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!

Asian Energy Dialogue

PTT Public Company Limited jadi host acara tersebut diatas yang diselenggarakan di Bangkok, 22 - 23 Maret 2007. Acara ini melibatkan OPEC dan merupakan program dialog OPEC dengan produsen dan konsumen. Sebelumnya sudah ada program dialog OPEC - Russia dan OPEC - China.

Asia dianggap penting karena sebagaimana diketahui laju pertumbuhan permintaan minyaknya paling tinggi dibanding wilayah lain di belahan dunia ini, tentu saja khususnya: China dan India. Dialog ini sebenarnya lebih fokus ke aspek downstream dan tradingnya, sehingga tidak heran sebagian NOC dan private companies yang hadir adalah mereka yang terlibat di downstream dan trading.

Dari dialog ini diharapkan ada peluang yang bisa digarap baik oleh negara produsen dan negara konsumen. Topik yang dibahas tidak jauh dari urusan: security of demand dan security of supply. Diskusi menarik ketika sampai kepada pola kerjasama mana yang paling pas, apakah dengan cara cross invesment, artinya negara konsumen investasi dinegara produsen baik di upstream maupun downstream.

Menarik juga ketika diskusi mengenai “spare capacity” dan “stock” atau Strategic Petroleum Reserves (SPR), karena dua duanya menyangkut cost. “Spare capacity” tentu tidak gratis, ada cost yang harus ditanggung oleh negara produsen, sebaliknya, Stock atau SPR juga memerlukan biaya yang tinggi bagi negara konsumen. Pertanyaan: apa perlu negara negara konsumen menyimpan stock besar besaran?. Seperti biasa banyak usul menarik maupun yang rada aneh aneh disampaikan. Ya, namanya juga dialog, khan nggak harus dicari solusinya hari itu juga, paling nggak sudah membuka opportunity dan networking, tinggal bagaimana kreativitas company untuk menindaklanjuti peluang yang tersedia.

Demikian laporan dari Bangkok, sayang nggak sempat pulang kampung, tapi paling nggak udah merasakan suasana yang mirip mirip Jakarta lah…

Tentang Kontrak Migas di Irak

Pernah baca nggak artikel (mungkin lebih tepat studi), yang judulnya: the rip-off of Iraq’s oil wealth, ditulis oleh Greg Muttit cs dari PLATFORM? Kalau belum ada disini.

Tulisan Greg ini menarik karena mengkritik (kalau seandainya PSC/PSA diterapkan) di Iraq (tentu maksudnya setelah era Saddam, sebelumnya PSA sich sudah ada), judulnya pun rada rada serem (justru karena judulnya ini makanya saya ikutan tertarik baca). Kalau kita baca di ringkasan eksekutifnya, intinya ada dua kesimpulan: Pertama, bahwa (kalau seandainya PSA) diterapkan di Iraq, maka Iraq akan mengalami kerugian ratusan miliar dollar. Kedua, perusahaan asing (IOC) yang investasi disana dengan model ini, akan mengeruk “excessive return”. Singkat kata, Greg cs ini tidak menyarankan digunakan PSA disono.

Dalam studinya Greg ini, sebagai pembanding dia menggunakan PSA terms di Russia, Oman dan Libya, angka angka “kerugian potential” diperoleh dengan membandingkan seandainya lapangan lapangan tersebut di-run dengan model PSA terms ketiga negara tersebut dengan seandainya dikerjain sendiri oleh perusahaan nasionalnya (NOC) Iraq.

Dalam bagian lain, Greg menulis bahwa banyak pihak pihak berkepentingan (politikus dan teknokrat) di amrik sono yang mendorong supaya dipilih model PSA ini, dengan alasan alasan “energy security” dan kepentingan perusahaan asing (IOC) supaya bisa mem-book cadangan dalam rangka menjamin pertumbuhan perusahaan mereka (secure future growth).

Sebagai alternatif pengganti PSA, Greg cs memberikan tiga opsi yang bisa dilakukan, yaitu: 1. Dengan metoda direct financing dari anggaran pemerintah, 2. Pemerintah atau NOC- nya cari pinjeman, 3. Pakai model service contract.

Saya tentunya hanya ingin mengomentari aspek finansial ekonomis dari studi si Greg ini, untuk aspek politis, serahkan yang ahli lah…

Setelah dibaca baca, walaupun judulnya serem, sebenarnya studi Greg cs ini nggak banyak “temuan baru”, kalau akhirnya dia menyimpulkan PSA lebih jelek dibanding dengan “nasionalisasi”, dengan data asumsi yang dia gunakan, temuan tersebut bukan suatu yang baru untuk kasus Iraq.

