PSC, PSA, EPSA, DEPSA, JV....???

Saya mengacu tag-board dari senior saya (mas Djati Wangsa Zein): “Tolong jelasin dong mengenai perbedaan : JV, EPSA, DEPSA, PSC kadang suka mix and tambah lieur dgn istilah2 ini?".

Harus segera jawab, kalau telat bisa bisa di ospek lagi nih he he.. Emang kadang kadang kecampur aduk sich istilah istilah tersebut: PSC, PSA, EPSA, DEPSA, DPSA, JV, JVC (oops yang terakhir ini mah merk elektronik ya..). Tapi, for sure, PSC sama PSA sami mawon. Untuk EPSA, DPSA, JV akan kita bahas.

Biar clear, saya tunjukin dulu klasifikasi fiscal system, yang pertama yang lebih duluan keluar, yaitu dari Daniel Johnston (1994), kemudian ada juga dari SPE Guideline (2001), sebenarnya ini cuma modifikasi dari klasifikasinya Daniel, hampir sama aja kok.

Inilah model yang tersedia antara investor/international oil companies (IOC) dengan host country/ government. Trus apa kaitannya dengan: EPSA (Exploration Production Sharing Agreement), DPSA (Development Production Sharing Agreement), JV (Joint Venture)?

Jadi gini: dalam kontrak PSC (atau PSA) yang umum, setelah si Contractor (atau IOC) dapet Block (winning block), maka si Contractor akan mulai Explorasi (rata rata 5 tahun, biasanya ada opsi perpanjangan), kemudian kalau ada “commercial discovery”, si Contractor akan lanjut dengan pengembangan dan produksi (development & production). Pada saat ini, biasanya ada opsi “government participation” misalnya: 10% atau 20%, opsi ini biasanya diberikan ke NOC atau local company, namanya juga opsi, ya tentu nggak wajib diambil, karena kalau diambil, ya harus ikut nyetor duit juga. Selanjutnya, yang jadi operator tetap si IOC ini. Ini model yang umum termasuk di Indonesia.

EPSA gimana?, awalnya sama, si Contractor akan mulai eksplorasi, begitu ada “commercial discovery”, maka untuk tahap pengembangan dan produksinya, si national oil company (NOC) mulai ikut serta, dibentuklah joint company (misalnya 50-50) antara Contractor yang ekplorasi tadi dengan NOC. Karena sharenya 50-50, jadi NOC ikut nyumbang biaya pengembangan dan biaya operasi sebesar 50%, kemudian untuk pelaksanaannya, dibentuklah management committee, terdiri dari perwakilan Contractor dan NOC, mirip mirip JOB kalau di kita. Model kontrak antara government dengan IOC/Contractor-nya gimana? ya pake mekanisme PSC/PSA kaya biasa (ada pembayaran royalty, pembagian profit oil split, etc).

Kalau DPSA (atau DEPSA)? Karena ini untuk phase pengembangan, artinya untuk lapangan yang sudah ditemukan, maka risk-nya relatif kecil, mungkin nantinya akan ikut model service contract. Istilah ini dari Libya, sampai saat ini masih wacana apakah model kontraknya PSC atau service contract.

Joint Venture? Di beberapa negara, untuk dapat akses ke oil resources, IOC harus mengajak local company dan membentuk Joint Venture. Misalnya: di Russia, IOC masuk dengan menggandeng mitra lokal, bentuk kontraknya?, ya tergantung: bisa konsesi (royalty tax) bisa juga PSC (oops di Russia mereka nyebutnya PSA). Begitu juga di negara lain, misalnya shell atau BP masuk, harus menggandeng mitra lokal atau NOC dan membentuk JV, model kontraknya?, ya itu tadi, tergantung model kontrak yang ada di negara bersangkutan.

Demikian kang Djati, mudah2 an nggak tambah kabur he he..

Buy-back Contract

Didalam model kontrak perminyakan dunia, salah satu contoh model service contract yang terkenal adalah apa yang dikenal dengan Iran Buyback Contract. Saat ini model buyback adalah satu satunya model yang tersedia bagi perusahaan minyak yang mau masuk. Untuk model PSC, sementara ini kelihatannya belum akan dipakai, kalaupun ada wacana kesana, itu pun hanya akan diberikan untuk daerah daerah di perbatasan.

Gimana mekanisme model buyback? Gampangnya gini: buyback itu sebenarnya tidak lain adalah mekanisme cost plus, dimana biaya biaya aktual ditambah dengan fee akan di reimbursed ke Contractor dari produksi yang dihasilkan. Kewajiban Contractor adalah mempersiapkan dan membiayai rencana pengembangan lapangan dan eksekusinya, begitu selesai dan siap dioperasikan, maka selanjutnya diserahkan ke perusahaan nasional-nya Iran (NIOC).

Singkatnya sich begitu, untuk model umum buyback contract, detailnya kira2 gini:
----------------------
- Contractor menyediakan kapital yang diperlukan untuk membiayai proyek pengembangan lapangan sesuai dengan Master Development Plan (MDP) - (MDP ini kaya POD lah kalau di kita - rencana pengembangan lapangan).

- Setelah kerjaan pembangunan sarana dan fasilitas produksi selesai (maksudnya siap diproduksikan), maka terjadi serah terima (hand-over) dari Contractor ke NIOC, yang mana NIOC ini selanjutnya akan menjadi operator.

- Biaya biaya yang telah dikeluarkan Contractor ditambah “bank charges” sebesar Libor plus akan dibayarkan dari bagian produksi.

- Contractor akan memperoleh remuneration fee (yang telah disetujui pada awal kontrak), besarnya fee ini dihitung dari ROR yang diinginkan, umumnya berkisar 15% – 20%. Fee ini kemudian dibayarkan bareng dengan cost recovery.

- Cost recovery dan fee ini dibayarkan oleh NIOC selama periode tertentu, sekitar 5-7 tahun mulai dari awal produksi. Biasanya dibatasi sampai 60-65% dari total produksi per tahun.

----------------------
Model buy back ini awalnya hanya untuk proyek pengembangan (Development Phase), artinya nggak mulai dari tahap eksplorasi (tahap ini sudah dilakukan oleh NIOC), jadi resiko untuk nggak dapet minyak hampir nggak ada. Dalam perjalanannya, diperkenalkan juga model buyback yang mulai dari tahap eksplorasi.

Untuk model yang mulai dari eksplorasi, begitu terjadi “commercial discovery”, si Contractor harus negosiasi lagi dengan NIOC mengenai terms & conditions untuk development phase-nya. Contractor yang menemukan ini akan diprioritaskan untuk pengembangan tapi nggak mesti dia yang dapet. Kalau seandainya nggak ada kecocokan terms dan conditions dengan NIOC, maka si Contractor akan memperoleh pengembalian biaya biaya eksplorasinya plus reward (semacem ongkos capek lah!).

Bagaimana kalau dibandingin dengan PSC?

Tentu banyak bedanya, pertama dari periode produksi, untuk PSC paling nggak Contractor bisa produksi sampai 20 tahun (dan bisa minta perpanjangan jauh jauh hari), sementara Iran buyback – dibatasi pengembalian cost recovery dan fee selama 5-7 tahun. Dari sisi resiko bagi Contractor, model buyback standard jelas lebih kecil resikonya, karena sudah ada commercial discovery, tinggal dikembangin aja. Dari sisi booking reserves, sebagaimana model service contract, maka Contractor nggak bisa booking reserves. Karena keterbatasan tersebut (waktu, fixed return, nggak ada insentif kalau ternyata kinerjanya melampaui perkiraan, nggak bisa book reserves, etc), maka buyback ini agak kurang populer dimata Contractor.

Awal bulan Februari kemaren, di Vienna sini ada konferensi dan presentasi NIOC mengenai modifikasi paling gres dari model Iran buyback - sekalian promosi beberapa block yang akan ditawarkan. Perubahan penting itu adalah bahwa Contractor bisa terlibat dari eksplorasi sampai produksi (full-cycle), periode produksi diperpanjang jadi 20 tahun, ada mekanisme untuk perhitungan project costing supaya lebih akurat dan fleksibel, ada komite bersama antara kontraktor dan NIOC sehingga setelah "serah terima" - contractor masih dilibatkan untuk urusan operasionalnya dan ada skema penalty & reward sebagai insentif untuk mengoptimalkan produksi. Buat Contractor, (seperti biasa) perubahan ini dirasakan masih kurang, menarik menyimak komentar Ali Ghezelbash, independent oil analyst, "It's a small step in the right direction, but companies will always want more," Dia menambahkan. "We weren't expecting a revolution. But at least they are modifying the contracts."

Access to Gross Revenue

Sudah banyak makalah/artikel atau studi yang membandingkan fiscal regimes model kontrak perminyakan, baik yang levelnya worldwide (biasanya dilakukan konsultan karena mereka punya resources), maupun yang level regional (biasanya individu atau team yang tertarik atau terpaksa karena emang kerjaannya..).

Parameter yang biasanya digunakan sebagai pembanding adalah Government Take (GT) dan standard parameter keekonomian proyek, seperti: IRR, NPV dan teman temannya. Seluk beluk GT sudah banyak sekali dibahas pada posting posting sebelumnya, yang akan dibahas kali ini, intinya kira kira begini, dari sisi contractor atau investor: “berapa maksimum yang bisa gua dapet dari gross revenue per tahun”, sebaliknya dari sisi host country: ”berapa mininum yang bisa masuk pundi pundi negara dari gross revenue per tahun..”.

Untuk yang dari perspektif contractor, Daniel Johnston pake istilah Access to Gross Revenue (AGR), sementara dari sisi host country, istilah yang dia gunakan: Effective Royalty Rate (ERR). Sementara konsultan lain, Frank Alexander, Jr pake istilah “revenue split”. Binatangnya sich sama, biar beda aja istilahnya, gengsi kali sesama konsultan he he.. Supaya nggak bingung, kita pake istilah Daniel aja.

Konsep AGR dan ERR ini tujuan untuk menguji “limit” dari suatu model kontrak, khususnya pada saat saat awal periode produksi, dimana biaya biaya yang telah terjadi jauh lebih besar dibanding dengan gross revenue. Karena masih dalam “suasana rugi”, maka belum ada tax liability, dengan demikian diasumsikan tax-nya sama dengan nol.

Supaya lebih jelas lihat gambar berikut:

Misalkan: suatu PSC dengan Profit Oil Split: 70% – 30%, ada cost recovery limit sebesar 70%, nggak ada royalty. Dari gambar diatas kita dapat menghitung bahwa AGR (AGR ini selalu melihatnya dari sisi contractor) besarnya = 79%, sementara dari sisi host country (ERR) besarnya= 21%. Artinya: dalam satu accounting period, maksimum si contractor yang bisa dapet adalah 79% dari gross revenus (GR), sementara dari sisi host country, minimum yang bisa dia dapet adalah sebesar 21% dari gross revenue. Jadi 21% GR ini semacam “minimum garansi” yang akan masuk pundi negara dalam satu periode akunting (satu tahun lah gampangnya).

