Indonesia Petroleum Watch

Kritik keras berbagai kalangan terhadap pengaturan cost recovery yang terkesan sangat longgar dan kurang tertata dengan baik, membuat Pemerintah gerah dan harus melakukan evaluasi secara komprehensif terhadap sistem PSC (Production Sharing Contract) yang berlaku selama ini. Muncul keinginan yang cukup kuat dari para “kritikus PSC/Cost Recovery”, agar Pmerintah tidak lagi memberlakukan cost recovery. Saya akan menguraikan kembali bagaimana sesungguhnya model PSC jika diimplementasikan tanpa cost recovery. Tulisan ini merupakan penyempurnaan/pengayaan atas pemikiran yang pernah saya tulis sebelumnya, mengenai hal tersebut (baca : Cost Recovery Masalahmu Kini , Mengapa Harus Ada Cost Recovery…?, Mencari Model Kontrak Kerja Sama Lain?). Pertanyaan mayornya adalah menarikkah PSC tanpa cost recovery bagi investor?

Apa sih Cost Recovery?

Cost Recovery secara harfiah dapat diartikan sebagai penggantian biaya yang telah dikeluarkan. Secara matematik, cost recovery didefinisikan sebagai berikut:

Di mana :
CR = Cost Recovery
R = Revenue (penghasilan)
NC = Non Capital Cost
OC = Operating Cost
D = Depresiasi
UR = Unrecovered, nilai cost recovery yang belum dibayarkan
REC = Nilai cost recovery yang dibayarkan

Istilah Cost Recovery telah lama melekat secara khusus dalam PSC migas. Oleh karenanya, cost recovery sering diidentikkan dengan PSC. Padahal sesungguhnya, perhitungan cost recovery sebagaimana ditunjukkan oleh formula di atas sudah biasa dilakukan dalam perhitungan pajak perusahaan. Untuk menentukan jumlah penghasilan kena pajak (taxable income), pihak perusahaan sebagai wajib pajak harus menghitung terlebih dahulu beban-beban biaya yang dapat dijadikan pengurang atas penghasilan yang diperolehnya. Perhitungan beban-beban biaya tersebut sesungguhnya mirip dengan perhitungan cost recovery, yaitu menghitung biaya operasi/usaha, biaya depresiasi, maupun unrecovered. Bedanya adalah pada perusahaan minyak dengan PSC, cost recovery harus mendapatkan persetujuan dari Pemerintah (dalam hal ini didelegasikan kepada BPMIGAS) karena pembayarannya diambil dari produksi migas yang notabene masih dianggap sebagai milik negara sepenuhnya sampai titik penyerahan. Sedangkan pada perusahaan biasa cost recovery dihitung sendiri, karena pembayarannya diambil dari kantong mereka. Istilah cost recovery ini memang tidak lazim digunakan pada perusahaan biasa (bukan kontraktor PSC migas), meskipun prakteknya mirip dengan cost recovery.

Apa Sih PSC Non Cost Recovery?

Pada sistem PSC, pembagian hasil dilakukan setelah cost recovery yang dikeluarkan kontraktor dibayarkan terlebih dahulu dari produksi migas yang dihasilkan. Dengan demikian penerimaan negara dari bagi hasil tersebut sangat bergantung pada nilai cost recovery yang diklaim oleh kontraktor kepada BPMIGAS. Adapun pada model PSC Non Cost Recovery, yang saat ini sedang dikaji, pembagian hasil dilakukan langsung dari produksi migas yang dihasilkan. Pembayaran cost recovery dilakukan sendiri oleh kontraktor menggunakan bagian migas yang diterimanya. Perbandingan kedua model ini dapat dilihat pada gambar-1 berikut.

Gambar-1 Perbandingan PSC dan PSC Non Cost Recovery

Bisakah PSC Non Cost Recovery Memberikan Keuntungan Sama dengan PSC?