Untuk jelasnya gini: secara umum negara negara dengan “upstream cost” rendah, cenderung tidak menggunakan PSA, Iraq ini upstream cost nya termasuk rendah (exploration cost sekitar 2.25 $/bbl dan production cost sekitar 1.5 $/bbl, total upstream cost = 3.75 $/bbl, termasuk sangat rendah), bandingkan dengan Saudi Arabia $3 /bbl, Kuwait 3.55 $/bbl dan Iran 4,25 $/bbl. Kolega saya, Al-Attar (fiscal policy analyst sebelum saya disini), pernah melakukan studi kaitan antara upstream cost dan model kontrak, data tersebut saya ambil dari studi dia.

Jadi kalau Greg cs bilang jangan pake PSA untuk area yang sudah ditemukan, itu bukan hal yang baru, PSA memang umumnya dipake untuk yang risk-nya masih agak gede, kalau relatif low risk, ya sikat aja pake service contract!.

Namun tetap harus diingat “rule of thumb” yang sering saya singgung pada posting2 sebelumnya: “one size fits all models does not exist” ! Karena nggak semuanya (dan nggak selalu) cocok pake service contract, even untuk kasus Iraq. Untuk wilayah wilayah tertentu yang statusnya “masih gelap” atawa masih unexplored, PSA kelihatannya masih lebih cocok, dan keliatannya kedepan nya di Iraq akan tetap ada opsi PSA. Untuk area tertentu mereka akan pake service contract, untuk area lain yang high risk, mereka mungkin akan tetap pake PSA. Jadi nggak bisa dipukul ratalah, semuanya ada plus minus tentunya!

Konferensi 144

Konferensi OPEC ke 144 berlangsung tanggal 15 Maret 2007 di Wina, pimpinan sidang adalah Menteri Energi UAE, Mohamed Bin Dhaen Al Hamli selaku Presiden Konferensi OPEC. Sidang ini merupakan sidang untuk yang pertama kalinya bagi Angola yang efektif menjadi anggota sejak 1 Januari 2007. Seperti konferensi sebelumnya, konferensi kali ini juga mengundang beberapa negara produsen Non OPEC yang hadir sebagai pengamat, yaitu: Rusia, Meksiko, Mesir dan Oman.

Adapun hasil hasil konferensi antara lain: 1. kinerja perekonomian dunia pada tahun 2007 diharapkan relatif baik, laju pertumbuhan sedikit lebih rendah dibandingkan tahun 2006. Konferensi mencatat bahwa meskipun semua indikator secara jelas menunjukkan bawa pasokan minyak global dan stok di negara negara OECD berada pada tingkat yang cukup, fluktuasi harga minyak diperkirakan akan terus berlanjut. 2.Terkait dengan fluktuasi harga minyak, konferensi memutuskan untuk terus memonitor perkembangan pasar untuk memastikan terciptanya stabilitas harga minyak dimana pada saat yang sama laju pertumbuhan global dapat dipertahankan.

Delegasi RI pada konferensi ini dipimpin langsung oleh Menteri ESDM.

Sidang ECB

Salah satu kesibukan rutin setiap bulan Maret di Sekretariat ini adalah serangkaian Sidang Sidang. Sebelum dilaksanakan Sidang tingkat Menteri tanggal 15 Maret, terlebih dahulu dilakukan serangkaian rapat teknis yang dikenal dengan Economic Commission Board (ECB) yang mana setiap negara anggota mengirimkan delegasi yang dipimpin oleh National Representative.

Tahun ini Sidang ECB dilaksanakan tanggal 7-9 Maret 2007, adapun materi yang dibahas adalah hasil kajian Sekretariat yang bersifat jangka pendek (short term), yaitu “oil market assessment” dan yang bersifat medium serta long term. Kajian atau studi tesebut tentunya tidak terbatas terhadap minyak tok, tetapi kajian terhadap energi secara umum dan strategi jangka menengah dan jangka panjang OPEC.

Sidang ECB ini bersifat teknis biasanya berlangsung cukup alot, karena hasil pemaparan yang disampaikan analis OPEC tentunya di challenge oleh masing masing delegasi. Sebagaimana diketahui sebagian besar delegasi biasanya sangat menguasai materi yang disampaikan.

Materi presentasi “Oil Market Assessment” meliputi analisa makroekonomi global, analisa pasar minyak, perkiraan penambahan pasokan minyak oleh negara non OPEC sepanjang tahun 2007, perkiraan kenaikan permintaan, analisa stock minyak, transportasi minyak dan lain lain.

Sementara untuk medium dan long term berupa presentasi kajian mengenai modeling supply demand, pengaruh energi alternatif, pengaruh non conventional oil serta beberapa kajian yang hanya disampaikan dalam bentuk laporan karena waktu presentasi tidak memungkinkan mengingat jadwal yang begitu padat.

Hasil Sidang ECB ini akan menjadi masukkan untuk Sidang tingkat Menteri, yang agak beda untuk tahun ini adalah keikutsertaan Angola untuk pertama kalinya dalam Sidang ECB.

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)…. !