Apa yang bisa kita lihat disini adalah bahwa, walaupun tidak ada royalty, adanya cost recovery limit yang besarnya 70%, menjamin host country dapet sebesar 21% dari gross revenue. Jadi cost recovery limit berfungsi sebagai penjamin host country dapet bagian.

Sekarang kita lihat gambar dibawah berikut, asumsi fiscal terms-nya sama, bedanya yang ini ada royalty sebesar 10%.

Sekarang kita lihat hasilnya dimana AGR besarnya = 76%, sementara ERR besarnya 24%, adanya royalty 10%, membuat ERR meningkat dari 21% menjadi 24% (tentu kita nggak bisa langsung bilang, kalau model yang tanpa royalty menghasilkan ERR = 21%, terus kalau dikasih royalty 10%, ERR nya otomatis jadi 31%, tidak demikian).

Nah sekarang kita coba analisa lebih jauh, kita buat sensitivitas terhadap cost recovery limit dari 2 model diatas, yang hasilnya sebagai berikut:

Kalau cost recovery limit (CRL) = 100% (maksudnya tidak ada limit), maka untuk sistem PSC yang nggak ada royalty, tentu nggak ada jaminan dapet apa apa buat host country (dengan kata lain: AGR = 100% dan ERR = 0%). Kalau ada royalty 10% dan tidak ada limit (CRL = 100%), maka 10% itu adalah jaminan bagian host country. Makanya hampir tidak pernah kita jumpai model PSC yang nggak royalty dan nggak ada cost recovery limit (CRL = 100%). Biasanya selalu kombinasi: ada royalty, CRL = 100%, atau, nggak ada royalty, tapi CRL kurang dari 100%, yang mantab itu tentu dua dua-nya: kasih royalty kasih CRL sekian persen.

Gambar garis putus putus diatas menunjukkan bahwa untuk model PSC yang nggak ada royalty-nya, maka untuk memperoleh AGR yang sama, diperlukan CRL sebesar sekitar 85%. Maksudnya gini: PSC yang pake royalty 10% dan nggak ada CRL akan memberikan AGR yang sama dengan PSC yang nggak pake royalty tapi CRL = 85%. Tapi disini (tentunya) harus hati hati, bukan berarti AGR yang sama dari dua model akan memberikan keekonomian yang sama pula. Belum tentu broer !, harus di run detail cash flow model untuk ngeceknya. Ini cuma itu untuk “ancer ancer aja” - quick count!.

Bagaimana dengan sistem Royalty/Tax? tentu lebih gampang, umumnya sich model R/T nggak ada CRL, jadi: ERR ya sama dengan royalty dan AGR-nya otomatis: 1 minus ERR.

AGR dan ERR ini biasanya sebagai indikator tambahan disamping yang standard seperti disebut sebelumnya: kaya GT, IRR, NPV dan lain lain. Buat contractor, yang penting: "seberapa cepet duit gua bisa balik (yang ini urusannya AGR)", buat host country, "berapa share minimum tiap tahun gua bisa dapet (ini urusan ERR)…. !

Analisa Perilaku Kontrak Perminyakan

Tulisan kali ini mencoba sedikit detail melakukan analisa perilaku kontrak perminyakan, dalam hal ini berkaitan dengan perilaku elemen elemen dalam model kontrak seperti: royalty, tax, profit oil terhadap kenaikan harga minyak.

Ada 3 model kontrak yang akan dikaji:
1. Model Royalty – Tax
2. Model PSC - production based profit oil split
3. Model PSC - profitability based profit oil split

Asumsi umum untuk semua model:
- Periode produksi : 20 tahun (anggap periode kontrak berakhir)
- Cadangan terambil : 200 juta barrel
- Biaya operasi (opex)= $5 per barrel
- Finding & Development cost= $ 3.5 per barrel
- Asumsi harga minyak: $20, $ 35, $ 45 dan $ 60 per barrel

Profil produksi sebagai berikut:

1. Model Royalty Tax (country: “ABC”)

Asumsi Fiscal Terms:
Royalty = 12.5%, Income Tax = 50%.

Selanjutnya dengan menggunakan excel spreadsheet akan kita peroleh plot sebagai berikut:

Analisa:
Sumbu vertikal adalah persentase profit (profit dalam hal ini adalah gross revenue minus cost). Gambar diatas menunjukkan bahwa dengan kenaikan profit (dalam hal ini diakibatkan kenaikan harga minyak) maka persentase royalty terhadap profit akan terus menurun. Sementara IOC take (atau contractor take) semakin miningkat dengan kenaikan harga minyak, walaupun peningkatan tersebut kecenderungannya semakin kecil dengan semakin naiknya harga minyak. Secara umum dapat dikatakan bahwa semakin naik tingkat keuntungan maka “kue bagian kontraktor” sedikit meningkat, sebaliknya, “kue bagian negara” sedikit menurun.

2. Model PSC production based (country: “PQR”)

Asumsi Fiscal Terms:

Royalty= 7.5%
Cost recovery limit = 70%
Profit oil split berupa sliding scale sbb:

0 – 25,000 BOPD, maka POS* = 40% - 60% (pemerintah – contractor)
25,000 – 50,000 BOPD, maka POS = 45% - 55%
50,000 – 75,000 BOPD, maka POS = 50% - 50%
> 75,000 BOPD, maka POS = 55% - 45%

Income Tax 35%

*) POS = Profit Oil Split

Analisa:
Royalty (karena diambil dari persentase dari gross revenue) seperti halnya model royalty tax, akan terus menurun dengan meningkatnya harga minyak. Namun demikian pada saat yang sama, persentase profit oil government juga meningkat. Sementara dari sisi IOC/contractor, relatif tidak ada perubahan dengan adanya kenaikan harga minyak. Kesimpulan: kenaikan harga minyak tidak mempengaruhi share bagian “kue” atawa profit, artinya pembagian persentase profit antara negara dan IOC besarnya segitu aja nggak terpengaruh kenaikan harga minyak.

3. Model PSC profitability based (country: ”XYZ”)

Asumsi fiscal terms:

Royalty = 10%
Cost recovery limit: nggak ada alias 100%

Profit oil split berdasarkan ROR before tax sbb:

ROR before tax:
0 – 30% , maka POS = 100% (contractor)
30 – 40% , maka POS = 80%
40 -50%, maka POS = 60%
> 50%, maka POS = 40%

Income Tax = 25%

Analisa:
Profitability based intinya contractor diberi kesempatan supaya bisa lebih cepat memperoleh pengembalian investasinya, artinya ada saat awal, contractor akan dapat profit oil split yang lebih besar. Dari gambar atas, pada saat harga minyak kecil, pemerintah nggak dapat apa dari profit oil, hanya dapat royalty dan tax, dengan meningkatnya harga minyak, profit oil bagian pemerintah akan meningkat tajam. IOC/contractor take akan menurun seiring kenaikan harga minyak.

Pengaruh Capex dan Opex.
Tentu kita nggak bisa menutup mata bahwa kenaikan harga minyak selalu diikuti oleh kenaikan biaya upstream, dari ketiga model tersebut selanjutnya kita lihat bagaimana pengaruh kenaikan biaya investasi (capex) dan biaya operasi (opex), hasil perhitungan masing masing model ditunjukkan pada gambar gambar berikut.

Gambar bagian atas (pengaruh capex) menunjukkan bahwa keuntungan contractor (diwaklili oleh IRR contractor) tentu saja akan turun dengan kenaikan biaya investasi, dalam gambar dianggap kenaikan capex mencapai 100%. Namun demikian kenaikan harga minyak yang signifikan dari $ 20 per barrel menjadi $ 60 per barrel tentu tetap menguntungkan contractor. Sementara itu dari sisi Opex (Gambar bagian bawah), pengaruhnya relatif tidak signifikan.

PSA di Russia

Saya mengacu ke pertanyaannya Mas Iwan PS di tag board: “saya baca beberapa artikel bahwa PSC/PSA "gagal" di Russia, any comments?”, karena nggak mungkin dijawab singkat, maka komentar saya dibawah ini adalah yang paling singkat hehe..

----------

“Unik, kompleks, lain dari yang lain” – adalah tiga hal untuk menggambarkan perkembangan model kontrak migas di Russia. Production Sharing Agreement (PSA) adalah istilah yang lebih populer disana, jadi kita ngikut aja pake istilah PSA bukan PSC.

Latar Belakang:
Sejak dikeluarkan Subsoil Law (1992), sebagian besar lapangan migas dikembangkan dengan model Royalty/Tax. Model R/T ini cenderung tidak stabil khususnya dimata investor luar negeri, artinya, kapan aja pemerintah bisa naikin royalti atau pajak tanpa harus “diskusi” dengan investor, kekhawatiran ini akan lebih serius untuk suatu negara yang secara politik dan ekonomi tidak stabil.

PSA Law mulai effektif berlaku tahun 1996, setelah melalui pembahasan panjang di level eksekutif dan legislatif (federal dan lokal) sejak tahun 1992. Kenapa kok PSA kurang berhasil?, kita bisa lihat dari berbagai aspek. Pertama, aspek Legal, kalau kita telusuri, permasalahan utamanya itu adalah tumpang tindihnya peraturan PSA dengan peraturan lain lain baik ditingkat pusat dan lokal, concern bagi investor persis seperti model R/T tadi, yaitu ketidakpastian peraturan yang bisa mengurangi keuntungan atau kalau apes malah membuat kerugian bagi investor.

PSA Law ini “diperbaharui” terus, PSA Law (1999) ada pembatasan lapangan lapangan yang boleh dikembangkan, yaitu hanya sebesar 30% dari total deposit. Beberapa regulasi yang bertentangan dicabut, namun dimunculkan kendala yang baru lagi. Pada PSA Law (2001), mulai diperkenalkan ”direct sharing method” (mirip dengan konsep pembagian berdasarkan Gross Revenue - lihat posting2 sebelumnya). Metoda ini sebenarnya menarik buat existing projects dimana biaya dan produksi sudah dapat diprediksi, “advantage” ini berkurang karena pada saat yang sama diperkenalkan juga skema perpajakan yang baru. PSA Law (2003), memuat mekanisme untuk memperoleh akses PSA menjadi semakin sulit karena banyaknya urusan administrasi dan birokrasi.

Disamping aspek legal, aspek yang tidak kalah pentingnya adalah adanya tarik menarik dan saling pengaruh antara kubu pendukung PSA dan kubu nasionalis yang anti PSA baik di level eksekutif maupun legislatif. Kubu yang anti ini, pada tahun 2003 gencar melakukan kampanye anti PSA.

