Kajian Cost Recovery Migas Indonesia

Cost Recovery migas di Indonesia memang unik bila dibandingkan dengan negara penghasil minyak dan gas lainnya yang sama sam menerapkan mekanisme kontrak bagi hasil produksi (PSC-Production Sharing Contract). Banyak hal 2x yang terkait dengan pengembalian biaya pengembangan dan produksi lapangan migas, tidak hanya masalah biaya memproduksi minyakd an gas tetapi juga pengembalian biaya eksplorasi, insentif, pengembangan lapangan, dan lain sebagainya termasuk biaya biaya sosial yang terkait dengan pengabdian masyarakat. Biaya tersebut dikembalikan 100 %, bahkan bisa mencapai 120 % jika diberikan insentif, tidak dalam bentuk uang tetapi dalam bentuk volume minyak yang diproduksi dalam satuan barel sesuai dengan perjanijan bagi hasil produksi minyak dan gas. Pemahaman ini sangat penting bagi masyarakat dan pejabat pengambil kebijakan agar mengerti dan memahami apa yang terjadi dengan masalah cost recovery yang akhir akhir ini muncul dalam pembicaraan publik maupun di media masa.

Cost Recovery (CR) merupakan suatu hal yang baik bagi negara dan kontraktor migas, tetapi bisa menjadi sesuatu yang buruk bagi negara jika tidak dikelola secara professional baik oleh negara maupun kontraktor. Berikut ini akan saya bahas baik dan buruknya CR dari sisi negara maupun kontraktor.

Jika cost recovery digunakan untuk investasi maka kenaikan CR akan menjadi indikator kegiatan migas di Indonesia yang positif. Indikator ini menunjukkan bahwa terjadi kenaikan investasi yang dilakukan perusahaan minyak di Indonesia untuk membawa dana investasi masuk ke Indonesia untuk kegiatan explorasi, exploitasi atau pengembangan, lapangan dan menjaga tingkat produksi yang telah ditargetkan sebelumnya. Oleh karena itu kenaikan CR dalam hal ini harus disikapi sebagai hal yang positif oleh semua pihak. Jika CR menurun, maka perlu dicermati lebih dalam apakah ini sebagai indikator surutnya investasi migas atau sudah tidak ada lagi potensi migas yang bisa dikembangkan dalam skala ekonomi.

Jika cost recovery digunakan untuk biaya produksi dan belanja rutin, maka kenaikan CR akan menjadi indicator kegiatan migas di Indonesia yang negatif. Indikator ini menunjukkan bahwa terjadi kenaikan biaya produksi yang disebabkan oleh kegiatan perbaikan sumur dan fasilitasnya, kenaikan biaya servis, lapangan yang sudah tua, infrastruktur migas yang tidak efisien, atau terjadi pemborosan dan kebocoran anggaran yang tidak perlu. Oleh karena itu kenaikan CR dalam hal ini harus disikapi lebih cermat oleh semua pihak bagaimana menjadikan operasi lapangan migas yang lebih efisien. Jika CR menurun, maka perlu dicermati lebih dalam apakah ini sebagai indikator surutnya investasi migas dalam bentuk perbaikan lapangan migas atau memang operator telah melakukan kegiatan efisiensi dalam biaya produksi.

Banyak hal yang dapat mempengaruhi kenaikan CR akibat dari pengaruh external. Ketika harga minyak sangat tinggi seperti sekarang ini, banyak perusahaan minyak berlomba lomba meningkatkan investasinya sehingga terjadi kenaikan biaya servis dari kontraktor servis migas akibat permintaan pasar yang meningkat. Akibatnya terjadi kenaikan CR yang berlipat. Standar keselamatan dan keamanan kerja perusahaan minyak kelas dunia semakin tinggi dan semakin baik, sehingga peningkatan standar ini membutuhkan biaya yang lebih tinggi demi keselamatan pekerja dilapangan dan demi kelangsungan operasi lapangan sesuai dengan standar dunia. Hal ini tentunya akan memicu kenaikan CR.

