PSC Gas?

Dari Mas Ayat: mas gimana klo topik bulan ini tentang gas bumi?? apa saja perbedaan PSC oil dengan PSC gas?? bagainama penghitungan PSC gas (apa saja ketentuannya, dll)??

--------

PSC gas sama oil nggak banyak bedanya: paling dari nature business-nya yang agak laen, untuk mengembangkan gas, tentu harus punya market dulu (bisa dalam bentuk Head of Agreement – HOA atau Gas Sales Agreement - GSA). Dari agreement tersebut kita tahu formula harga gas dan berikut volumenya, selanjutnya dari informasi ini kita baru bisa masuk ke perhitungan project economics (tentu setelah dapet info biaya biaya dari temen temen subsurface dan surface facilities).

Bagaimana metoda gas delivery? tergantung cadangan gas-nya (gede atau kecil) dan market-nya (jauh atau deket), mana yang lebih ekonomis: langsung alirkan lewat pipa (pipeline) atau dicairkan dulu (dalam bentuk LNG) kemudian dikirim lewat LNG carrier. Untuk pemilihan LNG atau pipeline, banyak paper yang memberikan rule of thumb, berupa plot (volume vs distance), mana yang lebih ekonomis.. rule of thumb ini tentu untuk general case saja.

Ini tentu teori gampangnya, kenyataannya tidak sesederhana rule of thumb itu, apalagi bila menyangkut cadangan atau volume yang gede dan distance rada "tanggung" (jauh banget enggak, dibilang deket udah jauh.. walah apaan nih?? he he..). Jangan heran nanti kalau Anda ketemu studi dari 2 konsultan dengan hasil yang bertolak belakang, yang satu bilang: LNG lebih ekonomis, studi dari konsultan lain bilang pake pipa lebih ekonomis... bingung khan?? maklumlah ini menyangkut duit gede soale.. jadi banyak pihak yang punya kepentingan... termasuk suppliers dan segala macem!

Gas biasanya ada kondensat, ini tentu tergantung petroleum properties dan kondisi formasi lapangan masing masing, dari sini bisa diperkirakan berapa volume kondensat. Hitungan keekonomian, tergantung kontraknya, umumnya 70:30 untuk gas, sementara liquid (kondensat) ikut aturan pembagian oil (85:15).

Cadangan? Ini penting, nggak boleh jor joran, biasanya "estimasi cadangan" lebih konservatif dibanding oil, karena ini menyangkut komitmen ke buyer, bisa bisa baru beberapa tahun udah short fall!.. Di BPMigas, (kalau nggak salah) ada aturan berapa discount faktor buat cadangannya (baik untuk pipeline maupun LNG).

Apalagi ya? sudah agak lupa euy, sudah lama nggak ngurusin rencana pengembangan lapangan (POD) he he.. Cmiiw, buat teman2 di KKS gas mohon tambahkan kalau ada yang kelewat.

Eksporter LNG Terbesar

Siapa eksporter LNG terbesar? selama beberapa tahun terakhir, hampir semua orang tahu, RI jawaranya, but it's over now.. Sekarang jawaranya sudah berubah, RI sudah di "overtake" sama Qatar. Lihat data paling anyar dibawah (Source: World Gas Intelligence, Vol. XVIII, No. 22, May 30, 2007)

Seperti diduga Jepang, mengimpor 39.4% dari total perdagangan LNG dunia, bersama Korsel total impornya mencapai 55% (lebih dari separuh dari LNG yang beredar di dunia). Tampaknya Qatar akan bertahan terus menjadi jawaranya LNG, kesuksesan ini tentu tidak terlepas dari kontribusi teman teman kita yang sekarang ikut menjadi tulang punggung industri LNG di Qatar, nggak mungkinlah Qatar ngerjain sendiri, penduduknya nggak cukup banyak.. manpower adalah problem utama mereka.

Terms Baru Bolivia?

Tag board dari Mas tanto: mohon dibantu utk bs sharing klo ada sumber info mengenai sistem kontrak migas di bolivia yg ditetapkan evo morales, trimakasih

Saya juga belum punya info detail mas modelnya kaya gimana, paling infonya dari yang di quote koran koran, dimana disebutkan dengan kontrak baru itu, semua perusahaan asing harus menyetor 82 persen dari penerimaan (bukan total laba) ke YPBF dan hanya 18 persen untuk perusahaan asing sebagai operator eksplorasi minyak.

Diskusi ini khan rame di miling list, apalagi 82% itu khan dari gross revenue, emang luar biasa sich! Bagus mana dengan 85%: 15% nya PSC kita? Saya posting sebagian komentar saya di miling list, yang terkait dengan diskusi ini:

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

Rekan milis Yth,

Izinkan saya ikut urun rembuk tentu dengan spirit yang juga ingin belajar. Memang kalau dibandingkan, “Gov.Take” RI yang 85% dengan “82% dari total value-nya” Bolivia, jelas lebih baik punya Bolivia. Kalau diasumsi cost yang dikeluarkan 10% dari total value, maka “Gov. Take” Bolivia jatuhnya 91% (82% / 100%-10%). Kalau cost nya lebih besar. Maka “Gov. Take”nya akan lebih besar lagi, kalau cost-nya =18%, Gov Take = 100% buat Bolivia, Kontraktor nggak dapet apa apa… jadi kalau cost-nya sama atau lebih dari 18%, tanpa diusir kontraktor akan pulang sendiri..!!

Pembagian model Bolivia ini memang luar biasa tingginya buat negara, sayangnya dikoran koran nggak begitu jelas, terms ini untuk proyek2 apa saja, kalau kita cari di internet lebih detail, sebenarnya terms ini khan untuk proyek yang sudah berjalan (kalau nggak salah untuk proyek gas dengan rate diatas 100 mmcf/d). Pertanyaannya: kenapa kontraktor kok (akhirnya) setuju juga dengan terms yang “luar biasa” tingginya ini?, jawabnya simpel: karena mereka udah tahu persis struktur biayanya, paling tinggal maintain biaya produksi saja, bila perlu nggak usah invest lagi, nggak usah ngebor2 lagi, bisa jadi “biaya produksi” yang dikeluarkan kontraktor sekitar 10% (atau kurang) dari total value. So ..masih dapet bagian profit sekitar 9%.

