Kalau ternyata harus di set lagi di software Anda untuk case 52% after tax, sehingga untuk itu diperlukan FTP 63% (shareable untuk kontraktor 15%), tentu ceritanya lain lagi. Memang di excell Anda IRR jadi sama, secara kasat masa saja saya kira jelas, model ini menjadi sangat tidak menarik buat kontraktor. Setara degan royalty 45% yang dimanapun di dunia ini bahkan untuk negara yang paling prospek pun tidak mengenakan royalty setinggi itu!

Dengan kondisi tsb FTP 63%, bagaimanapun skenario yang Anda buat, jelas tidak lebih baik buat Kontraktor, saya hanya ingin mengatakan, membuat model 2 non cost recovery itu hanyalah usaha yang sia sia, karena (kelihatannya) memang tidak akan pernah ada, apa Anda pernah dengar negara lain yang menggunakan model tanpa cost recovery?

Data cost thd gross revenue per tahun tersebut merupakan “pendekatan yang paling masuk akal dari sesuatu yang tidak mungkin tersedia”. Untuk full cycle cost, tentu kita tahu ditahun tahun awal cost thd goss revenue >> 100%), namun angka tersebut merupakan total cost dan revenue sampai akhir project. Karena Anda tidak akan pernah punya berapa data aktual cost thd gross revenue per lapangan, misalnya: berapa actual cost per gross revenue lapangan “A” yang dikembangkan 5, 10 atau 15 tahun yang lalu??? nobody knows! bahkan kalau Anda kerja di KKS pun nggak ada itu datanya.

Yang bisa dilakukan adalah dari data POD yang diusulkan yang merupakan perkiraan, angka 30% tersebut saya kira masuk akal untuk kondisi dulu dengan harga minyak relatif rendah dibawah $30 per barrel, dan kalau di run dengan harga minyak diatas 40 $/bbl, wajar wajar saja cost per gross revenue dibawah 30%, kecuali Anda punya data lain yang bisa di share?