Model PSA
Mekanisme “production sharing” model PSA Russia terdiri dari dua metoda. Pertama yang mereka sebut dengan “indirect sharing method”, yang sebenarnya sama dengan PSC biasa dimana profit oil (setelah dipotong cost oil, dimana ada cost recovery limit sebesar 75% sampai 90% tergantung lokasinya) dibagi antara pemerintah dengan investor (oil and gas companies) sesuai dengan formula yang disepakati (formulanya profitability/IRR based). Kedua, ada juga pilihan “direct sharing method”, dimana produksi langsung dibagi antara pemerintah dengan investor (ini sama dengan metoda pembagian berdasarkan Gross Revenue – lihat posting sebelumnya)

Bagaimana masa depan PSA?
Dari 29 proyek migas yang sudah memperoleh persetujuan parlemen Russia, sejauh ini yang jalan cuma 3 (Sakhalin I, Sakhalin II dan Khayarga), yang lain masih menunggu negosiasi, masih jauh dari implementasi. Sakhalin I dikomandoi oleh ExxonMobil, Sakhalin II oleh Shell dan Khayarga oleh Total.

Terlepas dari timbulnya ketidaksepahaman (antara pihak berwenang di Russia dengan operator PSA ) terkait dengan biaya proyek proyek tersebut yang membengkak (khusus Sakhalin II ditambah lagi adanya masalah lingkungan), pada saat ini ketiganya sudah memasuki tahapan produksi yang memberikan kontribusi cukup besar bagi Russia. Namun demikian tekanan politis masih kuat khususnya dari kalangan yang anti PSA, pendukung kelompok ini mempunyai argumentasi bahwa model PSA memberikan pendapatan dari hasil migas yang lebih sedikit buat negara. Disamping itu ada persepsi yang berkembang disana bahwa model PSA ini “bikinan negara barat” yang mana nggak cocok diterapkan di Russia, nah lho!

Masa depannya gimana? Sebagian pengamat pesimis mengenai nasib PSA di Russia, bisa jadi memang Russia merasa tidak perlu investasi asing masuk dalam bentuk PSA, kalaupun investasi mau masuk, mungkin dalam bentuk lain, misalnya “equity investment” ke private companies, kaya kasus BP yang beli 50% share TNK tahun 2003.

Begitulah, Russia yang mempunyai cadangan minyak terbukti (proven reserves) mencapai 5% dari cadangan minyak dunia dan lebih dari 30% untuk gas, memang menjadi “orang penting” dalam kancah industri migas dunia, banyak negara yang “nafasnya” tergantung sama mereka khususnya negara2 eropa. Jadi ya, kembali seperti kalimat pembuka tadi, industri migas mereka memang: unik, kompleks, dan beda…
-----
Referensi dari beberapa makalah dan publikasi internal, seperti: Oil, Gas & Energy Law Intelligence (OGEL), Cambridge Energy Resources Associates (CERA) dan Centre for Global Energy Studies (CGES).

Production Based Profit Oil Split

Dalam model Production Sharing Contract (PSC), bagaimana pembagian profit oil split (yang selanjutnya kita singkat POS saja), merupakan topik menarik. Kalau kita lihat model kontrak yang lama, umumnya POS ini sifatnya “fixed” saja, misalnya 70% : 30% masing masing untuk Host Governmnet (HG) dan Oil Company. Dalam perkembangannya, pembagian POS ini dikaitkan dengan parameter parameter tertentu, misalnya yang paling sering adalah mengaitkan dengan laju produksi (production rate), semakin besar laju produksi, semakin besar POS bagian host government. Parameter lain yang biasa digunakan sebagai dasar pembagian POS adalah: kumulatif produksi, tingkat keuntungan (profitability), lokasi dan kedalaman (shallow water atau deep water), petroleum properties (API gravity) dan lain lain.

Tulisan kali akan kita fokuskan mengenai mekanisme perhitungan POS berdasarkan laju produksi, apa bener lebih baik dari “fixed" POS?.

Sekarang kita ambil contoh kasus hipotetis, misalkan dalam suatu kontrak disebutkan POS antara host government dan oil company dibagi berdasarkan laju produksi sebagai berikut:

Dari tabel diatas, saya kira jelas, kalau ternyata rata rata laju produksi dalam satu tahun misalnya sebesar 15,000 BOPD maka POS bagian HG sebesar 40%.

Pertanyaan 1: Bagaimana kalau laju produksi 30,000 BOPD, berapa POS bagian HG?, Si A bilang, "gampang aja mas, 50%".
Pertanyaan 2: Bagaimana kalau laju produksi 50,000 BOPD, berapa POS bagian HG?, Si B jawab: "60%"

Si A dan Si B dua duanya salah, karena menghitung POS nya tidak bisa langsung seperti itu. Misalnya laju produksi 30,000 BOPD, nggak bisa langsung dipakai POS HG sebesar 50%, tapi harus dihitung “layer by layer”, maksudnya gini, untuk 20,000 BOPD pertama, POS HG besarnya 40%, untuk 10,000 BOPD sisanya (30,000 BOPD minus 20,000 BOPD), baru dipake POS HG sebesar 50%.

Cara yang sama, untuk 50,000 BOPD, maka: 20,000 BOPD pertama, pake POS HG 40%, 20,000 BOPD berikutnya (40,000 BOPD minus 20,000 BOPD), pake POS HG 50%, baru untuk 10,000 BOPD sisanya (50,000 BOPD minus 40,000 BOPD), dipake POS HG 60%.

Contoh ngitungnya:
Laju Produksi: 30,000 BOPD

Untuk 20,000 BOPD pertama, pakai POS HG 40%
Untuk 10,000 BOPD sisanya, pakai POS HG 50%

Jadi effektif POS HG sebesar: (20,000 x 40% + 10,000 x 50%) / 30,000 = 43.3%

Sekarang mari kita lakukan exercise untuk beberapa profile produksi (low, medium dan high), selanjutnya kita plot Production profile dan POS untuk Host Gov’t yang hasilnya sebagai berikut:

Kita lihat diatas untuk yang production profile (low case - warna kuning), karena selalu dibawah 20,001 BOPD, maka POS HG konstan sebesar 40%. Untuk Production profile (medium case - warna ungu), effektif POS HG naik pada saat laju produksi tinggi, begitu pula trend untuk high case (warna hijau). Karena perhitungan "layer by layer" tadi, effektif POS HG tidak naik signifikan, untuk medium case, nggak pernah nyampe 50% (garis merah). Makanya tidak heran kalau "production based profit oil split" ini, bagi host country, ibaratnya kalau kita makan, istilahnya: "nggak nendang" alias tanggung - masih laper, effeknya nggak signifikan. Lihat di posting sebelumnya mengenai model kontrak dan profitability.

Sekarang kita misalkan country “x” existing contract-nya menggunakan model “fixed” POS, 50 – 50. Kemudian country "x" ini memperkenalkan model baru berupa sliding scale POS berdasarkan laju produksi seperti tabel diatas. Apakah lebih baik dibanding "fixed" POS?, kalau selintas kelihatannya lebih baik, apalagi kalau cara ngitungnya nggak bener kaya Si A sama Si B diatas. Kalau kita lihat di chart diatas, ternyata POS HG untuk model sliding scale tabel diatas nggak lebih baik, kecuali utuk kasus ekstrim, artinya production profilenya luar biasa tingginya. Secara matematis, karena perhitungan layer by layer tadi, sebenarnya effektif POS HG nggak akan pernah mencapai maksimum 70%.

Moral ceritanya begini: hendaknya kita mendisain suatu sistem yang lebih baik dibanding yang sudah ada, dalam hal ini dilakukan “exercise” secara komprehensif sebelum sampai ke usulan sliding scale POS production based seperti tabel diatas.

Definisi Baru SPE

Hari Jumat tanggal 19 Januari ada workshop di kantor, yaitu workshop dengan SPE (Society of Petroleum Engineers) yang membahas mengenai “New SPE Petroleum Reserves and Resources Classification, Definitions and Guidelines”. Dari SPE yang presentasi dua orang, yaitu: Bernard Seiller, mantan ketua OGRC, yang juga Deputy VP Field Reserves Development TOTAL dan John Ritter, ketua SPE - Oil and Gas Reserves Committee (OGRC) yang juga Senior Director, Worldwide Reserves, Occidental Petroleum. Bernard presentasi mengenai: SPE Reserves Definitions Historical Perspective and Usage sementara John presentasi mengenai: 2007 Proposed Reserve and Definitions. Dari Sekretariat ada juga kolega saya yang presentasi.

Definisi SPE ini mengalami evolusi, mulai definisi mengenai cadangan oleh SPE tahun 1987, kemudian tahun 1997 bersama WPC (World Petroleum Congress), tahun 2000 dan 2001 bertambah dengan bergabungnya AAPG (American Association of Petroleum Geologist), keluarlah: 2001 SPE/WPC/AAPG Guidelines for the Evaluation of Petroleum Reserves and Resources, kemudian tahun 2005 muncul 2005 SPE/WPC/AAPG Glossary of Terms. Nah yang dibahas ini adalah: 2007 SPE/WPC/AAPG/SPEE Petroleum Reserves and Resources Classification, Definitions and Guidelines yang rencana akan dikeluarkan Maret tahun ini.

Apa yang direvisi?, ada 3 hal, lihat slide presentasi John dibawah*): Pertama, sistemnya sekarang menjadi "project based", kedua, ada sumbu klasifikasi dan kategorisasi (akan diterangan pada slide berikutnya) dan ketiga, masalah "base case" bahwasanya base case ini menggunakan perkiraan evaluator mengenai kondisi yang akan datang.

Sekarang kita ulas apa yang dimaksud dengan "project based system" , lihat slide dibawah *): Sistem SPE sekarang berdasarkan proyek, ada 3 elemen yaitu: Reservoir, Project dan Property (Lease). Kita lihat satu satu, Pertama, Reservoir adalah “basic resource entity” dimana kita memperkirakan berapa volume “cadangannya”, atau istilahnya “in-place volumes”. Kedua, Project adalah “basic entity” untung “tracking" investasi, produksi dan arus kas. Kita investasi proyek tentunya untuk memproduksi sejumlah kuantitas dari reservoir. Proyek disini meliputi aktivitas ekstraksi dan proses yang diperlukan sebelum dikirim ke pasar (konsumen). Ketiga adalah Property (or lease), ini urusannya dengan kepemilikan asset (ownership) dan kaitannya dengan model kontrak perminyakannya.

Satu proyek bisa terdiri dari satu atau beberapa reservoir, begitu pula sebaliknya, satu reservoir, bisa terdiri dari beberapa proyek. Biasanya dalam tahapan yang berbeda, misalnya proyek pada tahap primary recovery kemudian diikuti oleh proyek proyek enhanced oil recovery (EOR). Jadi kita "mengangkat sejumlah kuantitas cadangan" (disini saya mencoba menterjemahkan "recoverable quantities" dalam bahasa awam) dari suatu proyek, yang menjadi dasar sistem klasifikasi baru yang diajukan ini.