Model PSC kita yang 85:15 itu khan untuk “full cycle”, dari eksplorasi sampai produksi, kalau membandingkan model full cycle dengan negara lain, menurut saya “Gov Take” nya (85%) sudah cukup fair. Bolivia pun tidak mungkin menawarkan model mereka itu untuk block baru, dijamin nggak ada satupun investor yang tertarik!. Mana ada investor nekat, ngebor eksplorasi belum ketahuan hasilnya, kalaupun nanti dapet terus dikembangkan, akses ke revenue dibatasi cuma 18%!. Kapan baliknya biaya biaya yang telah dikeluarkan?

Dstnya....

--------cut--------

Sebenernya apa yang terjadi di Bolivia dan Venezuela tidak terlepas dari adanya "unfair contract" pada masa lalu, makanya selalu dibilang, kalau ente mau kontrak yang langgeng dalam jangka panjang, bikinlah terms yang fair dan fleksibel.. kalau nggak, ya ditengah jalan pasti akan ribut ribut...

Memang nggak mudah sich, ilustrasinya gini: pada saat belum diketemukan apa apa, terms yang disepakati kelihatannya "cukup fair", tapi pada saat ada penemuan yang gede, mulai ada tekanan dari "shareholders" di host country yang menganggap kalau terms yang telah disepakati terlalu lunak buat Kontraktor... Begitu pula kalau lapangan udah tua, karena perlu investasi untuk meningkatkan atau mempertahankan produksi, gantian kontraktor yang merengek rengek, bilang kalau terms yang lama sudah nggak pantes lagi, minta diubah supaya lebih lunak..he he, ya begitulah broer.. lagi lagi.. that's life!

Legal Aspects & Economics Aspects

Ketika kita mempelajari model kontrak perminyakan, sebaiknya kita mendalami tidak saja aspek ekonomis namun sangat perlu juga mendalami aspek legalnya. Namanya juga kontrak, kaya kontrak rumah aja, isinya nggak cuma berapa harga kontrak tentunya, tapi juga aspek aspek hukum yang mengikat pihak yang berkontrak.

Contohnya gini: kemaren sohib saya bikin makalah di IPA, makalahnya bagus, mempertanyakan effektivitas cost recovery dalam PSC Indonesia. Teman ini mengusulkan supaya “dihapuskan saja” cost recovery ini (kita singkat CR saja). Jadi nggak perlu mekanisme cost recovery, sementara semua biaya di-capital-kan (kecuali production cost dan admin cost yang di–expense).

Tentu kita tidak heran kalau “PSC with no CR” (ini istilah yang dia gunakan) akan lebih jelek buat Kontraktor, mengingat model PSC kita sebenarnya cukup royal dalam mengkategorikan komponen biaya mana yang masuk capital dan biaya apa saja yang masuk expense. Karena lebih jelek buat Kontraktor, kemudian sohib ini menyarankan untuk memperoleh IRR dan NPV yang sama dengan model yang diusulkan, dapat dilakukan dengan mengubah profit oil split yang lebih baik buat Kontraktor.

Mudah2 an saya nggak salah tangkap, ini berdasarkan makalah yang dikirim ke saya oleh sohib yang lain, karena saya sendiri nggak denger presentasinya, jadi apa yang saya tangkap seperti itulah kira kira.

Kalau kita meninjaunya semata mata dari aspek ekonomis, syah syah aja apa yang diusulkan sohib saya ini, pada dasarnya khan cuma usulan perubahan kategori biaya biaya. Secara aspek ekonomis, valid!.

Namun istilah yang digunakan yaitu: “PSC with no cost recovery” ini yang agak membingungkan saya sebenarnya. Kenapa kok tiba tiba muncul istilah "no cost recovery",

Kembali ke jenis jenis model kontrak, kita kenal di PSC ada istilah cost recovery tapi tidak umum atau tidak dikenal di sistem konsesi (royalty tax). Ini yang saya maksudkan kita mulai masuk areanya aspek legal. Kalau metoda yang diusulkan itu untuk sistem konsesi, that’s fine. Karena dalam sistem konsesi terjadi transfer of ownership ke Kontraktor. Tapi kalau untuk PSC, ya lain, “ownership” tetap yang pegang negara. Kontraktor memperoleh “ownership” nya berupa bagian “profit oil, ftp dan cost recovery”. Karena urusan "ownership" ini, kurang pas kalau kita samakan dengan hitung hitungan “ekonomi perusahaan" secara umum. Makanya istilah cost recovery muncul di PSC dan service contract tapi tidak muncul di sistem konsesi (royalty tax). Jadi cost recovery itu punya arti legal, tidak semata mata ekonomis. Secara perlakuan akuntansi syah syah saja untuk mengusulkan perubahan kategori biaya biaya. Masalahnya kalau kita menabrak aspek legal ini, "menghilangkan mekanisme cost recovery", itu bisa menimbulkan penafsiran seolah olah model konsesi sama dengan model PSC, yang dari sisi perhitungan keekonomian proyek memang nggak ada bedanya, tapi dari aspek legal, tentu beda sekali! Menurut saya, apapun usulan perubahan pengkategorian biaya biaya, selama bentuknya masih PSC, tidak akan menghilangkan mekanisme atau istilah cost recovery itu sendiri.