Selain itu, penerapan teknologi baru standar dunia tentu akan membutuhkan biaya CR yang lebih besar demi peningkatan kualitas produksi dan operasi lapangan yang lebih efisien dalam jangka panjang.

Hal hal lain yang bersifat buruk dalam pengembalian biaya (CR) tidak akan saya bahas disini karena hal ini akan menyangkut etika bisnis, trik korporasi, pemborosan/bocornya anggaran kerja, dan lain sejenisnya.

Danang Saleh
Pemerhati masalah energy MIGAS

Menilai Unjuk Kerja Kontraktor Bagi Hasil Migas Dari Sisi Kerugian & Keuntungan Negara

Sudah menjadi perbincangan panjang dalam wacana operator lapangan minyak oleh kontraktor bagi hasil (KPS)/ production sharing contractor (PSC). Banyak pendapat bahwa apabila suatu lapangan minyak nasional yang di operasikan oleh kontraktor asing maka negara akan dirugikan karena berbagai macam alasan dan asumsi yang diyakini oleh masing masing pihak. Ada pula berpendapat bahwa kontraktor asing dianggap berpotensi merugikan negara karena biaya pengembangan dan operasi yang dianggap mahal karena menggunakan tenaga asing sehingga pendapatan negara berkurang dan keuntungan dari minyak tersebut akan keluar negeri.

Anggapan bahwa kontraktor asing akan menguntungkan negara karena diyakini akan membawa modal dan teknologi dapat pula dipatahkan karena situasi saat ini dengan harga minyak yang tinggi diatas 50-60 $ per barel, dengan mudah kontraktor nasional pun akan mendapatkan modal asing dengan model ”Project Financing” dari sumber sumber lembaga keuangan internasional. Sedangkan teknologi perminyakan sekarang dengan mudah pula kontraktor nasional mendapatkan dari perusahaan service asing kelas dunia seperti Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes, dan banyak lainnya yang siap berkompetisi memberikan service & teknologi tinggi.

Banyak pula yang berpendapat bahwa kalau lapangan minyak tersebut dioperasikan oleh kontraktor nasional maka negara dapat juga berpotensi dirugikan akibat kebocoran dan inefisiensi pengelolaan lapangan sehingga produksi tidak optimal dan biaya pengembangan dan operasi menjadi tinggi ataupun berpendapat sebaliknya.

Hal ini menjadi perdebatan panjang karena tidak ada tolok ukur atau kriteria yang mudah dipahami oleh masyarakat perminyakan untuk menilai kesehatan lapangan minyak yang seharusnya dioperasikan oleh siapapun kontraktor asing maupun nasional.

BPMIGAS sebagai pembina dan pengawas kontraktor bagi hasil ( KPS) menggunakan indikator ekonomi standar untuk mengukur keuntungan suatu rencana pengembangan lapangan minyak dan gas berdasarkan nilai keuntungan didepan (NPV), laju keuntungan (ROR), jangka waktu pengembalian (payback time), dan penerimaan negara ( government take). Indikator ekonomi ini biasa digunakan untuk mengukur suatu kelayakan proyek minyak baik dari sisi keuntungan kontraktor mauapun dari sisi pendapatan negara. Akan tetapi indikator ini tidak mudah dipakai sebagai acuan untuk menilai apakah kontraktor tersebut merugikan atau menguntungkan negara yang selama ini menjadi perbincangan di media mengenai kasus lapangan minyak Cepu, Exxon Mobil dengan Pertamina, misalnya.

Terlepas dari masalah politik yang mewarnai perdebatan tersebut, untuk mendapatkan gambaran yang lebih jelas dan tolok ukur yang netral, banyak indikator ekonomi yang lazim digunakan oleh perusahaan minyak kelas dunia (World Class Operators) untuk menilai apakah perusahaan minyak tersebut sudah menerapkan kaidah-kaidah yang diyakini benar menurut standar ilmu perminyakan internasional atau sering disebut ”prudent petroleum practice”. Tolok ukur ini bisa di wujudkan dalam besaran-besaran finansial per barel minyak seperti unit biaya operasi $/boe, unit biaya pengembangan $/boe, unit pendapatan negara $/boe, dan unit pendapatan kontraktor $/boe.