Team OGRC yang menyusun revisi ini (tentunya berdasarkan masukan dari banyak pihak), melihat bahwa sistem yang ada ini harus secara jelas memisahkan antara “klasifikasi” dan “kategorisasi” - lihat slide dibawah*). Klasifikasi (panah sumbu vertikal) mengacu kepada peluang suatu proyek akan menghasilkan penemuan (discovery) yang kemudian dilanjutkan dengan peluang proyek tersebut akan dikembangkan dan diproduksikan “on production”. Sementara kategorisasi (panah sumbu horizontal) mengacu pada “technical uncertainties”, jika suatu proyek yang dilakukan pada suatu reservoir maka akan ada “range potential recovery”-nya (terus terang agak susah menterjemahkan pake bahasa awam, takut maknanya malah hilang). Nah, “range potential recovery” inilah yang di kategorisasi, tentu ini merupakan fungsi dari “petroleum initial in place” dan “recovery efficiency”, buat yang latar belakang non PE atau G&G - mohon maaf kalau istilahnya agak teknis sekali.

Prinsip ketiga (lihat slide dibawah*), bahwa “base case” adalah asumsi yang dibuat oleh si-evaluator mengenai perkiraan kondisi yang akan terjadi selama implementasi proyek atau dengan kata lain: sampai berakhirnya proyek. Asumsi tersebut meliputi: harga harga, biaya biaya, teknologi, regulasi lingkungan dan lainnya. Ini disebutnya sebagai “forecast case”.

Tentunya perusahaan akan melakukan analisa sensitivitas sebelum melakukan komitmen terhadap suatu proyek, SPE guideline menyarankan bahwa dari sekian sensitivitas itu, ada kasus dimana diasumsikan bahwa kondisi saat ini tidak berubah selama umur proyek, atau disebut juga sebagai “constant case”. Mungkin sebagian teman di perusahaan minyak menyebutnya “kondisi paling jelek”.

*) Sumber Slide2: Presentasi John Ritter, ketua SPE OGRC, 19 Januari 2007

Fleksibilitas Kontrak Perminyakan

Harga minyak? mana ada yang tahu kapan naik kapan pula turunnya, suka suka dia aja, seperti dapat dilihat pada posting sebelumnya. Para analyst yang kerjaan tiap hari memprediksi harga minyak aja kebingungan sendiri. Padahal, untung ruginya perusahaan minyak, salah satunya ya ditentukan oleh harga minyak itu sendiri.

Apa hubungannya antara kontrak perminyakan dengan harga minyak?, tentu macem macem, tergantung mau dilihat dari perspektif apa. Kalau kita perhatiin, pada saat harga minyak naik, biasanya yang punya lahan (negara atau host country) merasa perlu mengenakan tambahan pajak buat si kontraktor, karena (menganggap) untungnya kontraktor “kebanyakan”. Sebaliknya dari sisi kontraktor, tentu akan berusaha menunjukkan bahwa mereka “nggak untung untung amat” karena toh biaya juga pada naik. Tentu nggak ada yang bisa disalahkan, semuanya punya argumen.

Tulisan ini mengajak kita melihat bagaimana perilaku kontrak perminyakan terhadap fluktuasi harga minyak. Sebelumnya perlu kita ingat kembali model model kontrak perminyakan yang ada, yaitu: konsesi (atau royalty tax), production sharing contract (PSC) dan service contract. PSC sendiri belakangan berkembang dengan macam macam features khususnya cara cara pembagian profit oil split.

Nah sekarang apa yang dimaksud dengan fleksibilitas kontrak perminyakan?, fleksibilitas disini maksudnya adalah seberapa fleksibel model kontrak tersebut terhadap perubahan tingkat keuntungan (profitability), untuk penyederhanaan diasumsikan bahwa perubahan tingkat keuntungan ini diakibatkan oleh naik turunnya harga minyak (pendekatan ini sedikit kasar namun valid, dari beberapa studi disebutkan bahwa kenaikan minyak pengaruhnya lebih signifikan dibanding kenaikan biaya biaya).

Supaya sedkit lebih jelas, coba kita ambil contoh, katakan, model royalty tax, kontractor akan bayar royalti 10% dari gross revenue dan tax sebesar 40% dari pajak korporasi. Dari sini kita bisa melihat bawa bagian yang masuk ke host country adalah royalty dan pajak. Parameter yang biasa digunakan untuk mengukurnya adalah Government Take (GT), dimana GT = bagian yang masuk negara (dalam kasus ini royalti dan pajak) dibagi dengan keuntungan atau profit yaitu gross revenue dikurangi cost.

Kalau kita lihat angka ril, dengan kenaikan harga minyak, tentu pembayaran royalti dan pajak dari kontraktor akan naik, jadi dari sisi host country akan terjadi kenaikan pendapatan, begitu pula dari sisi kontraktor, nggak ada yang aneh tentunya. Hal yang menarik itu adalah melihat bagaimana bagian “kue” keuntungan ini dibagi antara host country dengan kontraktor. Untuk sistem royalty tax ini, kalau kita buat exercises, maka makin tinggi harga minyak, maka sebenarnya “bagian kue” host country akan makin mengecil (istilah kerennya “Government Take” tadi). Jadi kalau pada saat harga minyak $20 per barel, host country dapet 70% dari profit, pada saat harga minyak naik, katakan $60 per barel, maka host country dapetnya cuma 58% profit (tentunya angka angka ini hanya untuk ilustrasi saja, perhitungan angka persisnya tentu perlu asumsi biaya biaya, profil produksi, dll). Jadi kalau kita plot antara profitability atau harga minyak dengan “Government Take (GT)”, hasilnya makin naik harga minyak makin turun GT-nya. Makanya jangan heran kalau host country tiba tiba minta naikin bagiannya kalau harga minyak naik, argumennya: ya kaya gini ini! masuk akal khan?

Bagaimana dengan PSC?, tentu sedikit lebih kompleks karena PSC banyak pernik perniknya. Secara umum gini: PSC yang profit oil split based-nya berdasarkan “non-profitability based”, misalnya: fixed profit oil split (kaya RI standard), atau production based (banyak dipakai di mancanegara, RI juga punya yang model gini), cumulative based, etc, maka GT tidak sensitif terhadap kenaikan harga minyak. Misalnya harga minyak $20 per barel dapet GT = 70%, kalau harga minyak naik $ 60 per barel, dapetnya ya segitu juga 70%. Paling tidak lumayanlah - lebih baik dari model royalty tax.

Dalam perkembangannya, dibuatlah sistem PSC yang profit oil split-nya berdasarkan profitabililty, bisa berupa ROR, bisa juga berupa faktor tertentu lainnya yang pada intinya mengukur tingkat keuntungan. Profit oil split untuk sistem seperti ini biasanya lebih kecil bagi host counry pada saat profit rendah dan meningkat pada saat profit naik. Dengan demikian, kalau kita buat exercises, hasilnya akan seperti ini: pada saat harga minyak $ 20 per barel, GT misalnya sekitar 35%, pada saat harga minyak naik $ 60 per barel, GT meningkat jadi 75%. Kalau kita plot, makin naik harga minyak, makin meningkat GT-nya.

Ada juga suatu sistem PSC yang agak khusus, misalnya: salah satu PSC Sudan, dimana mereka melakukan pembatasan cost recovery sebesar 60%, artinya bila cost yang terjadi lebih dari 60% gross revenue, maka kurangnya akan dibayarkan pada tahun berikutnya (carry forward), namun kalau cost yang terjadi kurang dari 60% gross revenue, misalnya ternyata cuma 40% gross revenue, maka selisih 20% itu langsung diambil buat host country (Ini kasus khusus, umumnya yang 20% itu dibagi lagi antara host country dengan kontraktor dengan split yang sama dengan profit oil split). Untuk kasus yang kaya gini, tidak heran kalau makin naik harga minyak, makin besarlah GT.

Bagaimana dengan sistem service contract?, saya kira gampang dipahami, bawah untuk model seperti ini, dimana kontraktor hanya memperoleh fee, semua profit akan masuk ke host country, dengan demikian, otomatis dengan naiknya harga minyak akan naik pula GT-nya.

Kalau kita summary, kira kira plotnya kaya gini (angka angka relatif Government Take (GT) hanya untuk tujuan ilustrasi saja):

Apa yang bisa dilakukan oleh model royalty tax dan PSC non-profitability based untuk meningkatkan GT-nya?, bisa dengan dua cara, pertama naikin “state atau government participation”, kedua ya berlakukan “progressive taxes”, atau yang mau gampang, kenakan excess profit tax kaya yang sekarang dilakukan sama Algeria, emang agak kurang popular cara kaya gini.

Yang penting buat guideline adalah bahwa perlu dibuat suatu sistem yang mempunyai respons positif terhadap kenaikan harga minyak, apakah dengan demikian kita harus pake sistem progresif (profitability-based profit oil split)?, tentu nggak juga, lihat situasinya, karena sistem ini (umumnya) menghasilkan GT yang rendah pada saat awal. Sistem ini penekanannya adalah kontraktor diberi kesempatan untuk memperoleh minimum return yang diinginkan, baru setelah itu tercapai – GT bagian host country meningkat. Tentu nggak cocok untuk daerah yang prospek geologi bagus dan biaya rendah. Model progresif cocok untuk daerah yang resiko tinggi, artinya karena resikonya sangat tinggi, maka host coutry “berkorban” untuk dapat GT yang kecil lebih dahulu, baru setelah mulai profit, GT akan meningkat.

Sementara buat negara yang kaya minyak, biaya rendah, tentu mereka akan pilih service contract. Mana model yang terbaik? Ini pertanyaan yang susah jawabnya, karena kalau ditanya seperti ini, jawabnya selalu nggak ada yang terbaik, yang ada itu yang optimum sesuai dengan faktor geologi, strategi host country, resiko, biaya dan lain lain, jadi ujungnya: one size fits all models does not exist tetap berlaku!.

Kajian IEA

Hari Jumat tanggal 12 Januari ada undangan rapat, ini rapat pertama tahun ini, yaitu kunjungan team IEA ke kantor, ini kunjungan rutin sebenarnya, sekaligus presentasi dan koordinasi rencana workshop gabungan tahun 2007. Bagi yang belum familiar, IEA adalah International Energy Agency markasnya di Paris, anggotanya 26 negara, dari 26 negara tersebut semuanya anggota negara negara OECD (Organisation for Economic Co-operation and Development), yang jumlahnya 30 negara. Diantara anggota OECD yang nggak masuk list IEA ada 4 negara, yaitu: Meksiko, Iceland, Polandia dan Slovakia. Sebagian besar IEA/OECD ini anggotanya negara Eropa, diluar Eropa ada: Australia, Jepang, Korea Selatan, Turki, US dan Canada. Kerjaan IEA ini utamanya sebagai “penasehat kebijakan energi” negara negara tersebut, nggak heran kalau IEA ini tentunya organisasi yang disegani.