Untuk itulah saya kira kita perlu mendalami aspek legal dari kontrak. Contoh lain, secara umum PSC lebih stabil dari konsesi, karena ada klausul contract stability, klausul ini menjamin bahwa terms yang disepakati dalam kontrak harus dipertahankan selama periode kontrak. Jadi ada provisi yang meminta ada keseimbangan apabila ada tindakan atau aturan yang menyebabkan berubahnya “fiscal arrangement” istilah kerennya (‘re-balancing’). Contohnya gini: seperti di PSC kita, karena dulu pemerintah mengubah pajak dari 48% ke 44%, maka untuk mempertahankan after tax profit split sebesar 85:15, maka dikontraknya kemudian diubah pula besarnya before tax profit split, ya ini, re-balancing tadi.

Kalau konsesi, secara umum tidak terikat, artinya kalau pemerintah mau naikin pajak, ya naikin aja, masalahnya khan host country dapetnya cuma dari royalty dan pajak, khan nggak dapet bagian profit oil. Ini baru masalah contract stability, belum lagi klausul klausul lain! Ya segitu dulu deh..

Pajak BBM

Saya pernah baca di koran (lupa koran apa, terbitan inggris apa amrik ya?), ketika masyarakat di negara negara maju complaint karena harga bahan bakar minyak terus naik, diakhir artikelnya, si wartawan nulis: “apa kita harus menyalahkan Opec?”.

Apa hubungan kenaikan harga minyak mentah dengan kenaikan BBM?, ya pasti ada hubungan, sekarang kita lihat dulu komponen apa saja yang membentuk harga BBM di negara maju? apa yang paling penting? Apalagi kalau bukan PAJAK.

Komponen yang membentuk harga BBM, kasarnya terdiri dari tiga komponen utama, yaitu: harga minyak mentah + margin industri + pajak. Pajak ini bervariasi, UK yang paling jor joran (lihat gambar dibawah):

Negara produsen bisa balik ngomong: “jangan complaint ke kita dong, complaint ke pemerintah Anda, dengan naiknya harga BBM karena kenaikan harga crude, pajak yang didapat negara Anda lebih gede, mau nggak negara Anda nurunin pajak, supaya Anda beli BBM nggak mahal?, makanya demo aja you punya government - minta turunin pajak!". he he...

Memang kalau dibandingin dengan energi fosil lain di negara negara OECD, minyak ini kena tax paling tinggi, diikuti oleh natural gas, herannya batubara (coal) malah dipajakin alakadarnya. Jangan heran kalau pendapatan dari oil taxes negara negara G7 (Amrik, Kanada, Jepang, Perancis, Itali, Jerman dan Inggris) lebih gede ketimbang pendapatan dari minyak mentah (crude) seluruh negara anggota OPEC. Padahal total produksi semua negara anggota OPEC mencapai 35% permintaan dunia...

Membandingkan Fiscal Terms

Ada yang tanya lewat email:”mas kalau mau bandingin fiscal terms beberapa negara, parameter apa sih yang dibandingin, karena ada yang menggunakan standard kriteria investasi, seperti: IRR, NPV, Profit to Investment, ada istilah Government & Contractor Take, ada lagi seperti yang mas benny posting, AGR dan ERR, jadi bingung, mohon pencerahan..?”.

Ini email sebenarnya udah lama, bulan lalu kali, belum sempat dibales, maklumlah kerjaan rutin ternyata lumayan menyita waktu. Pulang kantor, nyampe rumah juga udah males mikir, baru duduk depan komputer, anak gua udah mulai complaint: “papa kok maen komputer terus..!”. Weekend?, keburu banyak list yang harus dikerjain dan dikunjungin.... so, mohon maaf baru sempat respon sekarang…

Pertanyaannya bagus, kalau jawaban singkatnya, ya semua parameter tersebut penting!, kalau bisa di analisa semua, pake semua aja he he. Saya sering mikir, apakah benar investor itu menggunakan semua itu dalam proses pembuatan keputusan mereka atau jangan2 lebih banyak pake “feeling” aja?.

Kembali ke parameter diatas, kalau metoda standard kaya IRR, NPV, PI dan temen temannya, kelebihannya adalah konsisten, dalam artian jelas duit keluar masuknya kapan (timing of cashflow), jadi sahih alias dapat dipertanggung jawabkan, namun memerlukan banyak input (asumsi), production profile, cash outflow, etc. Sebagai ilustrasi gini: Kalau Anda bandingkan fiscal terms dua negara (supaya nggak rumit, anggap saja secara prospek geologi se-level-lah), yang satu: IRR country X = 21%, satunya lagi IRR country Y = 20% (biasanya NPV dan PI konsisten, sama sama lebih tinggi country X). Otomatis pilih country X?. Kalau Anda analyst atau economist, saya kira Anda akan jawab “YES”, tapi kalau Anda yang punya duit dan udah malang melintang dibisnis ini, saya nggak tahu apa langsung setuju aja. In my opinion, I don’t think so.

Ada kelemahan metoda tadi, pertama, kurang dinamis, artinya gambaran keekonomian diatas berdasarkan skenario tertentu, begitu skenario tersebut berubah (cost berubah, atau cost sama, tapi timingnya beda, oil price beda, etc), maka bisa jadi berbalik, IRR country Y bisa lebih bagus. Tapi khan bisa di simulasi dengan banyak skenario?, iya sich, tapi kalau di level decision maker gitu, biasanya mumet mereka ngeliat gambar simulasi, ujungnya, pake “feeling” lagi.he he..

Contractor dan Government Take gimana? Lebih umum dipakai dalam membandingkan fiscal terms, karena dasarnya pembagian dari persentase profit, lebih gampang diterima dan dibayangkan. Bisa juga dipakai buat “quick look” jadi nggak perlu info production profile, etc. Superior? nggak juga, karena efek “time value of money” tidak kelihatan. Khan bisa diatasi dengan “discounted take”? Iya, tapi khan jadi mirip metoda diatas, karena untuk dapet “discounted take”, harus masuk ke detail cash flow analysis juga. Tapi intinya: secara umum, GT dan CT lebih sering digunakan untuk tujuan perbandingan.