1.Dengan asumsi fiscal term tertentu, kita harus
menyamakan dulu indikator keekonomian kedua model
tersebut. Jangan anda bandingkan keduanya, padahal
indikator keekonomiannya (misalnya IRR) belum anda
buat sama/mendekati/sepadan.
 Kenapa saya menggunakan contractor share after tax
56% untuk non cost recovery, karena saya ingin
menyamakan kondisi awal kedua model tersebut (IRR-
nya), dengan pemberian insentif pajak. Kalau saya
masukkan contractor share after tax 52%, maka
kondisinya belum sepadan untuk dibandingkan,
karena IRR-nya lebih kecil.
 Jika kita ingin menggunakan contractor share after
tax 52% untuk model non cost recovery dan pajaknya
dikenakan setelah dipotong cost, maka kondisi
sepadannya bukan dengan FTP 20% tapi harus dengan
FTP 63% (shareable untuk kontraktor 15%). Dengan
harga FTP ini kita peroleh IRR yang sepadan untuk
model non cost recovery, yaitu sebesar 24.25% (IRR
model cost recovery sebesar 24.18%).
 Kalau anda ingin tetap menggunakan contractor
share after tax 52% untuk model non cost recovery
dan FTP 20% (shareable untuk kontraktor 15%), maka
ceiling cost untuk perhitungan pajak harus
diberlakukan 7.5%. Dengan term ini kita peroleh
IRR yang sepadan untuk model non cost recovery,
yaitu sebesar 24.04% (IRR model cost recovery
sebesar 24.18%).
 Kalau anda anggap yang realistis adalah
menggunakan contractor share after tax 52% untuk
model non cost recovery dan pajaknya dikenakan
setelah dipotong cost tanpa ceiling, dengan FTP
tetap 20%, maka sudah pastilah kontraktor akan
lebih untung! Kontraktor akan mendapatkan IRR yang
fantastis 56.4%! Tapi ini berarti, WKP kita telah
digadaikan ke kontraktor. Inilah yang teman saya
(Jueng) bilang sebagai ”permen yang terlalu
manis”, yang bisa menyebabkan kita kena kencing
manis, he he he…
 Setelah kondisi yang sepadan tercapai, barulah
anda buat sensitivity terhadap kedua model
tersebut. Lakukanlah analisis sensitivitas
terhadap faktor negatifnya juga, jangan tergoda
oleh pengaruh faktor positifnya! Sebaiknya sih
anda lakukan simulasi monte carlo, agar dapat
melihat pengaruh seluruh faktor positif dan
negatif secara simultan.
2.Karena hitungan keekonomian kontrak ini
bersifat ”life cycle costing”, kurang pas rasanya
jika kita hanya meng-’capture hasil perhitungan di
satu tahun tertentu, apalagi kita langsung membatasi
costnya (recoverable cost maksudnya ya?) dengan angka
mati 30% Revenue. Kalau kita hanya melihat pengaruh
model tersebut secara parsial terhadap total take
yang diterima masing-masing pihak pada 1 (satu) tahun
saja, menurut saya kurang mewakili perhitungan
kontrak tersebut. Saya juga berani katakan bahwa
tidak akan ada satu kontraktorpun yang sanggup
menjamin, biaya (recoverable cost) pada tahun awal
produksi tidak lebih dari 30% revenue! Apalagi jika
beberapa tahun di awal produksi masih terus melakukan
investasi, sulit rasanya merealisasikan recoverable
cost 30% revenue.
3.Ketika akan menentukan pilihan terbaik, jangan hanya
melihat pengaruh faktor positifnya saja (harga
meningkat, cost rendah, produksi besar, dsb), tapi
perhitungkan pula faktor negatifnya (harga kembali
normal/lebih kecil dari baseprice yang kita buat,
biaya investasi membengkak karena banyak interpretasi
geologi/geofisika yang keliru/kurang pas dengan
kondisi yang sesungguhnya, produksi tidak sesuai
harapan karena ternyata ahli reservoar keliru
mengidentifikasi reservoir drive mechanism-nya, dsb).
Kita harus sadar bahwa dua kondisi yang bertolak
belakang tersebut bisa terjadi di luar kontrol kita
selama masa kontrak. Inilah risiko & ketidakpastian!
Kenapa saya lebih menonjolkan pengaruh faktor negatif
dalam simulasi monte carlonya (dalam hal ini
investasi), karena faktor inilah yang paling sensitif
mempengaruhi keputusan investor dalam mengalokasikan
dana investasinya. Setiap investor akan memastikan
terlebih dahulu, sebatas mana risiko yang akan
dihadapinya dalam setiap investasi yang ia putuskan.
Cukupkah modal yang ia miliki untuk menghadapi risiko
terburuk terhadap investasinya? Model mana yang lebih
akomodatif? Inilah yang menjadi concern saya dalam
tulisan ini.
4.Ketika kita ingin melihat perkembangan prosentase
cost terhadap revenue, maka lihatlah secara spesifik
pada masing-masing wilayah kerja/blok, kemudian
bandingkan terhadap rencana keekonomian POD/revisinya
yang telah mereka buat sebelumnya. Dari data itu
barulah anda bisa mendapatkan gambaran yang
representatif, apakah costnya turun atau meningkat
(sesuai estimasi atau tidak?). Informasi yang anda
dapatkan sebatas persentase cost thd gross revenue
per tahun yang terus menurun dengan naiknya harga
minyak tanpa anda pilah-pilah WKP-nya
bisa ”menyesatkan/menipu” banyak orang, meskipun data
tersebut diperoleh dari BPMIGAS sekalipun. Apalagi
jika dari data ini anda langsung menyimpulkan bahwa
kondisinya sangat sesuai/menguntungkan bagi
kontraktor untuk diterapkan model 2 (Royalty/tax).

Jika anda telah melakukan hal di atas secara konsisten, maka kesimpulan kita insya Allah akan sama:
1.Model Cost Recovery memberikan daya tahan lebih
tinggi terhadap investor, dalam melakukan
eksplorasi/eksploitasi migas dibandingkan Model Non
Cost Recovery. Model ini lebih akomodatif menghadapi
risiko dan ketidakpastian dalam industri hulu migas.
2.Pengaruh faktor positif kelihatan lebih menguntungkan
bagi model non cost recovery daripada model cost
recovery. Pengaruh faktor negatif berlaku sebaliknya.

Mana yang anda pilih, lebih aman terhadap pengaruh faktor negatif dengan untung sedikit lebih kecil atau untung sedikit lebih tinggi tapi rentan terhadap pengaruh faktor negatif yang muncul?

Wallahu a’lam.

Catatan:
 Hitungan di atas saya lakukan dengan menggunakan
asumsi baseprice 40 US$/bbl flat, investasi dilakukan
tahun ke-0, tahun ke-5, dan tahun ke-10. Prosen
recoverable cost terhadap revenue di tahun ke-1, ke-
5, ke-10, ke-14, dan ke-19 produksi hasilnya lebih
besar dari 30%, pada tahun lainnya kurang dari 30%.
 Waktu produksi saya asumsikan 20 tahun. Biaya sebelum
tahun produksi saya anggap sebagai biaya tahun ke-0.
 Produksi lima tahun pertama, kedua, ketiga, dan
keempat saya asumsikan 20 MBOPD, 16 MBOPD, 13 MBOPD,
dan 10 MBOPD.