Karena punya kepentingan yang sama, maka OPEC dan IEA ini mempunyai hubungan yang dekat. Apalagi sekretariat OPEC punya kerjaan yang mirip dengan yang dikerjain IEA, seperti melakukan kajian: supply-demand, energy policy, energy environment, technology & economics, etc. Di Sekretariat sini nggak melulu focusnya ke oil, energi lainnya tentu dikaji juga karena pada gilirannya forecast supply demand energi ini outputnya berupa “energy mix” atau portfolio energi yang tentunya nggak cuma minyak dan gas.

Salah satu agendanya adalah presentasi IEA mengenai produk andalannya yang keluar tiap tahun, tentu yang paling baru ini untuk tahun 2006, judulnya World Energy Outlook 2006, bukunya dijual dengan harga 150 euro, lumayan mahal, kalau mau sekedar lihat ringkasan eksekutifnya ada disini.

Keuntungannya kita disini, bisa denger presentasi dan diskusi langsung dengan team IEA yang bikinnya, mengenai apa, mengapa dan bagaimana metodologi dan skenario, etc.. Kalau ngomong2 produk andalan, kalau IEA punya WEO, maka OPEC punya LTS (Long Term Strategy), isinya mengenai strategi jangka panjang, dan tentu fokusnya ke skenario perkiraan supply vs. demand oil kedepan. Bisa di download disini.

Presentasi IEA dimulai dengan reference scenario, jadi ceritanya IEA ini buat skenario ini dulu, ya dimulailah presentasi mengenai proyeksi permintaan energi sampai tahun 2030, tidak ada hal yang baru disini, spt kita ketahui: oil, gas dan coal tetap akan memainkan peranan utama. Sementara dari sisi pasokan, kenaikan pasokan utamanya akan datang dari negara negara OPEC khususnya: Saudi, Iran dah Irak. Sedangkan untuk coal, permintaan dunia akan meningkat utamanya oleh China, jadi proyeksi nanti China akan banyak menggunakan coal, kemudian dibahas juga masalah lingkungan seperti: emisi carbon dan lain lain. Pada bagian kesimpulan untuk reference scenario ini, intinya: ada ancaman dari sisi pasokan karena pasokan non OPEC sudah mencapai puncaknya, sedangkan kenaikan produksi hanya terkonsentrasi pada segelintir negara saja.

Kemudia IEA ini membuat skenario baru lagi yang mereka sebut sebagai alternative policy scenario, skenario baru ini semangatnya adalah teknologi efisiensi. (karena efisiensi tersebut) maka proyeksi impor minyak dari negara negara OECD akan turun sampai 5 juta barrel per hari dibanding reference scenario mereka sebelumnya.

Seperti biasa pada sesi tanya jawab berlangsung cukup alot, khususnya mengenai alternative policy scenario ini, timbul pertanyaan dari kolega saya disini, pertama mengenai seberapa indenpenden kajian ini dari intervensi negara anggota OECD, jangan jangan ini ada unsur pesanan. Tentu saja boss-nya IEA Mr. Mandill mengelak kemungkinan tekanan ini, walaupun menurut mereka studi ini tetap dibawah koordinasi negara anggota.

Buat sebagian kolega disini, alternative policy scenario agak terlalu ambisius khususnya asumsi mengenai peranan teknologi effisiensi sampai tahun 2030 yang dapat menekan penggunaan energi sampai begitu besar. Jadi IEA (menurut kolega saya) agak terlalu optimistis. Tentu kita tidak harus sepakat dalam hal ini, artinya boleh boleh aja IEA berpendapat demikian, tapi skenario tersebut sebenarnya bisa bahaya juga, khususnya buat investasi di sektor minyak. Kalau memang mau mengacu ke alternative policy scenario, tentu negara producen minyak jadi mikir, mereka akan membuat investasi jangka panjang khan sesuai perkiraan permintaan (demand). Kalau ternyata nanti efisiensi kurang berhasil alias memble, atau skenarionya IEA ngawur, bisa jadi setelah 2030, akan terjadi kekurangan pasokan minyak lagi. Jadi ya mesti hati hati juga dengan skenario mereka, bisa bisa mengancam keamaman sistem energi mereka juga akhirnya…

Kategori Buku

Pertanyaan: kalau kita beli buku, apa buku tersebut langsung dibaca semua?, baca dikit aja terus simpen lagi?, baca dikit dan keliatannya nggak bakal dibaca sampai tamat. Macem macem ya alasannya. Dari pengalaman saya kalau beli buku, maka buku tersebut dapat dikategorikan sebagai berikut:

1. Pinginnya dibaca sampai tamat tapi belum sempat2.
2. Nggak harus dibaca sampai tamat, sekali2 dibuka2 lagi.
3. Abis beli langsung dibaca sampai tamat.

Ini contoh contohnya:


Kategori 1, umumnya buku yang terkait dengan bidang kerjaan, selalu pingin beli dan baca sampai tamat. Masalahnya selalu sulit cari waktu untuk baca. Akhirnya ya, baca satu dua lembar terus kasih batas halaman simpen lagi. Buku kategori 1 yang pingin banget saya baca sampai tamat itu bukunya Daniel Yergin, the Prize, tebalnya 900-an halaman, ini cerita komplit mengenai sejarah industri minyak dibelahan dunia ini, termasuk motif politik dan ekonominya, sepanjang yang saya tahu, ini buku yang paling komplit dan menjadi referensi banyak buku lainnya. Oil Titan juga termasuk yang pingin dibaca tuntas, mengisahkan sejarah NOC di Middle East. Diantara buku tersebut, hanya 2 bukunya Daniel Johnston yang sudah khatam (International Petroleum Fiscal System & Production Sharing Contract, sama satu lagi, International Exploration Economics, Risk and Contract Analysis). Buku keluaran IMF juga bagus, judulnya: Fiscal Policy Formulation and Implementation in Oil Producing Countries, ini terdiri kumpulan paper paper, lumayan walaupun agak terlalu teoritis. Tentu saja nggak semua buku memenuhi harapan, bukunya Jim Haag, judulnya: The Acquisition & Divestiture of Petroleum Property, termasuk mengecewakan, judulnya sich boleh, isinya nggak banyak yang baru, tipis pula - padahal harganya relatif mahal. Ketipu judul dech. Covering Oil juga terlalu basic.


Kategori 2 termasuk jenis buku campur aduk, secara langsung nggak ada urusan dengan kerjaan, cuma menarik untuk dibaca, ada sejarah, geologi, marketing, ekonomi, etc. Dalam kategori ini, bukunya For GOD and Country termasuk yang menarik, (tapi belum sempat dibaca tuntas he he), ini cerita konflik seorang tentara muslim Amrik (James Yee) yang mendapat tugas di Guantanamo. Perfect Phrases for Executive Presentations juga bagus, lumayan kalau bosen pakai bahasa yang standard, disini banyak contoh kalimat pembuka dan penutup presentasi yang inspiratif. The Austrians - a thousand year odyssey, ini sejarah Austria, lumayan biar tahu dikitlah, gimana sejarahnya bangsa Austria ini. Ada satu lagi buku, yang malah dibukapun belum, ini buku geologi, The Deep Hot Biosphere - the Myth of Fossil Fuels.


Kategori 3, ini yang belakangan nggak sempat dibaca, dulu pas masih sendirian disini (keluarga belum nyusul) justru buku beginian yang selalu dibaca. Abis kalau pas susah tidur, pasti baca novel, kalau udah baca, ya dipaksa sampai selesai, penasaran soale.

Kontrak Berdasarkan Gross Revenue

Sehubungan dengan wacana menggunakan model kontrak perminyakan berdasarkan pembagian dari Gross Revenue (selanjutnya kita singkat GR), saya kira ada baiknya kita kaji lebih jauh sistem ini. Apakah benar sistem ini superior karena: “lebih mudah alias tidak lagi berurusan dengan cost recovery” dan “lebih mudah mekanisme perhitungannya”.

Pada saat kita mengkaji suatu usulan kebijakan, pertanyaannya tentu apa tujuan kebijakan tersebut, kalau tujuan utamanya karena 2 hal tersebut diatas, maka pemilihan sistem pembagian berdasarkan GR ini TIDAK SALAH alias syah syah saja. Apakah sistem ini akan memberikan hasil yang paling optimum untuk host country? wacana inilah yang perlu kita kaji lebih jauh.

Pertama, saya berangkat dari data dulu, kalau seandainya ini sistem yang baik atau paling tidak yang cukup dikenal, kenapa hampir tidak pernah dijumpai kontrak pembagian berdasarkan GR di belahan dunia ini?, katanya Peru pernah menggunakannya - tapi itu pun model kontrak mereka yang lama, saya sendiri belum pernah melihat detail modelnya, karena database yang saya punya disini adalah untuk kontrak yang lebih baru (setelah tahun 1998), model kontrak mereka yang lebih baru tidak lagi menggunakan model pembagian berdasarkan GR ini. Saya berharap ada contoh negara lain, mungkin saya belum sempat memeriksa semua, tapi paling tidak, untuk kontrak kontrak yang lebih baru, hampir tidak pernah atau jarang sekali ditemui. Senang sekali kalau ada kolega yang dapat memberi info atau pernah menemukan model kontrak seperti ini, buat pembelajaran kita bersama tentunya.

Berangkat dari worldwide database tersebut, logis kalau timbul pertanyaan: “kok nggak ada (atau sedikit sekali) yang pakai model seperti ini?”, apa karena negara lain “belum sempat memikirkan untuk mencoba model ini”? atau justru sebaliknya, mereka sudah mengkaji lebih jauh dan mereka (memutuskan) tidak tertarik. Mungkin juga, tujuan utama mereka memang bukan “yang mudah mudah” seperti diatas sehingga wajar kalau mereka memilih tidak menggunakan sistem ini.

Disadvantage model pembagian berdasarkan GR

Mari kita lihat disadvantage sistem ini, misalkan kita memilih pembagian berdasarkan GR (X% : Y%), X% buat host country, dan Y% buat IOC. Silahkan dilakukan exercise atau simulasi, yang paling umum dilakukan adalah melihat respons Government Take (selanjutnya kita singkat GT*) terhadap profit. Apakah GT akan naik, konstan atau turun dengan kenaikan profit?, kenaikan profit yang paling umum disebabkan kenaikan harga minyak, bisa juga karena recoverable reserves yang naik atau karena biaya turun.

Suatu sistem disebut “regresif” apabila GT turun dengan kenaikan profit, “netral” apabila tidak berubah (konstan) dengan kenaikan profit dan “progresif” apabila naik dengan kenaikan profit.