Negara, MIGAS dan BPMIGAS perlu mempunyai kriteria , tolok ukur yang transparan untuk menilai unjuk kerja (”performance”) dan kesehatan pengelolaan lapangan minyak dan gas di Indonesia baik itu dikelola oleh operator asing atau nasional. Hal yang perlu mendapat perhatian adalah bagaimana operator mengelola biaya yang nantinya akan menjadi bagian dari mekanisme pengembalian biaya dari penjualan minyak ( Cost Recovery). Karena ”Cost Recovery” adalah bagian dari pendapatan kontraktor yang akan mengurangi pendapatan negara.

Sebagai ilustrasi, untuk lapangan minyak dengan bagi hasil 85/15, setiap menambahan biaya operasi 1 dollar yang dibelanjakan oleh operator, maka pendapatan negara akan berkurang 0,85 $ dan sebaliknya pendapatan negara naik sebesar 0,85 $ bila operator dapat mengurangi biaya 1 $, sedangkan kontraktor hanya mendapatkan 0,15 $.

Biaya operasi lapangan minyak di Indonesia umumnya berkisar antara 3 sampai 14 $/boe, tergantung lokasi, jenis & kondisi lapangan, dan siapa operator lapangan tersebut. Tidak sedikit operator kelas dunia yang dapat mengelola lapangan migas dengan biaya kurang dari 3 $/boe. Hal ini tentunya akan sangat menguntungkan negara karena bagi hasil yang maksimal.

Akan tetapi ada pula operator yang tidak efisien dengan biaya operasi yang sangat tinggi jauh diatas 14 $/bbl sehingga bagi hasil negara sangat kecil akibat pendapatan kotor lapangan tersebut dipakai untuk cost recovery yang merupakan salah satu komponen pendapatan operator selain bagi hasil. Hal ini jelas sangat merugikan negara karena memang maksud operator untuk mendapatkan revenue melalui biaya pengembangan & operasi lapangan yang tinggi, sehingga operator dimungkinkan mendapatkan revenue dari keuntungan perusahaan service yang dimiliki oleh grup perusahaan tersebut atau lewat mekanisme cost recovery lainnya, sehingga negara-lah yang akan menannggung kerugian sebesar 85% dari biaya tersebut.

Oleh karena itu diperlukan adanya semacam ”performance contract” dalam POD (Plan of Development) yang nanti nya akan mengukur besaran cadangan minyak yang dapat diproduksi (Recoverable Reserves), Reserves replacement ratio, dan besaran recovery factor (RF) yang dijanjikan. Pelaporan aset model Security Exchange Commission (SEC report) bisa membantu otoritas negara untuk mengontrol nilai aset lapangan minyak.
Dengan besaran besaran tersebut masyarakat dan negara bisa menilai apakah operator tersebut merugikan atau menguntungkan negara.

Kemampuan operator lapangan minyak untuk memberikan keuntungan yang maksimal jangka panjang ke negara dapat dilihat dari tinggi nya angka recovery faktor (RF) yang menjadi komitmen operator . Angka ini sangat ditentukan oleh kemampuan operator untuk menambang cadangan dan mengoptimalkan produksi minyak sampai batas maksimal yang disebut ”pushing reservoir & production to the limit”. Hal ini sudah tentu akan sarat dengan teknologi tinggi perminyakan yang ramah lingkungan dan besarnya modal yang ditanamkan. Tidak banyak operator kelas dunia yang mampu berkomitmen untuk menanamkan modal besar dan teknologi tinggi kedalam lapangan yang dikelolanya.

Dengan diciptakan iklim kompetisi world class operator yang sehat diantara kontraktor KPS dalam menerapkan prudent petroleum practices, maka negara & masyarakat bisa menilai mana operator yang prudent dan mana yang ugal ugalan, tidak perduli apakah itu operator asing, campuran, nasional tulen, atau yang lainnya, yang paling penting operator mana yang mampu terbukti memberikan keuntungan yang maksimal kepada negara dan bangsa , hal ini indikatornya sangat jelas.