Ilustrasi begini:

Model-1
Gross revenue = 100%
FTP = 15% (10.7% ke gov, 4.3% ke KKS)
Cost = 50% (asumsi)
ETS = 35% (100%-15%-50%)
ETS Gov = 25%, KKS = 10%
Pajak = 6.9%

Total Gov = 42.5% (10.7+25+6.9)
Total KKS = 57.5% (4.3%+50%+10%-6.9%)
———
Model-2
Gross revenue = 100%
FTP = 15% (10.7% ke gov, 4.3% ke KKS)
Cost = 0%
ETS = 85%
ETS Gov = 0%, KKS = 85%
Pajak = 42.9%

Total Gov = 53.6%
Total KKS = 46.4%

Jadi SAMA dengan kesimpulan mas Kadir bahwa untuk Kontraktor Model 1 lebih baik dari Model 2.

Sekarang kita ganti asumsi cost = 30% dari Gross revenue. Dengan cara yang sama kita peroleh, untuk model 1, KKS dapat = 40.5%, sementara untuk model 2 (tentunya) tetap sebesar 46.4%. Dengan demikian model-2 lebih baik dari model 1.

Kesimpulan: makin kecil persentase cost thd gross revenue, maka model 2 akan cenderung lebih baik dari model-1.

Data yang saya punya dari BPMIGAS menunjukkan bahwa persentase cost thd gross revenue per tahun terus menurun dengan naiknya harga minyak. Tahun 2003 sekitar 27% dan terus turun, tahun 2006 hanya sekitar 17%. Jadi apabila kondisi ini diterapkan, model 2 ini lebih menarik buat kontraktor ketimbang model 1.
——
satu hal yang menimbukan pertanyaan dengan membuat nol cost recovery (model 2) adalah bahwa 85% sisanya (setelah dipotong FTP) yang menjadi bagian kontraktor tersebut “seolah olah” diharuskan membayar pajak. Padahal dari 85% tersebut ada komponen biaya (yang memang tidak ditagih melalui mekanisme cost recovery), apakah realistis government mengenakan pajak padahal disitu masih ada komponen biayanya. Apabila pajak yang harus dibayar setelah komponen biaya dikeluarkan, maka model 2 akan jauuuh lebih baik lagi. Demikian, salam, Bi’el.

Jadi kalau Anda bilang, metoda dengan cost recovery, pertanyaannya: berapa persen total cost tsb dari gross revenue? kalau total cost tersebut relatif kecil thd gross revenue, feeling saya metoda mirip “royalty tax” akan lebih baik.

Coba Anda Run dengan sensitivitas ICP, saya kira metoda yang mirip Royalty Tax (tanpa cost recovery) akan lebih baik buat Kontraktor dengan semakin meningkatnya harga minyak (karena persentase cost/gross revenue menurun)

Begini Saudara Bi’el, dalam tulisan ini saya ingin menunjukkan bahwa untuk mendapatkan IRR tanpa cost recovery yang nilainya sama dengan IRR pakai cost recovery, maka Pemerintah harus memberikan contractor share after tax 56% (lebih besar dari nilai maksimum yang seharusnya diberikan yaitu 52%, berasal dari 1-48%). Artinya, Pemerintah harus memberikan insentif pajak kepada kontraktor. Adapun insentif pajak yang diberikan dalam kasus ini adalah sebesar 265.22 MMUS$. Dengan term ini, IRR tanpa cost recovery (24.23%)tidak beda jauh dengan IRR pakai cost recovery (24.18%). Kesimpulannya silakan anda baca kembali di atas.

Kalau saya menggunakan contractor share after tax 52% tanpa cost recovery (atau yang anda katakan mirip dengan model kontrak royalty/tax), maka diperoleh IRR, NPV, contractor take, dan Government take masing-masing: 16.78% ; 10.24 MMUS$ ; 1,588.82 MMUS$ ; 2,720.94 MMUS$. Sementara pada PSC dengan contractor share after tax 15% (pakai cost recovery) diperoleh IRR, NPV, contractor take, dan Government take masing-masing: 24.18% ; 55.38 MMUS$ ; 1,721.14 MMUS$ ; 2,588.62 MMUS$. Mana yang lebih baik buat kontraktor?