Dari brainstorming saya dengan beberapa kolega, baik di institusi pemerintah, IOC dan konsultan, sebenarnya AGR dan ERR lebih menarik di level decision maker (apa itu AGR dan ERR – lihat posting sebelumya). Philosopinya gini: sebagai investor, uang yang keluar untuk eskplorasi sudah banyak (sunk cost), pada saat dikembangkan nanti (sesuai lamanya periode kontrak, biasanya 15- 20 tahun), ada resiko macam macam: produksi nggak sebaik yang dibayangkan, resiko harga minyak anjlog, disamping juga resiko politik. Sehingga yang jadi prioritas apa? Uang gua (sebagai investor) kembali secepat mungkin. Artinya gua pinginnya akses ke gross revenue atawa AGR (karena adanya: royalty dan cost recovery limit) semaksimal mungkin. Jadi AGR yang tinggi yang jadi prioritas gua!. Ini diskusi dari sama sama kolega yang bukan investor sich. Ya, begitulah, emang nggak ada yang mudah dalam bisnis man, semua parameter tersebut hanya supporting information. Keputusan investasi dipengaruhi banyak faktor…. Good luck!

Pengaruh DMO

Domestic Market Obligation (DMO) kerap menjadi kajian diskusi untuk PSC Indonesia, DMO bukan monopoli PSC kita aja kok, di beberapa model PSC negara lain, ada juga yang pakai DMO. Untuk kasus PSC kita, besarnya DMO = 25% x contractor equity share x lifting.

DMO ini baru berlaku setelah block tersebut berproduksi selama 60 bulan, karena dihargai discount, maka kontraktor akan menerima "fee" yang besarnya sekian persen dari harga pasar, DMO fee ini secara histori besarnya berubah ubah (lihat posting sebelumnya).

Sekarang kita akan melihat seberapa signifikan pengaruh DMO ini terhadap imbal hasil (return) Kontraktor, anggap saja untuk kasus ini, besarnya DMO fee = 15% dari harga pasarnya.

Hasilnya kira kira begini:

Kalau seandainya tidak ada DMO, IRR kontraktor akan sedikit lebih besar - garis putus putus (sama untuk kasus low dan high cost). Jika DMO fee yang dipakai 25% dari harga pasar, maka kedua garis tersebut (solid sama putus2) akan semakin dekat, makin besar DMO fee makin baik buat Kontraktor tentunya. Kalau DMO fee =100% harga pasar, maka kedua garis tersebut nempel (karena DMO fee = 100% sama artinya dengan tidak ada DMO).

Jadi signifikan atau nggak pengaruhnya DMO ini? Ya relatif Boss, kalau saya mewakili pemerintah, menurut saya nggak siginifikanlah, tentu Anda di Kontraktor akan beda lagi ngeliatnya, bilangnya signifikan kali..iya apa nggak??!

Sensitivitas Kontrak

Pada saat harga minyak naik, tentunya negara produsen akan memperoleh tambahan revenue, namun demikian, tidak otomatis bahwasanya persentasinya dari keuntungan (profit) akan meningkat juga. Lihat gambar dibawah:

“Kue” pie chart diatas adalah profit, dengan kenaikan harga minyak, maka otomatis kuenya membesar. Tapi ternyata, persentase kue si host country (warna kuning) malah turun, kalau pas harga minyak rendah, si host country dapet 65% dari profit, pada saat harga minyak naik, eh.. malah turun, jadi 60%.

Sekarang coba kita test PSC Indonesia standard gimana? kira kira gini nih gambarnya, pada saat harga minyak naik, persentase kue nggak ngaruh, tetap aja 85% dari profit, mau harga minyak naik berapa juga ya segitu aja.

Lihat gambar dibawah, pengaruh harga minyak terhadap pembagian "kue".

Gambar diatas ini untuk PSC standard, anggap aja dalam kasus ini nggak ada DMO, jadi bagian "kue" (kerennya disebut: Gov. Take) anteng aja di angka keramat: 85%.

Gambar diatas adalah untuk kasus yang lebih realistis dimana seperti kita ketahui dalam PSC kita, ada DMO (Domestic Market Obligation). Adanya DMO ini membuat bagian "kue" (Gov. Take) tadi sedikit naik, tidak pas di angka keramat 85%, namun sedikit lebih besar (sekitar 87%).

Para pendukung teori progressive fiscal regimes bilang bahwa model kaya gini kurang mantab, menurut mereka sistem itu harus yang progressive, artinya makin naik profit, maka makin naik persentase profit host country, jadi sensitif terhadap keuntungan.

Tapi tentu jangan asal terima mentah2 suatu konsep!, dalam beberapa kasus oke, dalam kasus lain belum tentu oke.. makanya perlu kajian, sok silahkan mengkaji..!

Tebak2 an harga minyak..

Saya kutip dari Petroleum Intelligence Weekly (PIW), Vol. XLVI, No. 17, April 23, 2007. Ini kontes tebak tebakan harga minyak untuk tahun 2007, pesertanya para analis kondang.

Range-nya dari 42.7 - 72.1 (ini harga US Benchmark WTI), kita tunggu aja ya hasilnya, tebak2 an ini disimpan baik2. Nanti pas tutup tahun, kita plot dan bandingkan analis mana yang tebakannya paling jitu, tanyain dia pake "dukun" siapa kok bisa jitu he he. Jangan heran juga kalau semuanya nanti ternyata ngawur semua... Namanya juga usaha, kalau nggak gitu nanti mereka nggak ada kerjaan dong hik..

Bahan2 dari Internet

Berikut ini list beberapa situs yang berisi materi terkait dengan petroleum economics, oil & mineral taxation, petroleum fiscal system, project economics, etc. Bisa langsung di download, mudah mudahan sich masih bisa alias nggak ada masalah. Seandainya nggak bisa, saya sudah download, jadi gampanglah...

