosiasi yang saat ini sedang berjalan, dikeluarkan aturan khusus (Migration Law/2005) mengenai kewajban untuk melakukan migrasi kontrak, semua kontrak harus berubah menjadi perusahaan baru dalam bentuk “mixed company” dimana PDVSA disyaratkan mempunyai share minimum sebesar 60%. Minimum share atau partisipasi negara ini lebih besar dari UU 2002 yang mensyaratkan 50% untuk semua kegiatan. Di dalam Migration law secara spesifik disebut angka minimum 60% untuk proyek proyek yang diwajiban melakukan migrasi.

Apakah gebrakan “nasionalisasi” di Venezuela memberi indikasi bahwa mereka anti perusahaan asing?. Menarik apa yang dikatakan salah seorang pejabat migas mereka; bahwa pada dasarnya kami tidak anti perusahaan atau kontraktor asing, “we are welcome to the foreign companies to invest, but not at any price!" bahwa investor juga harus menghormati kedaulatan terhadap cadangan minyak mereka.

Norwegia – Sistem fiskal migas yang sederhana

Norwegia termasuk negara produsen besar diluar negara negara OPEC. Sebagaimana negara industri yang juga produsen minyak (misal: UK, Kanada, Amerika), Norwegia hanya mengenal model konsesi. Dari awal, untuk memperoleh porsi pemerintah dari industri migas, Norwegia memang hanya menggunakan sistem perpajakan mereka yang secara administrasi sudah canggih, penggunaan PSC dianggap tidak diperlukan.

Walaupun menggunakan konsesi dan bagian pemerintah hanya diperoleh dari pajak (tidak ada signature bonus, sementara royalti tidak dikenakan lagi dan berakhir sejak tahun 2005 ), namun besarnya bagian pemerintah atau Government Take termasuk tinggi. Pajak pendapatan sebesar 28%, ditambah pajak lain, yaitu: pajak perminyakan spesial (Special Petroleum Tax) sebesar 50% dari laba bersih. Dengan demikian marginal tax rate= 78%. Di tingkat mancanegara, Government take sebesar ini termasuk kategori tinggi, apalagi apabila dibandingkan dengan blok atau lapangan migas di negara lain yang menggunakan model konsesi.

Bagi investor, walaupun government take cukup tinggi, namun sistem konsesi Norwegia ini dianggap “neutral” karena elemen bagian pemerintah diperoleh dari pajak. Tidak seperti royalti yang dikenakan terhadap pendapatan kotor (gross revenue), pajak dikenakan terhadap keuntungan bersih (net income) , sistem seperti ini dikenal dengan "back-end loaded", yang cenderung lebih disukai investor.

Timbul pertanyaan, mengapa sistem fiskal yang begitu sederhana dapat berjalan dengan baik?. Farouk Al-Kasim, mantan penasehat menteri industri dan mantan direktur di direktorat perminyakan, Norwegia dalam bukunya menyebutkan bahwa kesederhanaan kerangka fiskal untuk industri migas di Norwegia ini dapat berjalan dengan baik, tidak terlepas dari kenyataan bahwa sistem tata kelola negara (good governance) yang sudah maju. Farouk menambahkan, tiga faktor yang juga mendukung adalah tradisi lama disana, seperti: keterbukaan (openness), integritas dan transparansi.

Referensi:

1. Svalheim, Stig, Petroleum Fiscal System, PPM Workshop, 2005

2. Al-Kasim, Farouk, Managing Petroleum Resources – The Norwegian Model in a Broad Perspective, Oxford Institute for Energy Studies, 2006

Deepwater Brazil - dari Konsesi ke PSC?

Suksesnya penemuan cadangan minyak yang termasuk ukuran raksasa di lapangan Tupi, sekitar 250 km lepas pantai Rio de Janeiro pada tahun 2007, memulai era baru migas di Brazil. Setelah penemuan lapangan Tupi, beberapa lapangan di Subsalt basin tersebut juga ditemukan, seperti: lapangan Lara, Jupiter, Carioca, Bem-Te-Vi dan Guara. Petrobras memperkirakan produksi dari Subsalt basin akan mencapai 1.3 juta barel per hari pada tahun 2017 dan 1.8 juta barel per hari pada tahun 2020. Namun demikian, pengembangan lapangan lapangan ini diperkirakan tidaklah mudah, disamping lokasinya di laut dalam (kedalaman > 2,000 meter), permasalahan bawah permukaan/ reservoir juga merupakan tantangan tersendiri.

Gambar 1. Lokasi Subsalt basin, Brazil

Suksesnya temuan cadangan raksasa di Subsalt basin ini, membawa angin baru bagi kebijakan tender untuk blok baru di wilayah tersebut. Desember 2007, pemerintah membatalkan rencana lelang 41 blok, 2 minggu sebelum acara lelang dimulai. Keputusan ini cukup mengejutkan perusahaan migas (IOC).