Wallahua’lam

Sebagaimana diketahui, dengan tax rate = 48%, maka maksimum before tax kontraktor = 52%. Menurut saya “kalaupun dipasakan” untuk memperoleh IRR yang sama, hasilnya malah “kurang masuk akal”.

Katakanlah, maksimum pembagian adalah 52% (after tax), maka before tax profit oil split = 100% yang akan masuk semua ke kontraktor, dengan demikian pemerintah hanya memperoleh FTP dan tax. Logikanya spt ini. Kalau jaminan pendapatan pemerintah cuma FTP 15% (itupun dibagi dengan Kontraktor), sementara sisanya akan masuk ke Kontraktor, kontraktor hanya akan bayar pajak, maka ini analog dengan model kontrak royalty/tax dengan royalty sekitar 11% (karena FTP 15 % dibagi dengan kontraktor)dan pajak 48%, kalau model spt ini, bukankah lebih baik buat kontraktor dibanding PSC standard?.

Alhamdulillah saya sudah 5 (lima) kali memberikan kursus mengenai dana perimbangan bagi hasil migas kepada eksekutif dan legislatif dari berbagai daerah penghasil di Indonesia. Sedikit banyak saya bisa menangkap, bagaimana pandangan mereka tentang industri hulu migas secara umum khususnya mengenai bagihasil migas ini. Ketidakpuasan daerah lebih banyak didasarkan pada ketidaktahuan/ketidakutuhan dalam memandang karakteristik industri hulu migas, bahkan motif kepentingan individu/kelompok/politik lebih terasa ketimbang kepentingan masyarakat daerah yang dipimpinnya. Oleh karena itu, saya menilai wajar ketika Jusuf Kala meminta agar Daerah bersikap transparan lebih dulu kepada rakyatnya atas dana bagi hasil yang telah diterimanya selama ini, jangan selalu menuntut transparansi kepada Pusat padahal menurut beliau tuntutannya tersebut belum terbukti untuk kepentingan rakyat di daerah!

Ketika anda ingin melihat profil produksi/lifting, cost, dan bagi hasilnya, jangan sekali-kali dijeneralisasi antara satu perusahaan dengan perusahaan lain. Anda harus lihat masing-masing perusahaan tersebut, kapan mulai eksplorasi, pengembangan, dan produksinya. Anda jangan terjebak oleh pandangan pengamat yang mengatakan kalau produksi turun maka biaya (cost recovery) harus turun! Ingatlah bahwa cost recovery itu bukan hanya penjumlahan dari biaya tahun berjalan, tapi biaya-biaya investasi sebelumnya yang didepresiasi dan yang belum terecover. Bisa saja terjadi, investasi yang telah dikeluarkan sesuai rencana oleh kontraktor pada tahap eksplorasi & pengembangan ternyata tidak memberikan profil produksi sesuai harapan, padahal secara engineering investasi tersebut dapat dipertanggungjawabkan. Misalkan rencana pemboran yang seharusnya dilakukan tahun ke-10 dan 11 mau tak mau harus dimajukan tahun ke-7 dan 8 agar decline produksi tidak terlalu tajam/cepat. Jika kontraktor “dipaksa” untuk tidak ngebor pada tahun ke-7 dan 8, mungkin dampaknya akan lebih parah. Tingginya risiko, modal, dan teknologi yang diperlukan industri ini, mengharuskan kita agar dapat memandangnya secara holistik.

Betapapun model cost recovery ini membuka peluang terjadinya “goldplating” (Bukan markup, karena menurut saya ‘markup’ berpeluang terjadi tidak hanya di perusahaan minyak dengan model cost recovery, tapi hampir di semua perusahaan ketika melakukan self assesment pajak!), jangan sampai kita berkesimpulan bahwa semua kontraktor leluasa dan ingin melakukannya. Apalagi dalam kondisi produksi terus mengalami penurunan hampir di semua wilayah kerja.

Wallahua’lam

sekarang ini banyak ketidakpuasan muncul atas praktik Cost Recovery. Salah satunya dari daerah penghasil migas. Dana Bagi Hasil Migas yang mereka dapatkan anjlok drastis dibanding lifting yang terjadi. Penyebabnya yang dituding adalah black box perhitungan Cost Recovery yang sama sekali tidak transparan.

Di sisi lain, Cost Recovery juga memungkinkan mark-up dan inclusion yang jelas akan menguntungkan perusahaan.

Mungkin yang salah bukan metode yang digunakan, namun siapa yang menjalankan dan mendapatkan keuntungan dari kelemahan yang ada.