Dengan contractor share yang sama sebesar 85:15 untuk minyak dan 70:30 untuk gas, dapat dipastikan bahwa model PSC Non Cost Recovery tidak akan menarik dibandingkan PSC. Kenapa? Karena pada PSC Non Cost Recovery bagian kontraktor masih kotor (belum dikurangi cost recovery). Oleh karenanya, agar PSC Non Cost Recovery dapat memberikan keuntungan sama dengan PSC, contractor share harus dinaikkan menjadi lebih dari 15% untuk minyak atau lebih dari 30% untuk gas.

Dalam studi kasus yang saya lakukan diperoleh bahwa agar PSC Non Cost Recovery memberikan IRR sama dengan PSC bagi kontraktor, maka contractor sharenya harus dinaikkan menjadi 28.23% untuk minyak atau 40.28% untuk gas (gambar-2 dan gambar-3). Sedangkan dari sisi Pemerintah, agar bagi Pemerintah PSC Non Cost Recovery memberikan Government NPV sama dengan PSC, maka contractor sharenya dapat dinaikkan menjadi 28.12% untuk minyak dan 39.33% untuk gas. Ilustrasinya ditunjukkan oleh gambar-4 di bawah ini.

Gambar-2 Perbandingan NPV dan Take Kontraktor pada IRR yang Sama

Gambar-3 Perbandingan NPV dan Take Indonesia pada IRR yang Sama

Dari gambar-2 dapat kita lihat sekilas bahwa bagi investor/kontraktor, PSC Non Cost Recovery lebih menguntungkan dibandingkan PSC. Hal tersebut tercermin dari lebih tingginya nilai NPV dan Take kontraktor. Sedangkan gambar-3 menunjukkan bahwa bagi Pemerintah, dengan contractor share sebesar itu PSC Non Cost Recovery kurang menguntungkan dibandingkan PSC. Hal tersebut tercermin dari lebih rendahnya nilai NPV dan Take Indonesia.

Gambar-4 Perbandingan Take Indonesia dan Kontraktor pada Government NPV yang Sama

Dengan contractor share sebesar 28.12% untuk minyak dan 39.33% untuk gas, NPV Government akan bernilai sama antara PSC Non Cost Recovery dan PSC. Namun Government Take yang dihasilkan dari PSC Non Cost Recovery lebih kecil dibandingkan PSC. Sedangkan Contractor Take yang dihasilkan dari PSC Non Cost Recovery lebih besar bagi kontraktor dibandingkan PSC.

Dari kedua kondisi statik di atas memang terlihat bahwa bagi kontraktor, PSC Non Cost Recovery lebih menguntungkan dibandingkan PSC. Sementara bagi Pemerintah, pendapatan yang diterimanya dari PSC Non Cost Recovery lebih kecil dibandingkan PSC.

Analisis Sensitivitas Investasi, Operating Cost, Produksi, dan Harga

Untuk melihat pengaruh perubahan masing-masing variabel; investasi, operating cost, produksi, dan harga terhadap indikator keekonomian yang dihasilkan oleh kedua model kontrak di atas, saya mencoba melakukan analisis sensitivitas terhadap masing-masing variabel tersebut. Hasilnya dapat kita lihat, bagaimana pengaruh perubahan masing-masing variabel tersebut terhadap model PSC dan PSC Non Cost Recovery.

Gambar-5 Pengaruh Investasi, OpCost, Produksi, dan Harga terhadap IRR Kontraktor-Minyak

Gambar-6 Pengaruh Investasi, OpCost, Produksi, dan Harga terhadap IRR Kontraktor-Gas

Gambar-7 Pengaruh Investasi, OpCost, Produksi, dan Harga terhadap Government NPV-Minyak

Gambar-8 Pengaruh Investasi, OpCost, Produksi, dan Harga terhadap Government NPV-Gas