Alasan utama pembatalan itu adalah bahwa pemerintah akan membuat peraturan baru dalam rangka menjamin agar negara memperoleh bagian yang lebih proporsional. Sub-salt basin dapat diibaratkan “big fish”; karena banyak ditemukan ikan besar, maka berbondonglah orang orang ingin memancing disana. Perdebatan kemudian terjadi mengenai model kontrak migas yang bagaimana yang dapat memberikan keuntungan maksimal bagi negara dalam konteks blok migas di Sub-salt basin ini?

Terkait pengaturan kerjama dengan investor dalam rangka aktivitas eksplorasi dan eksploitasi di Brazil, UU Perminyakan (Petroleum Law) tahun 1997, hanya menyebut model konsesi (royalty/tax). UU tersebut sama sekali tidak menyebut kemungkinan penggunaan model lain selain kosensi. Makanya model PSC belum pernah ada disana.

Maka mulailah pihak berwenang di Brazil sibuk memeriksa model kontrak yang dipakai negara lain. Perdebatan mengenai dua pilihan: tetap model konsesi dengan modifikasi atau pindah ke model PSC, juga ramai di kalangan akademisi. Tentu ada yang pro dan kontra, yang tetap menginginkan model konsesi mempunyai argumen bahwa model in telah terbukti berjalan baik selama puluhan tahun, apabila pemerintah merasa perlu memperoleh porsi yang lebih besar, hal itu dapat dilakukan dengan melakukan sedikit modifikasi tanpa harus pindah ke sistem PSC. Sementara pendukung model PSC, beranggapan bahwa model konsesi hanya cocok untuk yang mempunyai resiko geologi besar, sementara sub-salt basin, karena sudah banyak temuan (discovery), resiko relatif mengecil. Disamping itu walaupun kedua model dapat memberikan bagian share yang sama besar buat pemerintah, namun pengaturan pembagiannya akan lebih mudah dengan model kerangka PSC, karena ada elemen “profit oil share”.

Bulan Juli 2009, pihak berwenang mengumumkan bahwa pemerintah akan pindah ke model PSC dengan membentuk perusahaan nasional baru yang secara khusus dibentuk pengembangan subsalt basin. Walaupun tidak dijelaskan alasan diperlukan pembentukan perusahaan nasional yang baru ini, namun ini diperkirakan karena status Petrobras. Walaupun dikenal sebagai perusahaan nasional, Petrobras bukanlah 100% sahamnya milik negara. Porsi pemeritah hanya 31.1% dari modal (capital stock), sisanya dimiliki oleh swasta. Pembentukan perusahaan baru yang 100% milik negara mungkin dimaksudkan untuk memaksimalkan tota bagian pemerintah dari kegiatan hulu di subsalt basin ini.

Kelihatannya apa yang terjadi di Brazil, bertolak belakang dengan situasi di tanah air. Pertama eksplorasi migas di Brazil sukses, namun situasi sebaliknya terjadi di tanah air. Kedua, Brazil mempertimbangkan PSC, sementara di tanah air, pemerintah sibuk mencari model lain yang bukan PSC karena alasan cost recovery. Penulis berpendapat, langkah Brazil ini benar, karena tahap pertama mereka adalah bagaimana mengundang investor untuk eksplorasi migas dengan term dan kondisi yang menarik. Setelah “ikan besar” berhasil ditemukan, otomatis posisi tawar menawar pemerintah meningkat, mau menawarkan model kontrak jenis apapun, investor cenderung akan ikut saja.

Sebaliknya ditanah air, kita terlalu sibuk mencari model yang menguntungkan negara, sementara pada saat yang sama kinerja eksplorasi tidaklah menggembirakan. Akhirnya yang terjadi adalah: boro-boro ketemu "ikan besar”, ikan teri pun belum kelihatan. Pada saat yang sama, model kontrak baru yang digadang gadang lebih simpel dan menguntungkan negara tersebut, hanyalah sebatas wacana alias hanya ada di awang awang.

Referensi:

1. De Oliveira, The Overhaul of the Brazilian Oil and Gas Regime: Does the Adoption of a Production Sharing Agreement Bring Any Advantage Over the Current Modern Concession System, OGEL, Vol 8, Issue 4, November 2010

2. Cunha, A,L, The Tupi Discovery and Possible Impacts on the Brazilian Legal Framework, OGEL, Vol. 6 – issue 3, November 2008

3. Randy Wood, Tupi: Just the Start of Brazil’s Sub-salt Story, 13 Februari 2008, http://www.energytribune.com/articles.cfm/791/Tupi-Just-the-Start-of-Brazils-Sub-salt-Story

4. Petrobras Website