Cara paling sederhana untuk menghitung kenaikan profit tentu dengan melakukan sensitivitas terhadap harga minyak, berdasarkan hitungan hitungan sederhana, maka sistem pembagian berdasarkan GR ini akan cenderung masuk golongan sistem yang “regresif” (mungkin rekan rekan bisa melakukan exercise juga, menarik untuk diskusi kalau seandainya hasilnya berbeda, sekali lagi ini untuk pembelajaran kita semua).

Sekarang kita bandingkan dengan PSC standard, PSC standard cenderung netral, dengan kenaikan profit, GT akan cenderung tetap, sekitar 85% (akan sedikit lebih tinggi karena pengaruh DMO, dll). Apabila kita bandingkan dengan sistem pembagian berdasarkan GR, maka untuk kasus low profitability (bisa karena harga minyak rendah, recoverable reserves lebih jelek dan atau biaya naik), maka model (pembagian berdasarkan GR) ini akan lebih baik bagi RI. Namun sebaliknya, apabila nantinya parameter yang men-drive profit (price, reserves, cost) membuat naiknya tingkat keuntungan (high profitability), maka sebenarnya GT untuk model pembagian berdasarkan GR akan lebih jelek daripada sistem PSC standard.

Wacana ini perlu diantisipasi dan dipahami, jangan sampai setelah kejadian (sekian tahun dari sekarang), kita baru terheran heran, “lha kok GT malah turun pada saat keuntungan naik?”. Saya sengaja memfokuskan ke “disadvantage” dari sistem pembagian berdasarkan GR, supaya kita dapat melihat kedepan, bahwa kemudahan yang kita inginkan (ternyata) ada “cost” nya juga.

Masalah perpajakan untuk model pembagian berdasarkan GR

Dari aspek perpajakan, pembagian berdasarkan GR akan mempunyai dua kemungkinan:

1. Bagian Contractor sudah “net”
2. Contractor masih membayar pajak dari bagiannya

Kemungkinan 2 tentu tidak ada masalah dari aspek perpajakan, saya berasumsi yang sedang kita bicarakan adalah jenis yang pertama, artinya bagian GR Contractor sudah “net”, dalam kasus ini “seolah olah” bagian tersebut after tax, jadi resminya Contractor tidak dikenakan pajak lagi. Kalau kasusnya seperti ini, ada kemungkinan timbul masalah perpajakan di home country Contractor tersebut, karena Contractor seolah olah “belum/tidak membayar pajak” di negara tempat mereka melakukan investasi. Contractor bisa berdalih “ini sudah net”, tapi kemungkinan besar otoritas pajak di negara asalnya tidak mau mengakui dan (tetap) akan mengenakan pajak lagi, ini dis-insentif buat Contractor tentunya. Oleh karena itu, perlu masukkan dari pakar perpajakan (yang memahami international taxation, tax treaty, etc) untuk model pembagian berdasarkan GR ini. Bukankah dalam PSC generasi sebelumnya, kita pernah mengalami masalah perpajakan seperti ini?, yang membuat RI harus me-redesign PSC generasi berikut untuk mengatasinya, seperti sistem yang sekarang kita gunakan.

Penutup
Tujuan saya melihat dari perspektif disadvantage ini supaya kita dapat memahami bahwa sistem ini juga mengandung banyak kelemahan. Namun demikian, saya percaya bahwa tidak ada satu sistem pun yang paling baik - “one size fits all model does not exist”. Sehingga kalau tetap berkeinginan memperkenalkan model pembagian berdasarkan GR, saya sarankan agar sistem pembagian berdasarkan GR dibuat sliding scale in favour of our country, ini untuk mengurangi “efek regresif” seperti penjelasan sebelumnya.

Parameter sliding scale yang umum dalam pembagian profit oil split adalah: profitability, oil price, production rate, cumulative production, etc. Untuk sistem “progresif”, idealnya sliding scale dilakukan berdasarkan profitability, namun untuk kasus pembagian berdasarkan GR ini, rasanya kurang pas atau kurang relevan apabila dilakukan sliding scale berdasarkan profitability, yang mungkin dapat dilakukan adalah sliding scale berdasarkan oil price atau production rate atau cumulative production.

Vienna, 2 January 2007

------

*) Formula:

Government take (GT) = Gov. Share/Profit

Contractor Take (CT) = Contr. Share/Profit

Profit = GR - cost

GT + CT = 1

Gov Share = PSC standard (FTP Gov, Profit Oil Gov, Tax)

Contr. Share = (FTP contr, Profit Oil contr)

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

Diskusi dan komentar:

Saya sempat berkomunikasi via email dengan Daniel Johnston (konsultan, pengajar kursus dan penulis beberapa buku mengenai petroleum fiscal system dan petroleum economics). Saya minta komentarnya mengenai sistem pembagian berdasarkan GR dan negara apa saja yang pernah menggunakannya (selain Peru). Setelah saya kirimkan email diatas di miling list kami (tmitb nusantara - alumni teknik perminyakan ITB), siangnya saya terima Email Daniel, yang memberi info bahwa: Turkmenistan juga pake dan dia sekarang lagi garap model GR untuk blok tertentu di Algeria. Sebagian besar komentarnya mirip komentar saya diatas, khususnya mengenai masalah "double taxation" dan "regresif". Secara umum, dia tidak merekomendasi menggunakan sistem ini, hanya untuk kondisi yang sangat khusus ("special circumstances") saja.

Komentar dari rekan TM yang Pro pembagian GR, umumnya menggunakan logika sederhana saja, kalau pembagian sudah berdasarkan GR, pembagian pemerintah tidak tergantung lagi dengan besarnya cost dan bagian contraktor saja yang tergantung dengan cost. Jika split 70:30 dan GR = 100 maka bagian pemerintah langsung 70, sedangkan bagian contraktor 30 yang sudah termasuk cost dan pajak. Sehingga kalau contraktor mau untung, maka contaktor harus berusaha semaksimal mungkin untuk memperkecil cost. Secara otomatis Contrator sendiri akan berusaha mengeluarkan cost seminim mungkin.

Saya sendiri tidak menolak "logika sederhana" diatas, diskusi di miling list cukup alot tapi konstruktif, benang merah perbedaan sudut pandang "logika sederhana" dengan logika "tidak sederhana" yang saya pakai itu adalah cara kita melihat persamaan dibawah ini:

GR = Gov Share + Ctr share + Cost

Logika sederhana yang dipakai rekan rekan "Pro pembagian berdasarkan GR", melihat persamaan diatas seperti ini: Government aman, karena persentase dari GR tetap 70%, sementara kontraktor akan menurunkan cost SECARA NOMINAL, supaya persentase Ctr. share lebih besar. INI TIDAK SALAH. Tapi ini "kondisi statis", kalau GR tetap.

Logika "tidak sederhana" yang saya pakai melihat "kondisi dinamis" dalam artian, bahwa tanpa melakukan apa apa, persen cost akan turun sendiri kalau GR naik dan akan naik kalau GR turun. Jadi fokusnya lebih kearah naik/turunnya GR (karena oil price & production), ketimbang naik turunya cost SECARA NOMINAL. Jadi saya melihat dalam kondisi ekstrim, cost itu menjadi "tidak terlalu penting", karena kalau terjadi "excessive profit", persen cost thd profit akan turun sendiri, konsekuensinya, tingkat keuntungan contractor melonjak melebihi PSC standard, artinya semakin profit blok tersebut, semakin kecil GT, ini yang berulang kali saya sebut sebagai sistem "regresif". Sebaliknya kalau ternyata "jelek" (oil prices anjlok & reserves/production jeblok), cost sebagai persentase GR akan naik sendiri, Contractor tekor, Khan nggak mungkin Contractor mau nerusin proyeknya kalau nggak minta perubahan terms alias renegosiasi lagi. Jadi kontrak seperti ini relatif tidak stabil.

Tentu Perdebatan menjadi bagian yang tidak terpisahkan dalam diskusi di miling list, namun disitulah sebenarnya kesempatan kita untuk mencari wacana baru dan melihat perspektif baru, dengan tujuan tentunya, hasil yang optimum buat RI. chau...

Nyetel Koboi (pas bengong)

Santai dulu, jangan ngomongin migas mulu ah - kita ngomongin hobi waktu senggang sekarang. Problem disini, semua acara tv pakai bahasa jerman, nggak ngertilah awak, yang bahasa inggris paling BBC sama CNN. Kalau mau nonton bioskop, nggak mungkinlah niggalin anak bini, padahal nonton bioskop itu hobi awak dari zaman kuliah.

Jalan keluarnya ya cari kaset DVD lah, kebenaran awak hobi nonton film koboi klasik, jadi kalau lagi jalan keluar kota, disempatin mampir ke toko yang jual kaset. Biasanya yang paling dicari koleksi TV series zaman baheula. Sebagian besar belinya di Amazon dan DVD Avenue.

Sebagian koleksi

Saking baheulanya sebagian masih hitam putih, kaya: Gunsmoke, Rawhide, Black Saddle, film ini dulu pernah diputer di TVRI waktu awak masih SD kali, sebagian masih inget tokoh tokohnya, ya sekalian nostalgia. Yang paling seneng, Rawhide, di film ini si Clint Eastwood masih culun banget. Black Saddle juga bagus, ceritanya pendek pendek, Big Valley juga awak suka. Sebenarnya ada yang lebih baheula, dulu juga sempat diputer di TVRI, judulnya: Lancer, cuma belum ketemu euy, sudah browsing di internet, nggak ada yang jual..

Pas lagi bosen ngurusin kerjaan, lumayanlah nostalgia nyetel koboi, agak malem cuma nyetelnya, nunggu anak2 tidur, biar konsen he he..

Windfall Profits Tax - Kasus Algeria

Lagi cuti nih, tapi tetap rutin buka buka email, tadi pas cek email, ada email dari nona - orang library, mengenai special report dari Barrows terkait dengan windfall profit tax di Algeria. Nona selalu mengirim email “latest edition”, baik berupa special report, publikasi, paper, etc yang terkait dengan upstream petroleum contract dan petroleum economics.

Rencana Algeria mau mengenakan windfall profit tax sudah banyak dibahas mass media, cuma detail berapa besar tax-nya, apakah fix atau sliding scale belum ketahuan karena masih digodok disana. Kalau rajin mengikuti berita upstream, kita sering dengar gimana menteri pertambangan dan energi: Dr. Chakib Khelil menjelaskan kesana kemari mengenai latar belakang windfall profit tax atau exceptional profit tax ini. Ini salah satu komentarnya: “… It is a tax which has been imposed given the exceptional profits made by the companies which led to the disequilibrium between the interests of the companies and the state. When the companies signed the contracts the price of oil was $15”.

Tax “rezeki nomplok” ini baru akan dikenakan kalau harga minyak diatas $30 per barel (patokannya Brent Crude) dan berlaku untuk kontrak yang telah berjalan. Tentu perusahaan minyak keberatan, tapi seperti Mr. Khelil bilang: ini sovereign decision!. Apa nanti investor akan kabur?, seperti di kita khan, bentar bentar ketakutan diancam investor kabur, untuk kasus Algeria ini, kita lihat saja nanti, pada kabur beneran nggak sich?, kita tunggu aja, sekalian buat bahan pembelajaran.