Berdasarkan hasil sensitivitas di atas, ada beberapa hal yang bisa dianalisis dari model kajian PSC Non Cost Recovery ini, yaitu atraktivitas investasi, efisiensi biaya, optimalisasi produksi, dan kondisi pasar. Atraktivitas investasi (kemampuan menarik investor untuk melakukan investasi) yang dihasilkan dari model ini bisa dikatakan cukup rendah, tidak seperti model PSC yang memberlakukan cost recovery. Oleh karena itu, model PSC Non Cost Recovery kurang dapat merangsang investor untuk mencari cadangan-cadangan baru yang lebih potensial dengan tingkat kesulitan/ketidakpastian yang tinggi. Keberanian investor untuk melakukan eksplorasi menjadi berkurang, karena secara psikologis sudah dibayang-bayangi oleh kemungkinan investasi yang telah dikeluarkannya tidak akan kembali. Akhirnya, mereka cenderung membatasi diri dalam mengambil keputusan untuk melakukan eksplorasi migas di negeri ini. Eksplorasi di daerah-daerah remote cenderung mereka hindari.

Attraktivitas investasi yang tinggi akan sangat menguntungkan bagi Pemerintah, karena dapat meningkatkan arus investasi yang masuk ke dalam negeri. Dengan masuknya investasi tersebut, kemungkinan ditemukannya cadangan-cadangan migas baru menjadi jaul lebih besar. Oleh karenanya, dengan mempertimbangkan aspek ini Pemerintah berkepentingan untuk tetap mempertahankan PSC yang memberlakukan cost recovery.

Pada saat yang bersamaan, meskipun atraktivitas investasi yang dihasilkan cukup rendah, model PSC Non Cost Recovery memiliki kemampuan mendorong investor untuk melakukan efisiensi lebih baik dibandingkan model PSC yang memberlakukan cost recovery. Tidak seperti PSC yang memberlakukan cost recovery, dampak efisiensi yang dilakukan pada PSC Non Cost Recovery lebih dirasakan manfaatnya oleh kontraktor. Dorongan untuk melakukan goldplating (investasi yang tidak perlu) dapat ditekan dengan sendirinya, karena akan menimbulkan kerugian secara langsung terhadap cash flow kontraktor. Pada PSC yang memberlakukan cost recovery, dorongan untuk melakukan goldplating (investasi yang tidak perlu) jauh lebih kuat daripada melakukan efisiensi biaya, karena multiplier effectnya jauh lebih dirasakan daripada manfaat efisiensinya. Namun demikian, goldplating ini kemungkinannya kecil dilakukan oleh kontraktor pada masa eksplorasi.

Betapapun efisiensi yang dilakukan oleh kontraktor PSC yang memberlakukan cost recovery jauh lebih menguntungkan Pemerintah dibandingkan PSC Non Cost Recovery, namun efisiensi tersebut tidak akan mungkin dilakukan oleh kontraktor tanpa adanya pengawasan yang ketat dari BPMIGAS. Oleh karenanya, dalam hal ini Pemerintah sebenarnya lebih aman jika menggunakan PSC Non Cost Recovery, mengingat sulitnya pengawasan di lapangan. Apalagi dengan model PSC Non Cost Recovery ini, Pemerintah tetap lebih diuntungkan daripada PSC yang memberlakukan cost recovery meskipun kontraktor melakukan pemborosan biaya.

Dampak negatif dari penurunan produksi jauh lebih dirasakan oleh kontraktor yang menggunakan model PSC Non Cost Recovery dibandingkan PSC yang memberlakukan cost recovery. Sebaliknya, dampak positif dari peningkatan produksi juga lebih dirasakan oleh kontraktor yang menggunakan model PSC Non Cost Recovery. Oleh karena itu, dengan model PSC Non Cost Recovery ini kontraktor akan lebih terpacu untuk melakukan optimalisasi produksi dibandingkan model PSC yang memberlakukan cost recovery.

Bagi Pemerintah penurunan maupun peningkatan produksi minyak dampaknya tidak berbeda antara PSC yang memberlakukan cost recovery dan PSC Non Cost Recovery. Hal ini tercermin dari berhimpitnya grafik Government NPV PSC v.s. PSC Non Cost Recovery. Perbedaannya baru dirasakan saat kenaikan produksi gas, di mana PSC yang memberlakukan cost recovery lebih menguntungkan bagi Pemerintah daripada PSC Non Cost Recovery. Namun, mengingat dengan PSC yang memberlakukan cost recovery kontraktor tidak lebih tertantang untuk melakukan optimalisasi produksi, PSC Non Cost Recovery bisa jadi alternatif yang lebih menguntungkan bagi Pemerintah.