1. Production Sharing Agreement - an Economic Analysis, by Kirsten Bindemann, Oxford Institute for Energy Studies. Isinya membandingkan keekonomian beberapa model kontrak perminyakan.
2. Guidelines for the Evaluation of Petroleum Reserves and Resources, by SPE, lumayan tebal tapi langsung loncat aja ke: Chapter 9 - Summary Reserve Recognition Under Production-Sharing and Other Nontraditional Agreements, by Claude L. McMichael & E.D. Young. Chapter ini membahas jenis jenis kontrak dan kaitannya dengan mekanisme untuk booking reserves (reserves entitlements).
3. PPM (Petroleum & Policy Management) Workshops; Disini banyak bahan menarik mengenai fiscal regimes, project economics, etc. Tinggal pilih workshops yang mana, semua bahan presentasi dapat di download. Disarankan workshop yang di Indonesia (Bandung, Jakarta), walaupun workshop di tempat lain juga banyak berisi materi presentasi fiscal regimes yang menarik..
4. A Primer on Mineral Taxation, by Thomas Baunsgaard, mengenai perpajakan - nggak melulu untuk sektor migas, tapi lebih luas mencakup semua mineral.
5. Profit Based Production Tax for Alaska, ini laporan/proposal Dr. Pedro van Meurs sebagai konsultan yang disewa pemerintah. Disini yang penting gimana metodologi dia sampai pada rekomendasinya, penting buat yang mau atau kepingin jadi konsultan.
6. Taxation and State Participation in Nigeria’s Oil and Gas Sector, by ESMAP (Energy Sector Management Assistance Programme), ini laporan panjang 100 halaman, saya sarankan baca langsung: Annex 6, halaman 83-98, "new approach to profit sharing in developing countries".
7. Petroleum Tax Design, by Daniel Johnston, komentarnya singkat aja: Very Good

Sebenarnya banyak lagi yang bagus dan komplit, sayang nggak gratis, Seperti: OGEL (Oil, Gas Energy Law), CERA (Cambridge Energy Research Associates - punyanya si-Daniel Yergin), CGES (Centre for Global Energy Studies), SPE paper online (kalau SPE paper, kebetulan sebelumnya saya sudah mengumpulkan 400-an e-paper SPE yang berhubungan dengan petroleum economics, mulai edisi tahun 1975 sampai awal 2005, semuanya dalam bentuk e-papers). Saya bersyukur karena disini kita dapat akses ke situs2 premium tersebut, ya lumayan buat ngumpulin papers, menambah wacana he he....

Lagi Supply Cost.. !

Ngelanjutin posting sebelumnya .. kalau yang lalu fokus bagaimana menghitung supply cost, kali ini kita coba lihat lebih jauh implikasi supply cost ini, kaitannya dengan model kontrak dan juga harga minyak.

Idenya begini: kalau saya IOC mau invest ke suatu negara, berapa kira kira minimum harga minyak yang menjamin saya mau invest (ini implisit definisi dari supply cost). Iseng iseng saya coba buat kalkulasi supply cost untuk beberapa model kontrak minyak dgn asumsi biaya biaya upstream cost terkait. Untuk biaya upstream saya mengacu ke data dari CERA.

Kalau di plot hasilnya kira kira begini:
Untuk beberapa negara yang low cost (sebagian besar middle east countries tentunya), karena IOC tidak diperkenankan, maka anggap aja di negara ini nggak ada model kontrak yang tersedia, maka kita asumsikan si NOC hanya bayar royalti dan pajak ke pemerintah. Sedangkan negara yang cukup prospek dan medium cost, perhitungan supply cost disesuaikan dengan model kontrak yang tersedia (PSC atau royalty tax).

Hasil plot tersebut mudah dipahami; bahwasanya negara negara yang low cost akan mempunyai supply cost yang lebih kecil, sementara negara negara yang medium cost dan fiscal tersm-nya agak ketat, supply cost-nya akan meningkat.

Nah yang jadi masalah: Low cost ini tertutup akses buat IOC, jadi ya nggak bisa invest disana. Oleh karena itu, IOC tinggal punya pilihan investasi di negara negara yang medium cost ini. Sebagai IOC, maka supply cost saya minimal sekitar US$ 25 – 40 per barrel. Kalau harga dibawah situ, ya saya akan tekor….

Supaya ada kelangsungan supply artinya supaya IOC tetap tertarik investasi, harga minyak nggak boleh dibawah situ.. Saya tidak mengajak untuk menebak harga minyak, karena seperti posting sebelumnya, ini pekerjaan sia sia he he.. harga minyak akan turun naik sesuai banyak faktor termasuk geopolitik, tetapi, untuk menjamin kelangsungan supply (gampangnya supaya aktivitas eksplorasi minyak tetap berjalan di berbagai belahan dunia), mestinya harga minyak nggak akan turun sampai dibawah US$ 40 per barrel…, kenapa? ya banyak pihak yang berkepentingan supaya harga minyak tidak terlalu rendah, supply cost ini salah satu faktor yang termasuk paling penting!.

Kilas balik PSC kita

Ini ringkasan yang saya suka baca - supaya inget sejarah PSC kita...

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

PSC GENERASI PERTAMA:

Prinsip PSC pada generasi pertama adalah :

Cost Recovery dibatasi sebesar 40% dari total pendapatan per tahun.

1. Selisih antara Pendapatan Kotor per tahun dengan Cost Recovery (60%) dibagi antara Pertamina dan Kontraktor sebesar 65% : 35% (dimana 65% bagian Pemerintah sudah termasuk pajak Kontraktor).
2. Kontraktor diwajibkan memasok 25% dari bagian produksinya untuk keperluan DMO dengan harga USD 0.20/barrel.
   