Menurut undang undang di Algeria, bentuk partnership antara Sonatrach dengan perusahaan asing bisa dalam bentuk: commercial company, joint venture, production sharing contract dan risk service contract. Apapun bentuk partnershipnya, partner-nya Sonatrach (foreign company atau investor) bisa mencapai share produksi per tahun sampai 49%. Perhitungan share produksi investor sendiri sebenarnya cukup ribet, karena ada formula sendiri, yaitu: Pi = K*a – b, dimana K sendiri adalah koefisien yang besarmya kurang dari satu, “a” adalah fungsi dari produksi harian dan “b” fungsi dari V/I dimana “V” itu adalah value dari produksi dan “I” itu investment, mirip dengan rasio revenue over cost.

Nah untuk kasus PSC yang kaya gini, maka windfall profit tax-nya sebagai berikut:

Seperti banyak diulas, windfall profit tax ini selalu mengundang pro kontra, kalau IOC pasti ngeluh, khan harga bukan satu satunya determinan, pas harga minyak naik (selalu) diikuti dengan naiknya biaya biaya. Sebaliknya dari sisi government, tentu punya alasan juga, seperti kasus Algeria ini, mereka bilang, lha ini khan kontrak lama, nggak ada investasi apa apa lagi, kalau investasi baru khan ikut undang undang baru, nggak kena dengan windfall profit tax ini, karena di undang undang baru, hal kaya gini udah masuk. Simak komentar Mr. Khelil: ”'Well, look what is the state getting out of $60/ a barrel. It was getting very good at $15 but at $60 it's getting the same thing. So what is going on?”.

Recommended Book

Hari ini baru terima buku, judulnya: Economic Modeling for Upstream Petroleum Projects - A guide to the strategies and techniques for building project evaluation models. Sebenarnya sudah lama mau pesen buku ini, pertama pesen lewat amazon - gagal alias stok nya habis, entah kapan ada lagi. Belakangan saya browsing di internet, ternyata buku ini bisa dibeli online lewat trafford, enaknya lewat trafford, kalau kita pesen, buku baru dicetak, jadi mereka nggak pakai sistem setok, boleh juga!.

Buku ini bagus, khususnya bagi analis junior atau siapa saja yang tertarik mendalami keekonomian proyek upstream migas. Pembahasan dimulai dengan Bab 1 commercial concepts and petroleum contract, di bab ini diulas: konsep government take, government marginal take, elements of royalty/tax agreement dan juga Production Sharing Contract (PSC). Kemudian dibahas juga mengenai rate of return contract, topics on petroleum taxation, risk and uncertainty dan booking reserves.

Bab 2 membahas petroleum finance and accounting, termasuk capital budgeting, full cylcle and point forward economics, incremental economics, depreciation methods, etc. Bab 3 modeling framework and design, nah yang menariknya di Bab 4 - modeling with microsoft excel, dia kasih contoh gimana nge-run economics pakai excel, sebagian pasti kita (sudah) familiar, cuma banyak juga tips yang dia kasih. Maklum karena biasa nge-run, tentu lama lama (dia) punya trik trik atau teknik teknik yang paling effektif. Di Bab 5, modeling applications, dia kasih contoh aplikasi untuk masing masing model untuk PSC, royalty/tax, service contract, sampai contoh nge-run model PSC yang splitnya pake ROR (atau ROR contract).

Kalau Anda sering nge-run economics oil projects - saya kira ada baiknya beli buku ini (atau suruh kantor yang beli dong), karena soft cover, buku ini relatif nggak mahal, sekitar 28 euro. Kalau pas beli buku gini, biasanya suka kepikiran, kapan bikin buku ya?, beli mulu!. Sebenarnya kepingin juga nulis buat buku, bahan bahan sudah banyak yang dikumpulin, tapi biasalah, penyakit males, kayanya perlu waktu luang yang banyak. Kalau sekarang, waktu luangnya belum banyak he he.

Cost Recovery & Model Kontrak Perminyakan

Latar Belakang

Belakangan ini masalah cost recovery sering dilansir oleh mass media dan juga dibahas beberapa mailing list, khususnya pemberitaan mengenai cost recovery yang terus meningkat sementara pada saat yang sama produksi terus menurun. Begitu pula diskusi mengenai pro & kontra dengan sistem PSC.

Cost Recovery

Pertama tama, (sebagaimana kita ketahui) secara alamiah sumur sumur minyak itu akan terus menurun produksinya, sebagian besar lapangan lapangan yang beroperasi di RI saat ini merupakan lapangan yang sudah tua (mature) sehingga produksinya akan terus menurun (declining stage). Pada periode decline ini, perusahaan minyak akan berusaha sekuat tenaga untuk menemukan cadangan/lapangan baru, melakukan optimisasi produksi supaya laju penurunan produksi (decline rate) tidak tambah drop atau “terjun bebas”. Dalam kaitannya dengan fase yang terjadi pada lapangan minyak ini – eksplorasi, pengembangan, produksi (plateau, decline) - ada time lag yang cukup lama antara penemuan baru (dalam Wilayah Kerja yang sudah berproduksi) dengan “put on production”, biaya eksplorasi dapat langsung dibebankan karena dalam satu Wilayah Kerja, sementara “manfaatnya” baru dapat dirasakan beberapa tahun kemudian. Dengan demikian, agak sulit membandingkan industri minyak dengan industri secara umum dalam kaitannya dengan “matching cost and revenue”.

Adanya nature bisnis tersebut perlu dipahami untuk memperoleh pemahaman yang komprehensif namun bukan untuk men-justifikasi bahwa cost recovery yang tinggi itu “dibolehkan”, justru cost effisiensi harus ditingkatkan pada saat tahapan decline ini. Pengeluaran pengeluaran ataupun proyek proyek yang tidak terkait langsung dengan penambahan cadangan dan atau produksi merupakan sasaran untuk cost reduction. Disinipun kita harus berhati hati, karena pada saat mature stage ini, lapangan lapangan tua tetap perlu maintenance peralatan atau mungkin mengganti fasilitas sarana penunjang karena umurnya sudah tua. Disinilah dilematisnya, apabila tidak dilakukan penggantian atau perbaikan, bisa jadi akan menimbulkan masalah lingkungan yang serius (pencemaran, dsb-nya), sebaliknya apabila dilakukan penggantian, tentu akan menimbulkan tambahan beban cost recovery.

Namun demikian, tentu kita tidak perlu berkecil hati, masih banyak upaya yang bisa dilakukan dalam rangka menekan cost recovery, khusus untuk international oil companies yang cukup banyak menggunakan tenaga asing (TKA), pada saat declining stage ini sebenarnya saat yang tepat untuk melakukan pengurangan TKA secara signifikan. Maksimalkan ahli Indonesia yang saat ini malah berkeliaran di LN, padahal saya yakin dengan fasilitas dan benefit yang sedikit dibawah apa yang diterima expatriate tersebut, banyak “legiun asing” kita yang siap kembali berkiprah di tanah air.

Hal yang perlu juga dipahami bahwa makin tinggi cost recovery, tidak hanya merugikan host country (dalam hal ini RI) tetapi Kontraktor juga tidak diuntungkan. Timbul pertanyaan, siapa yang untung?, jawabnya gampang: oknum, bisa oknum di KKKS, di perusahaan jasa (service company) dan tentu bisa juga oknum dari host country sendiri.

Bagaimana mengontrol biaya, kenapa kok jadi susah?, ditempat lain (negara lain) yang pakai PSC, kok nggak ribut ribut?, menurut pendapat saya, cara yang paling praktikal menekan timbulnya inefisiensi di KKKS itu adalah kerjasama antara host country (dalam hal ini diwakili BP Migas, Ditjen Migas, etc ) dengan KKKS – kenapa harus bekerjasama?, ya seperti saya sebut sebelumnya, dua duanya akan rugi kalau ada “mark-up” cost (sebenarnya saya lebih suka menggunakan istilah “inefisiensi” ketimbang mark-up), dengan bekerjasama, “oknum” tadi dari awal sudah bisa dibaca “akrobatnya”. Inefisiensi tersebut bisa dalam bentuk proyek proyek yang tidak ada nilai tambahnya. Saya kira mencegah mark-up dari awal lebih effektif daripada mengotak ngatik mark-up yang sudah terjadi. Jadi, bantuan dari kolega di KKKS untuk melaporkan kemungkinan proyek mengandung unsur “mark-up” sangat membantu, tentu saja ini harus ditindaklanjut oleh pihak yang berwenang, kalau tidak si pelapor merasa, “ah capek capek aja, nggak ada follow-up nya”.

APAKAH PSC PERLU DIGANTI MODEL YANG LAIN?

Model Kerjasama Kontrak Perminyakan

Belakangan timbul wacana untuk melihat model kontrak lain selain PSC, saya kira ini hal yang positif, ada keinginan untuk membandingkan dengan model kerjasama lain, apa plus minus-nya.

Model kontrak atau kerjasama perminyakan antara host country (HC) dengan oil companies dapat dibagi menjadi tiga jenis: Concession (belakangan lebih popular dengan istilah Royalty/Tax, Production Sharing Contract (PSC), kadang disebut juga Production Sharing Agreement (PSA) dan terakhir Service Contract. Setiap negara tentu punya alasan jenis kontrak mana saja yang akan dipilih, tidak heran kalau suatu negara bisa saja punya lebih dari satu macam model kontrak, malah bisa saja 3 jenis kontrak tersebut tersedia.

Banyak hal yang membedakan model kontrak/kerjasama tersebut, baik aspek legal (transfer of ownership), pengakuan cadangan dan metoda pembagian revenue antara negara dengan perusahaan minyak. Dari segi transfer of ownership, sistem royalty tax yang paling ekstrim, dalam arti kepemilikan minyak tersebut di transfer ke perusahaan minyak, perusahaan timbul kewajiban untuk membayar royalty dan tax. Bagaimana dengan sistem PSC?, pada dasarnya “ownership” (kepemilikan) aset minyak tetap berada di host country, namun demikian, contractor dapat memiliki bagiannya (berupa profit oil dan cost recovery). Perbedaan utamanya adalah: dimana terjadinya point of transfer of ownership tersebut, jadi dalam sistem PSC, transfer of ownership bagian contractor terjadi pada point of export, sementara, kalau sistem royalty tax, point of transfer langsung terjadi di wellhead (kepala sumur). Bagaimana dengan sistem service contract, secara umum dalam model service contract, tidak terjadi transfer of ownership, walaupun di beberapa jenis risk service contract, dimungkinkan terjadinya sebagian transfer of ownership.