Operator yang berindikasi merugikan negara akan mempunyai unit biaya pengembangan & operasi tinggi tidak wajar, recovery factor rendah, produksi tidak berkesinambungan jangka panjang, ”reserves replacement ratio” rendah dan kurang perduli dengan lingkungan.

Sebaliknya, operator yang sangat peduli dengan lingkungan, dan mempunyai standar keselamatan kerja (HSE) yang tinggi, dan mempunyai komitmen jangka panjang, tidak perlu menjadi alasan masyarakat ketakutan akan negara dirugikan oleh operator type tersebut, karena prinsip prinsip prudent petroleum practice akan diterapkan oleh operator operator kelas dunia tersebut dimana mereka beroperasi entah di Indonesia, UK, US, atau di negara Afrika yang miskin sekalipun. Mekanisme ini berjalan karena operator tersebut dimonitor dengan cermat oleh para analis saham, pasar saham dunia, LSM, lembaga keuangan international, dan pemerintah negara dimana mereka beroperasi. Reputasi operator tersebut sangat dipertaruhkan dalam pasar saham dunia dengan jatuh bangun nya harga saham operator tersebut apabila mereka ugal ugalan.

Pada akhirnya masyarakat perminyakan nasional bersama BPMIGAS akan bisa menilai kesehatan aset yang operasikan oleh kontraktor KPS agar tidak berpotensi merugikan negara, karena BPMIGAS tentunya mempunyai data data yang akurat dan lengkap melalui indikator finansial dan indikator perminyakan tersebut diatas seperti ilustrasi bagaimana Bank Indonesia menilai kesehatan bank bank swasta nasional di Indonesia.