PSC term untuk generasi pertama ini sangat simpel, dimana porsi pemerintah relatif konstan sekitar 44%*) dari produksi per tahun. Pada saat terjadi krisis energi tahun 1973 yang mengakibatkan melonjaknya harga minyak, maka Pemerintah melakukan pengaturan fiskal berupa pajak progresif terhadap “windfall profit” yang diperoleh Kontraktor. Untuk itu, pada awal tahun 1974 dikeluarkan amandemen PSC, dimana bagian (share) Kontraktor dihargai dengan USD 5 per barrel sebagai dasar perhitugan (dengan eskalasi secara proportional terhadap kenaikan harga minyak). Selanjutnya selisih antara harga minyak aktual dengan harga ini dikalikan dengan bagian Kontraktor yang kemudian di bagi (split) antara Pertamina dan Kontraktor dengan perbandingan 85:15.

*) (Share Pemerintah x 60) + (DMO yang besarnya 25% x Share Kontraktor x 60 )

PSC GENERASI KEDUA:

Pada PSC generasi pertama, aspek perpajakan belum jelas pengaturannya, bagian Pemerintah sebesar 65% dianggap sudah termasuk pajak yang dibayar oleh Kontraktor. Perubahan PSC term menjadi PSC generasi kedua ini dilakukan untuk mengakomodasi perubahan yang terjadi di negara asal Kontraktor. Perubahan tersebut adalah tidak diakuinya pajak penghasilan Kontraktor di Indonesia oleh kantor pajak negara asal, dengan demikian “tax credit” Kontraktor tidak diizinkan lagi. Oleh karena itu PSC term perlu dimodifikasi sehingga tidak merugikan Kontraktor dalam rangka memanfaatkan fasilitas “tax credit” di negara asalnya.

Perubahan yang dilakukan pada PSC generasi kedua ini adalah sebagai berikut :

1. Cost recovery tidak lagi dibatasi dan didasarkan pada Generally Accepted Acounting principle (GAAP).
2. Selisih antara Pendapatan Kotor per tahun dengan Cost Recovery, Kemudian dibagi antara Pertamina dan Kontraktor masing masing sebesar 65.91% : 34.09% (minyak) 31.82% : 68.18% (gas).
3. Bagian Kontraktor akan dikenakan pajak total sebesar 56% (terdiri dari 45% pajak pendapatan dan 20% pajak dividen), dengan demikian pembagian bersih setelah pajak adalah : 85% : 15% (minyak) dan 70% : 30% (gas).
4. Dengan adanya undang undang pajak tahun 1984 dimana total pajak turun dari 56% menjadi 48%, maka untuk mempertahankan pembagian (share) diatas, pembagian produksi sebelum kena pajak diubah menjadi : 71.15% : 28.85% (minyak) dan 42.31% : 57.69% (gas).
5. Untuk lapangan baru, Kontraktor diberikan kredit investasi sebesar 20% dari pengeluaran kapital untuk fasilitas produksi.
6. Pengeluaran kapital dapat didepresiasi selama 7 tahun dengan metoda Double Declining Balance (DDB).

Modifikasi ini memungkinkan Kontraktor untuk melakukan “maximum cost recovery” dimuka, dengan demikian Kontraktor dapat memperoleh arus kas lebih awal. PSC generasi kedua ini jauh lebih baik bagi Kontraktor dibandingkan dengan PSC generasi pertama. PSC term ini menjadi kelebihan sistem PSC Indonesia dalam rangka menarik investor asing.

Resesi ekonomi dunia pada tahun 1980-an mengakibatkan penurunan permintaan minyak mentah, pasar minyak berubah dari “seller market” menjadi “buyer market” yang ditandai dengan menurunnya harga minyak. Investor mulai menurunkan aktivitas eksplorasi minyak selama periode tersebut, sementara itu biaya produksi meningkat akibat inflasi. Situasi ini diperburuk oleh kenyataan bahwa lapangan minyak yang berproduksi sudah mulai tua dan produksinya mulai menurun sehingga perlu perawatan yang lebih intensif. Kondisi buruk ini mencapai puncaknya ketika harga minyak tiba tiba anjlok dibawah USD 20 per barrel.

Pada masa masa sulit ini, Pemerintah maupun Kontraktor mengidentifikasi masalah masalah yang dihadapi antara lain :

1. Kriteria Komersialitas yang ditetapkan Pemerintah untuk pengembangan lapangan baru dimana bagian yang diterima Pemerintah tidak kurang dari 49% pendapatan (termasuk kewajiban pajak Kontraktor). Kriteria ini menimbulkan masalah untuk pengembangan lapangan marginal.
2. Anjloknya harga minyak menjadi masalah bagi Pemerintah mengingat minyak menyumbang kontribusi besar bagi APBN. Untuk lapangan lapangan yang sudah mulai menurun produksinya, minyak yang akan dibagi sudah tinggal sedikit, dengan tidak dibatasinya Cost Recovery, bisa jadi sudah tidak ada lagi minyak yang dibagi, hal ini bertentangan dengan semangat berbagi produksi (production sharing) itu sendiri.
3. Banyak kontrak PSC akan berakhir dalam jangka waktu 10 tahun lagi, Kontraktor kontraktor tersebut mengajukan perpanjangan kontrak selama 20 tahun untuk jaminan kepastian pengembalian investasi dan keuntungan dari kegiatan eksplorasi maupun dari proyek Secondary Recovery.

Permasalahan diatas menjadi pertimbanganpemerintah untuk melahirkan PSC term yang baru yaitu PSC generasi 3.

PSC GENERASI KETIGA:

Perlunya jaminan pendapatan bagi Pemerintah melandasi lahirnya PSC generasi 3 ini. Untuk itulah pada PSC generasi 3 diperkenalkan istilah First Tranche Petroleum (FTP) yang besarnya 20%. Ini berarti 20% dari produksi (sebelum dikurangi Cost Recovery) akan dibagi antara Pertamina dan Kontraktor.