Bagaimana kalau dilihat dari aspek pengakuan cadangannya (reserves recognition)?, kalau kita melihat dari perspektif perusahaan minyak, degree of reserves recognition ini berbanding lurus dengan degree of ownership, dengan demikian, kalau kita urut, akan seperti ini: service contract, PSC, royalty tax. Makin kearah royalty tax makin besar degree of reserves of recognition-nya.

Bagaimana kalau kita lihat dari aspek metoda pembagian revenue? Untuk sistem royalty tax, secara umum host country hanya memperoleh royalty dan tax. Sementara sistem PSC, host country akan mendapat royalty, profit oil dan tax. Tentu hal ini tidak berlaku umum, sebagian PSC tidak mengenakan royalty, untuk kasus RI, kita menggunakan FTP, mirip royalty hanya saja FTP ini dibagi antara negara dengan perusahaan minyak. Sedangkan service contract, pada dasarnya semuanya akan masuk ke pundi negara, negara hanya me-reimburse atau me-recover biaya biaya termasuk bunga yang diizinkan plus fee atau remuneration.

Service contract tentu paling menarik bagi host country dan kurang menarik dari sisi investor, umumnya deal service contract terbatas untuk proyek proyek dalam rangka peningkatan produksi, sehingga resikonya lebih kearah resiko kegagalan teknologi dibanding resiko eksplorasi. Kalau kita mau menawarkan Wilayah Kerja baru, tentu tidak menarik kalau menawarkan model service contract, mungkin tidak ada investor yang tertarik. Jika ingin menggunakan model service contract untuk kasus RI, terbatas pada pengelolaan lapangan lapangan tua, lapangan marginal, aplikasi teknologi EOR dan proyek proyek terkait dengan production enhancement.

Bagaimana dengan sistem royalty tax dengan PSC?, apalagi belakangan banyak yang menyarankan “daripada cost recovery naik terus, susah dikontrol, lebih baik kita pakai sistem royalti saja”. Mari kita lihat lebih jauh: seperti dibahas sebelumnya, didalam sistem royalty tax, negara tidak mendapat bagian profit oil, jadi hanya memperoleh royalty dan tax. Masalah akan timbul apabila ternyata terjadi kenaikan harga minyak yang tinggi atau ternyata cadangannya sangat besar, maka negara tidak dapat apa apa dari “rezeki nomplok” ini, paling paling pajaknya meningkat. Di beberapa negara, kalau ada kejadian seperti ini, biasanya host country mengenakan tambahan pajak berupa windfall profit tax.

Kalau kita analisa lebih jauh, secara arimatika hampir tidak ada bedanya, artinya kita bisa mendisain suatu fiscal system yang memberikan keekonomian yang sama persis, apapun bentuk kontraknya. Jadi tidak bisa dikatakan PSC memberikan keekonomian yang lebih baik dari royalty tax atau sebaliknya, tergantung berapa besaran royalty, tax dan profit oil split. Dengan simulasi, kita bisa membuat Government Take yang sama persis antara sistem royalty tax dengan PSC. Begitu pula dari sisi IRR, misalnya kita mau IRR contractor sekitar sekian persen, dengan simulasi kita kita dapatkan berapa royalty dan tax untuk model royalty tax dan berapa royalty, profit oil split dan tax untuk model PSC. Oleh sebab itu jangan heran kalau ada yang mengatakan, royalty tax dengan PSC bisa sama baiknya secara keekonomian lapangan.

Perusahaan minyak lebih suka yang mana? jelas lebih suka royalty tax, pertama karena masalah reserves recognition tadi, kedua sistem royalty tax biasanya sedikit intervensi dari host country. Kalau kita mundur ke history, sebenarnya sistem PSC ini didisain untuk memperbaiki sistem konsesi (royalty tax). Tujuannya agar host country ikut terlibat dalam me-manage SDA yang vital ini. Tidak hanya percaya saja dengan investor, dengan imbalan menerima royalti dan tax. Kalau kembali ke sistem royalty tax, apakah ini bukan suatu langkah mundur?

Hubungan antara cost recovery dengan model kontrak

Saya melihat sering terjadi kesalahpahaman dalam konteks mekanisme cost recovery kaitannya dengan model kontrak, khususnya pada saat membandingkan sistem royalty tax dan PSC. Secara definisi, mekanisme cost recovery ini ada dalam sistem PSC, sementara tidak umum digunakan dalam sistem royalty tax (karena didalam sistem royalty tax istilah yang lebih sering digunakan adalah cost deduction). Sehingga orang beranggapan, dengan mengganti PSC menjadi sistem royalty tax, maka masalah membengkaknya cost recovery akan teratasi, atau yang lebih ekstrim lagi menyatakan cost recovery hilang, dengan demikian kita tidak perlu repot lagi mengurusi cost recovery. Saya pikir ini kesimpulan yang menyesatkan.

Kalau kita lihat dalam perspekstif kemungkinan kecenderungan terjadinya “inefisiensi biaya”, bukankah sistem royalty tax ini akan lebih mudah dimanfaatkan oleh oknum oknum untuk membengkakkan biaya karena sedikit atau tidak adanya intervensi atau kontrol dari host country?. Jadi pemikiran bahwa perusahaan minyak akan menekan biaya dengan sistem royalty tax dibandingkan dengan sistem PSC merupakan kesimpulan yang sangat diragukan kebenarannya, karena masalahnya bukan di mekanisme sistemnya, tapi pada oknumnya.

Kaitan antara model kontrak dan upstream cost

Studi Alomair, Attar (2004), melihat kaitan antara model kontrak dengan Finding & Development cost (F&D cost), mereka membagi menjadi tiga kelompok: low, medium dan high cost berdasarkan database upstream cost around the world dan analisa statistik, Kesimpulannya: negara negara yang masuk kelompok low cost cenderung menggunakan tipe Service Contract, yang medium sebagian besar menggunakan PSC dan beberapa menggunakan royalty tax, sedangkan yang high cost umumnya menggunakan sistem royalty tax. Dalam studi ini RI masuk kelompk medium cost. Sementara sebagian besar negara Middlle East, masuk kelompok low cost.

PENUTUP & SARAN

Kalau kita melihat secara global, negara negara yang menggunakan PSC dan royalty tax hampir sama banyaknya, PSC 63 negara, royalty tax 58 negara, service contract 11 negara (Johnston, 2005). Kalau kita kaji lebih jauh lagi, penganut royalty tax, sebagian besar negara Eropa, Middle East (sisa konsesi dulu yang masih berlangsung, seperti: Neutral Zone, Sharjah, Abu Dhabi, Fujairah, Dubai, Ajman) dan beberapa negara Afrika yang secara propectivity kalah bersaing dengan negara tetangganya. Pada dasarnya pemilihan negara tersebut terhadap model kontrak royalty tax adalah dalam rangka menarik minat investor (berangkat dari asumsi bahwa IOC akan lebih tertarik sistem royalty tax ketimbang PSC), sama sekali tidak ada kaitannya dengan pertimbangan cost effisiensi apalagi dalam rangka pencegahan potensi terjadinya mark-up.

Kembali ke pertanyaan awal apakah model kontrak PSC sebaiknya diganti model kontrak lain? Berdasarkan pembahasan diatas, melihat plus minus masing masing model, Menurut saya TIDAK PERLU diganti, yang perlu dilakukan adalah meng – improve terms and conditions sehingga lebih flexible.

Secara global, model kontrak PSC paling bisa diterima baik oleh host country maupun international oil companies (IOC). Kecenderungan yang terjadi saat ini adalah membuat terms and conditions yang tidak fixed dalam arti sistem tersebut berubah seiring dengan berubahnya parameter tertentu (sliding scale), parameter tersebut bisa berupa: profitability, “R” factor, production, oil prices, etc.

Terkait dengan cost effisiensi, perlu didisain suatu terms and conditions yang mengakomodasi reward and punishment sehingga ada motivasi contractor untuk melakukan cost saving. Sebagai contoh, ada model PSC yang membatasi suatu cost recovery sampai X%. Namun demikian, apabila Contractor dapat melakukan saving, sehingga cost recoverynya turun menjadi (X-S)%, maka S% cost saving ini akan memperoleh profit oil split yang lebih baik bagi Contractor.

Terkait dengan wacana untuk membuat model pembagian berdasarkan Gross Revenue, yang bertujuan agar host country tidak sibuk mengurusi cost recovery lagi. wacana seperti ini tentu perlu dikaji lebih jauh, sistem seperti ini sangat jarang atau mungkin tidak pernah ditemui lagi, dulu Peru pernah menggunakannya. Pembagian seperti ini dapat menjadi “pisau bermata dua”, baik bagi host country maupun investor. Bagi host country, ketika gross revenue naik (entah karena harga minyak melambung atau karena produksi meningkat), maka secara persentase dari Gross Revenue, cost recovery akan turun secara signifikan. Implikasinya, Contractor take (atau keuntungan Contractor) akan meningkat tajam. Namun demikian, apabila Gross Revenue turun, cost recovery secara persentase dari Gross revenue akan meningkat tajam, akibatnya, Contractor Take akan turun drastis juga.

Disamping itu, sistem seperti ini akan cenderung “regresif” karena semakin tinggi profitabilitas, semakin rendah Government Take (GT) (persentase porsi pendapatan host country terhadap profit). Jika dibandingkan dengan PSC standard, GT akan konsisten sebesar 85% - 88%, maka dengan sistem pembagian berdasarkan Gross Revenue, GT akan semakin menurun dengan meningkatnya keuntungan. Dengan demikian apabila ternyata harga minyak melambung atau produksi meningkat tajam, sistem ini akan memberikan hasil yang lebih buruk dibanding PSC standard. Oleh karena itu, perlu dikaji lebih mendalam mengenai kemungkinan kemungkinan ini, jangan sampai hanya alergi dengan yang namanya cost recovery, kita membuat "sistem baru" yang malah berdampak buruk terhadap porsi pendapatan pemerintah (GT).

Kajian lebih mendalam juga harus dilakukan khususnya masalah pajak dan lain lain, dengan metoda pembagian berdasarkan Gross Revenue, Contractor seolah oleh tidak membayar pajak, akan timbul masalah di home country-nya, seperti yang pernah terjadi pada PSC generasi sebelumnya.

Semangat untuk mengubah terms dan conditions ini tentu tidak terlepas dalam rangka mengoptimalkan porsi pendapatan RI tanpa men-discourage investor. Secara umum dapat diterima bahwa semakin meningkat profitabilitas seyogyanya semakin meningkat pula persentase “Gov Take (GT)”. Jadi, untuk menguji apakah suatu sistem fleksibel terhadap profitabilitas, dapat dilakukan dengan membuat plot antara profitabilitas dengan “Gov. Take”, sistem yang “baik” itu dimana “Gov. Take” secara persentase harus naik proporsional terhadap profitabilitas atau dikenal dengan sistem yang "progresif" yang sekarang banyak berkembang dalam model model PSC yang muncul belakangan ini.