Danang R. Saleh - Pemerhati masalah energi minyak dan gas

Insentif Baru, Lapangan Marjinal, dan Kepentingan Pasar Domestik

Kompas 27 May 2005 p.38

Insentif Baru, Lapangan Marjinal, dan Kepentingan Pasar Domestik
Danang Saleh
SUNGGUH merupakan suatu berita baik yang dimuat harian Kompas, 23 April 2005, mengenai pemberian insentif baru dari pemerintah untuk lapangan minyak dan gas marjinal. Insentif itu berupa kesediaan pemerintah untuk memberikan tambahan penggantian biaya eksplorasi dan eksploitasi 20 persen lebih besar dari yang disetujui oleh pemerintah jika tingkat pengembalian investasi (rate of return/ROR) kurang dari 15 persen. Insentif ini tidak diberikan apabila terjadi perbaikan ROR lebih dari 30 persen selama masa produksi.
PEMBERIAN insentif ini tentunya sudah melalui proses yang panjang dengan mempertimbangkan berbagai aspek, seperti keekonomian proyek marjinal, mengacu pada UU Migas, UUD 45, keinginan untuk meningkatkan produksi di atas 1 juta barel per hari, harga minyak yang tinggi, dan pertimbangan lain yang bersifat ekonomi dan politis.
Dari sisi kontraktor bagi hasil (kontraktor production sharing/KPS), insentif ini memberikan respons positif yang berbeda sesuai dengan kondisi keekonomian lapangan marjinal masing-masing. Insentif ini mirip dengan insentif lama, investment credit (IC) yang pernah ditawarkan sebelumnya dan dimungkinkan dapat menjadikan elemen yang atraktif bagi kontraktor untuk mendapatkan volume minyak bersih "net entitlement" yang lebih besar dari kontribusi tambahan 20 persen dari penggantian total biaya eksploitasi lapangan migas.
Berbagai pertanyaan dan tantangan akan muncul dengan hadirnya insentif baru yang diberikan oleh pemerintah. Apakah insentif tersebut cukup atraktif bagi kontraktor bagi hasil untuk mengembangkan lapangan marjinalnya? Apakah insentif yang diberikan memang yang sebenarnya dibutuhkan oleh masing masing lapangan marjinal untuk mencapai skala keekonomian yang atraktif sesuai dengan prinsip-prinsip investasi?
Apakah insentif tersebut memang yang diharapkan oleh kontraktor untuk membawa posisi keekonomian marjinal menjadi lebih kompetitif dengan keekonomian lapangan lainnya yang nonmarjinal? Apakah insentif tersebut membantu menjawab persoalan ketersediaan energi dalam negeri?
Pertanyaan-pertanyaan itu cukup valid dikaji untuk dapat memahami pengaruh insentif baru bagi kontraktor maupun pasar domestik.
Harga tinggi
Harga minyak yang tinggi berpengaruh besar kepada arus investasi global maupun regional. Dengan harga minyak di atas 50 dollar AS per barrel, arus investasi akan condong kepada lapangan minyak daripada lapangan gas untuk pasar domestik. Di samping faktor harga minyak, prinsip-prinsip umum investasi, "risiko tinggi imbal hasil tinggi (high risk-high return) akan berlaku di mana pun tanpa memandang faktor geografi dan tetap akan berlaku pada investasi migas.
Lapangan marjinal tergolong prospek investasi yang berisiko tinggi, baik karena jumlah cadangan minyak/gas yang kurang memadai atau tingginya proyeksi biaya pengembangan lapangan maupun tingginya risiko tingkat pengembalian modal investasi di akhir produksi. Risiko tinggi di awal investasi ini akan menjadi atraktif kalau diimbangi dengan kesempatan untuk mendapatkan return (ROR) yang tinggi pula.
Tampaknya hal ini kurang menjadi perhatian dari insentif baru yang diberikan meskipun diberikannya tambahan penggantian biaya eksplorasi dan eksploitasi sebesar 20 persen karena ROR disyaratkan kurang dari 15 persen di awal investasi dan 30 persen di tahun berjalan untuk tetap mendapatkan insentif tersebut sampai akhir waktu produksi.
Persyaratan tersebut kurang sejalan dengan prinsip-prinsip investasi karena batasan mendapatkan insentif untuk lapangan marjinal yang berisiko tinggi tersebut akan menjadi kendala bagi kontraktor untuk mendapatkan return yang setinggi-tingginya. Hal ini tentunya membuat insentif baru tersebut menjadi kurang atraktif apabila dibandingkan dengan investasi lapangan lainnya yang nonmarjinal, baik di area global maupun regional.
Kendala lainnya bisa timbul dalam menentukan ROR yang berjalan seiring dengan waktu produksi karena menentukan ROR dalam mekanisme kontrak bagi hasil PSC (Production Sharing Contract) ditentukan juga oleh besaran prediksi laju produksi dan besaran prediksi biaya operasi sepanjang umur produksi lapangan.
Evaluasi tahunan ROR dapat berpotensi proses negosiasi yang panjang dan berulang- ulang sepanjang waktu produksi agar pihak masing-masing kontraktor dan pemerintah mendapatkan return dan insentif yang diinginkan.