Windfall profit akibat kenaikan harga minyak/gas di pasaran jauh lebih dirasakan oleh kontraktor yang menggunakan PSC Non Cost Recovery dibandingkan PSC yang memberlakukan cost recovery. Sebaliknya, harga minyak/gas yang rendah lebih dapat menarik investor yang menggunakan PSC yang memberlakukan cost recovery dibandingkan PSC Non Cost Recovery. Jadi, pada saat harga minyak/gas lesu investor tidak akan tertarik dengan PSC Non Cost Recovery.

Bagi Pemerintah windfall profit jauh lebih menguntungkan pada PSC yang memberlakukan cost recovery dibandingkan PSC Non Cost Recovery. Namun, dengan naiknya harga minyak/gas kemungkinan goldplating juga makin tinggi. Oleh karenanya, PSC Non Cost Recovery bisa dijadikan alternatif yang lebih menguntungkan bagi Pemerintah. Apalagi dengan PSC Non Cost Recovery ini Pemerintah jauh lebih diuntungkan daripada PSC yang memberlakukan cost recovery, meskipun harga minyak/gas kembali turun.

Simulasi Monte Carlo

Untuk melihat pengaruh keempat variabel ; investasi, opcost, produksi, dan harga secara simultan, saya lakukan simulasi Monte Carlo keempat variabel tersebut pada range perubahan 50% - 150%. Hasilnya dapat kita lihat berupa nilai rata-rata IRR dan Government NPV masing-masing model sebagai berikut:

Gambar-9 Hasil Simulasi Monte Carlo: Variabel Investasi, OpCost, Produksi, dan Harga

Pada kondisi awal IRR minyak bumi menunjukkan nilai 21.73%, sedangkan gas bumi menunjukkan nilai 22.86%. Adapun Government NPV dari minyak bumi menunjukkan nilai 982.52 MMUS$, sedangkan dari gas bumi menunjukkan nilai 476.25 MMUS$. Setelah disimulasikan dengan Monte Carlo pada range perubahan 50%-150% keempat varibel tersebut, diperoleh IRR PSC Non Cost Recovery lebih rendah dibandingkan IRR PSC. Sementara Government NPV, diperoleh nilai yang lebih besar pada model PSC Non Cost Recovery dibandingkan PSC. Artinya, pada kondisi yang dinamis (kondisi sebenarnya, dengan memperhitungkan ketidakpastian keempat variabel di atas secara simultan), keekonomian kontraktor dengan model PSC Non Cost Recovery bisa lebih jelek dibandingkan model PSC.

Kesimpulan dan rekomendasi:

1. PSC Non Cost Recovery kurang menarik bagi investor meskipun contractor sharenya dinaikkan (minyak 71.77 : 28.23, gas 59.72 : 40.28), karena PSC Non Cost Recovery memberikan real IRR lebih kecil dibandingkan IRR yang dihasilkan dari model PSC.
2. PSC Non Cost Recovery lebih menguntungkan negara daripada PSC, meskipun share Pemerintah diturunkan dari 85% menjadi 71.77% untuk minyak dan dari 70% menjadi 59.72% untuk gas, karena PSC Non Cost Recovery memberikan real Government NPV lebih besar dibandingkan Government NPV yang dihasilkan dari model PSC.
3. Term kontrak PSC dan pengawasannya yang masih longgar harus segera dibenahi, untuk memperkecil kemungkinan terjadinya inefisiensi/kerugian dalam pelaksanaan cost recovery.
4. Jika ingin diimplementasikan, model PSC Non Cost Recovery lebih cocok diterapkan untuk blok-blok yang akan diperpanjang kontraknya, bukan blok baru yang akan dieksplorasi.

Wallaahu a’lam

Trackback URI | Comments RSS