PAKET INSENTIF

Mengingat bisnis perminyakan ini sarat dengan resiko, maka pemerintah harus kreatif dalam mendisain sistem fiskal yang berlaku, perbaikan pada sistem fiskal akan mendorong investor untuk melakukan investasi khususnya untuk proyek yang mempunyai resiko yang relatif lebih tinggi, baik dari segi resiko geologis maupun resiko geografis. Proyek yang sebelumnya tidak ekonomis dengan adanya insentif akan menjadi lebih ekonomis (secara komersial layak dikembangkan). Pemberian insentif akan membuat sistem fiskal yang berlaku menjadi lebih menarik bila dibandingkan dengan negara negara lain. Bagaimanapun negara negara tersebut adalah kompetitor dalam rangka mengundang investor.

Pemerintah Indonesia telah menawarkan empat paket insentif sejak tahun 1988, Paket kebijakan insentif dapat dikelompokkan sebagai berikut :

• Paket Insentif Agustus 1988
• Paket Insentif Februari 1989
• Paket Insentif Agustus 1992
• Paket Insentif Desember

Pada Paket Insetif Pertama (Agustus 1988), diberikan kredit investasi untuk kapital sebesar 17%, selain itu kriteria komersialitas dimana Pemerintah harus memperoleh minimum 49% dari Pendapatan Kotor tidak berlaku lagi, jaminan minimum untuk Pemerintah menjadi 25% dari Pendapatan Kotor. DMO dihargai sebesar 10% dari harga ekspor setelah 60 bulan produksi, selain itu untuk mendorong aktivitas eksplorasi didaerah Frontier maka pembagian produksi (sharing) dibuat lebih baik, yaitu Untuk Minyak, apabila Produksi kurang dari 50,000 Barrel Per Hari (BPH), pembagiannya 80:20, untuk Produksi (50,000–150,000 BPH) pembagiannya 85:15 dan apabila produksi lebih dari 150,000 BPH maka pembagiannya 90:10. Untuk Gas, pembagiannya 70:30. Pada paket insentif Agustus 1988 sudah termasuk adanya deregulasi dalam prosedur pengadaan

Paket Insentif Kedua (Februari 1989) berupa perubahan pembagian produksi (equity split) untuk lapangan marginal, untuk minyak yang diproduksikan dari batuan reservoir Pre-Tertiary dan untuk proyek proyek EOR serta insentif berupa kredit investasi untuk kontrak di Area Laut Dalam (Deep Sea Contract).

Paket Insentif Ketiga (Agustus 1992) dimaksudkan untuk mendorong aktivitas dalam eksplorasi gas baik diarea konvensional maupun frontier, insentif tersebut dalam bentuk perubahan pembagian produksi (equity split), kredit investasi dan DMO.

Paket Insentif Keempat dikeluarkan akhir tahun 1993, paket ini didasarkan lebih banyak kepada pertimbangan aspek geologi dan geographi, Insentif ini diberikan untuk mendorong investor melakukan aktivitas eksplorasi di wilayah indonesia timur, insentif pada paket ini berupa kenaikan DMO fee dari 15% menjadi 25% dari harga ekspor dan First Tranche Petroleum (FTP) diturunkan dari 20% menjadi 15%.

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

Sumber : Pertamina

DMO Holiday

Saya dapet email dari seorang yang katanya orang awam, beliau ini nulis: “saya denger dikoran dan baca di tv (he he kebalik ya..), katanya exxon minta penundaan DMO holiday. Tolong jelasin, binatang apa ini mas, bingung buat orang awam kaya saya ini..?”, salam, John.. (wah namanya kaya bule, jangan2 expat ya mas he he..).

Iya Mas John (kayanya kurang pas, lebih cocok Bung John ajalah), saya juga lihat di internet (maklum nggak langganan koran), katanya demikian. Sebenarnya itu khan bukan hal yang aneh aneh amat, ya namanya juga usaha. Btw, sebelum kita bahas lebih jauh, saya perlu buat disclaimer nih, bahwa pendapat atawa opini saya sama sekali tidak mencerminkan pendapat dari organisasi dan atau perusahaan tempat saya bekerja, ini ”suer” pendapat pribadi!.

Oke Bung John, berhubung orang awam, sebaiknya kita bahas secara awam aja ya, yang pakar mohon tidak membaca he he… Jadi ceritanya gini, dalam kontrak Kerjasama (KKS) disebutkan bahwa untuk Wilayah Kerja yang baru dikembangkan, maka si Kontraktor dibebaskan dari kewajiban Domestic Market Obligation (DMO), selama 60 bulan dari mulai awal produksi, kerennya disebut DMO Holiday, jadi dapet liburan..he he, libur dari kewajiban maksudnya ..!.

Baru setelah lewat 60 bulan, si Kontraktor kena kewajiban menyerahkan bagian minyaknya sebagai DMO. Besarnya DMO = 25% x share split x production. Bagian minyak Kontraktor yang kena DMO ini dihargai dengan harga discount, yang besarnya 10% atau 15% dari harga pasar (tergantung di kontraknya menyebutkan berapa).

Lihat gambar dulu, ini contoh profil produksi dan kapan periode bebas DMO (holiday) dan periode “kena DMO”.

Sorry, ada ralat dikit, harusnya sumbu "x" mulainya tahun 0, males ganti lagi Bung.. yang penting maksudnya bebas DMO 60 bulan, begitu juga gambar berikutnya bayangin sumbu x mulai dari nol ya he he.

Menurut textbook, profil produksi itu akan mencapai “peak production” dan mengalami kondisi plateau beberapa saat, kemudian masuk tahap declining. Tentu namanya gambar text book ya harus ideal kaya gitu. Kenyataannya?, nggak semulus itu Bung, ada juga yang begitu peak production, langsung "terjun bebas"....., ada juga yang naik turun.. ya macem macem!.

Nah sekarang kembali ke pertanyaan diatas, tapi sekarang kita nggak usah spesifik ngomongin kasus Exxon, karena saya nggak ngerti informasi detailnya, yang penting secara umum aja, apa implikasi bila si Kontraktor minta penundaan DMO holiday.