Hal ini dapat mengurangi ketertarikan kontraktor lapangan marjinal pada insentif baru yang ditawarkan. Bagaimanapun juga kompetisi alokasi kapital skala global di perusahaan minyak asing tidak dapat dihindari sehingga dibutuhkan insentif yang lebih agresif untuk lapangan marjinal agar dapat berkompetisi dengan lapangan nonmarjinal lainnya.
Melihat kompleksitas mekanisme bagi hasil PSC ditambah dengan berbagai tambahan insentif yang ditawarkan cenderung akan menambah rantai risiko investasi yang harus dipertimbangkan oleh kontraktor bagi hasil. Justru kesederhanaan mekanisme bagi hasil dengan persentase profit split yang agresif untuk kontraktor tanpa embel-embel insentif seperti investment credit; domestik market obligation (DMO) holiday; interest cost recovery; dan first tranche petroleum split, dan lain-lain akan dapat lebih kompetitif dengan kompetisi investasi global-ketika harga minyak cenderung tinggi.
Lebih-lebih untuk lapangan migas marjinal yang mempunyai cadangan utamanya gas dengan akses pasar domestik, dibutuhkan insentif persentase bagi hasil-"profit split" yang lebih agresif dari pada insentif tambahan yang ditawarkan pemerintah untuk mengimbangi rendahnya harga jual gas di pasar domestik.
Sebagai ilustrasi, harga gas domestik 2,5-3 dollar per mmbtu, kira-kira setara dengan 15-17 barrel per barrel minyak ekuivalen. Sementara harga gas pasar internasional berkisar 7 dollar per mmbtu dengan harga minyak yang berkisar 50 dollar per barrel. Ini jelas akan membuat jenis insentif tambahan apa pun sulit untuk bersaing bagi lapangan gas marjinal dengan kompetisi kapital global yang cenderung ke lapangan minyak nonmarjinal.
Dibutuhkan lebih kurang nilai insentif 2-3 kali lipat lebih besar bagi kontraktor untuk membawa lapangan migas marjinal lebih atraktif bersaing memenangi kompetisi alokasi kapital. Bagi kontraktor, tentunya tidak hanya ukuran ROR yang menjadi pertimbangan investasi migas, tetapi besaran matriks ekonomi lainnya, seperti efisiensi modal CE; pendapatan bersih per barrel ekuivalen NI/boe, payback time, net income per development cost (NI/D), dan lainnya sangat menentukan keputusan investasi.
Konsep energi
Oleh karena itu, dibutuhkan kearifan pemerintah bersama lembaga legislatif untuk merumuskan kebijakan di bidang migas yang berorientasi lebih fokus kepada pemanfaatan sumber daya alam untuk sebesar-besarnya kemakmuran rakyat sesuai dengan amanat UUD 45. Terutama lebih kepada kepentingan penyediaan energi jangka panjang dalam negeri untuk menjamin pertumbuhan ekonomi dalam negeri dan industri, penyediaan lapangan kerja, dan peningkatan kesejahteraan rakyat.
Sungguh suatu ironi ketika Indonesia dikenal sebagai negara pengekspor gas alam cair (LNG) terbesar dunia ke negara industri maju, Jepang, Korea, China, bahkan ke negara tetangga kita, Singapura, untuk menjamin pertumbuhan ekonomi negeri mereka dan menjadikan iklim investasi industri mereka lebih baik, sementara di dalam negeri sendiri betapa negeri kita kesulitan mendapatkan gas untuk industri pupuk, keterbatasan gas untuk tambahan penyediaan tenaga listrik, dan untuk industri umum lainnya yang membutuhkan gas.
Lalu bagaimana negara dapat memberikan iklim investasi industri yang berkesinambungan demi pertumbuhan ekonomi jangka panjang kalau dari awal sumber energi gas, yang notabene sumber energi relatif murah dan bersahabat dengan lingkungan, tidak dapat dijamin pasokannya dalam jangka panjang.
Sudah tentu hal ini terjadi akibat dari perbedaan mencolok harga gas dalam negeri dengan harga pasar bebas dan keterbatasan infrastruktur distribusi gas domestik.
Sudah saatnya pemerintah melihat lebih luas konsep kontrak bagi hasil PSC dengan tidak semata-mata melihat keuntungan negara, government take dari persentase bagi hasil migas di sektor hulu tetapi lebih kepada kebijakan pemerintah memberikan persentase bagi hasil yang lebih besar kepada investor migas pada lapangan gas marjinal untuk pasar gas domestik.
Kebijakan ini akan lebih memihak kepada kompensasi harga gas domestik yang murah, kompensasi kesediaan investor migas untuk menjamin pasokan gas jangka panjang demi pertumbuhan ekonomi yang berkesinambungan.
Sedangkan keuntungan negara akan didapat jauh lebih banyak dari sektor "hilir" dan keuntungan intangible, seperti pajak dari industri; ekspor nonmigas; reputasi pemerintah; pertumbuhan ekonomi, berkurangnya subsidi negara dan biaya sosial lainnya.
Danang Saleh Pemerhati Masalah Energi Minyak dan Gas