Sekarang kita lihat kondisi normal dulu (gambar atas), karena nature-nya profil produksi itu, maka, 60 bulan pertama itu menjadi sangat penting mengingat 40% - 57% cadangan yang terambil itu terjadi pada periode tersebut (tentu saja angka angka tersebut tergantung profil produksi, periode dan lain lain).

Sekarang, bagaimana kalau ternyata profil produksinya seperti dibawah ini, dimana “peak production” terjadi lebih lambat karena berbagai macam kendala.


Dari gambar diatas, kita dapat melihat bahwa persentase cadangan yang terambil dalam 60 bulan pertama “hanya” sebesar 27% - 38% dari cadangan yang bisa terambil selama periode kontrak tersebut (tergantung "decline rate" setelah peak production, untuk kasus kita ini, anggap masing masing decline rate besarnya: 10%, 15% dan 20%).

Kenapa si Kontraktor minta penundaan sampai peak production, logika ya gampang aja, lihat gambar berikut:


Kalau si Kontraktor minta penundaan sampai setelah terjadi “peak production”, otomatis bagian yang nggak kena DMO nya sebesar 43% - 57% dari total cadangan yang dapat terambil. Jauh lebih baik dari angka sebelumnya.

Karena dalam hal ini ada masalah waktu, dan ente tahu khan kalau “time is money”, oleh karena itu tentu kita harus menghitung efek "time value of money (tvom)” ini. Sendainya kita masukkan pengaruh tvom ini, efeknya tentu lebih signifikan. Coba sekarang kita konversi ke "nilai sekarang" atau "present value (PV)", maka PV untuk kasus dimana tidak minta penundaan, besarnya mencapai 41% - 50% dari PV cadangan yang terambil. Bandingkan dengan PV kalau seandainya DMO holiday dimulai dari peak production, yang mana akan mencapai: 54% - 63% dari PV cadangan yang terambil.

Jadi buat si Kontraktor, tentu penting banget urusan 60 bulan bebas DMO ini, makanya si Kontraktor itu minta ditunda....

Bung John ini rupanya tanya lagi: ”Tapi khan kalau Kontraktor minta DMO holiday nunggu sampai terjadi "peak production", keenakan dong, jadi optimal gitu buat mereka. Padahal dalam kondisi normal pun nggak ada profil produksi yang ujug ujug langsung "peak". Untuk "fair" nya, ya mestinya nggak persis mulai pada saat mencapai peak dong, tetap harus "beberapa saat sebelum peak" ....

Wah Bung john ini tajam ternyata, saya sekarang ragu kalau Anda ini ngakunya orang Awam.. jangan2 Anda ini pakar....!!

Supply Cost

Saya mengacu ke Tag board dari bung Ivan: “Mas, saya pernah denger istilah "supply cost" kalau buat oil company, bisa dijelasin atau dikasih contoh, apa maksudnya?”.

Saya juga pernah denger istilah ini, untuk definisi lebih baik kita mengacu ke CERA, menurut mereka supply cost itu adalah: “the constant dollar price needed to recover all capital expenditures, operating costs, royalties and taxes and earn a specified return on investment”.

Jadi kira kira berapa minimum harga yang dibutuhkan supaya si operator tidak saja bisa me- recover biaya biaya yang telah dikeluarkan seperti: biaya kapital, biaya operasi, pembayaran royalti dan pajak, tetapi juga memperoleh minimum return tertentu.

Cara menghitungnya gimana? Ya gitu deh Ivan he he..

Jadi gini, kalau melihat definisi diatas, nggak terlalu sulit bikin excelnya. Ringkasnya gini: Tahap I, bikin excel biasa untuk menghitung keekonomian proyek (dalam hal ini IRR). Seperti biasa perlu asumsi biaya biaya, besarnya cadangan dan profil produksi, tentu saja perlu info berapa besar pembayaran royalty dan pajak (anggap aja sistemnya ini Royalty & Tax]. Nah, terakhir tentu perlu asumsi harga minyak. Spreadheet ya kira kira gini.

Tahap II, bikin sheet berikutnya untuk menghitung IRR, hasilnya seperti dibawah ini, dimana kita peroleh IRR = 22.1%

Tahap III, karena yang kita cari sesuai definisi diatas, maka perlu modifikasi dikit, dalam hal ini kita tentukan dulu berapa sich minimum return “tertentu” itu, dalam kasus ini (dan umumnya dianggap, minimum return IRR = 10% - tapi kalo mau pake 12% atau 15% ya silahkan aja). Nah sekarang dengan bantuan excel function Goal Seek (Klik “Tools” kemudian klik “Goal Seek”), maka kita tinggal ganti IRR dari 22.1% jadi 10%, selanjutnya excel akan menghitung sendiri harga untuk dapat IRR 10% tersebut (enak ya pake Goal Seek ini, jadi nggak perlu pake cara traditional “trial & error”).

Dalam kasus ini, setelah kita pake fungsi "Goal Seek" untuk dapet IRR = 10% tadi, diperolehlah angka = 21.61 $/bbl. Berdasarkan data data diatas, maka inilah supply cost tersebut. Kira kira gitu deh Om Ivan!.

Peringkat 20 Besar...

Ini peringkat 20 besar cadangan minyak dunia dari PIW (Vol XLVI, No. 14 - 2 April 2007).

Ooops.. ternyata RI nggak masuk euy.... hayo mari tingkatkan eksplorasi dong biar nambah cadangan!.. Temen saya nyeletuk nih, "gimana caranya ya wong GGE (Geologist, Geophysicist, Engineer) Indonesia pada kabur ke LN...". Duh... gimana mau ningkat nih cadangan dan produksi kita. Ada ide nggak gimana agar GGE (Gini Gini Engineer.. he..he) tertarik pulang kampung, daripada (nanti harus) hire expat mahal mahal, ya nggak?, mending bayar GGE kita sendiri, sama bangsa sendiri ya mbok jangan pelit lah he he!