Ilustrasi Gross Split PSC vs Traditional PSC 

Menyambung dua tulisan saya sebelumnya yang mengkaji wacana gross split PSC, dalam ulasan ini mari kita lihat ilustrasi gross split PSC dibandingkan dengan PSC tradisional dengan menggunakan angka hipotesis sederhana sebagai contoh untuk memudahkan pemahaman. Analisa ini bersifat melengkapi dan tidak untuk disajikan terpisah dari kedua kajian naratif sebelumnya. 

Misalkan ada suatu wilayah kerja yang menggunakan bentuk petroleum contract PSC tradisional, di mana FTP besarnya adalah 10% dan sepenuhnya untuk bagian Pemerintah. Wilayah kerja PSC ini berada di area frontier offshore di kawasan Indonesia Timur, sehingga bagi hasil equity to be split sebelum pajak adalah 28.6% untuk Pemerintah dan 71.4% untuk KKKS, dengan tarif pajak penghasilan 30% dan pajak dividen 20%. Dengan demikian, effective tax rate total adalah 44%, yakni 30% PPh Badan + 14% pajak dividen (20% X (1 – 30%)), sehingga bagian profit KKKS setelah pajak adalah 40% yang dihitung berdasarkan 71.4% profit before tax dikurangi Pajak 31.4% (44% X 71.4%) dan bagian profit negara adalah 60% yang terdiri dari 28.6% Penerimaan Negara Bukan Pajak PNBP + 31.4% Penerimaan Pajak. Inilah PSC dengan profit split setelah pajak 40% kontraktor dan 60% negara yang umum berlaku untuk gas di wilayah kerja frontier. 

Mari kita lihat besaran bagi hasil apabila cost recovery di PSC tradisional ini adalah 30% dari revenue atau produksi gross. Angka perhitungan sengaja dibulatkan agar memudahkan. 

Gross production = 100

FTP Pemerintah. = (10)

Available after FTP. = 90

Cost recovery. = (30)

Profit equity to be split. = 60

Contractor profit Share 71.4%. = 42.8

Tax 44%. = (18.8)

Net contractor profit. = 24

Government FTP. = 10

Gov profit Share 28.6% X 60. = 17.2

Tax. = 18.8

Total government share. = 46

Contractor entitlement = 30 cost recovery + 24 net contactor profit = 54

Dengan demikian, KKKS mendapatkan profit after tax sebesar 24 (yakni 40% dari 60) sementara pemerintah mendapatkan bagian 46 (yakni 10 FTP ditambah profit 17.2 ditambah pajak 18.8), sementara sisanya untuk cost recovery sebesar 30. 

Kini, kita lihat bagaimana bila PSC yang sama menggunakan gross split PSC, dimana produksi gross di wilayah kerja tersebut dibagi di tingkat pertama secara pre-tax dalam bentuk in kind. Pre-tax gross split yang menjadi bagian kontraktor kemudian menjadi entitlement penuh KKKS yang digunakan untuk menutupi seluruh biaya dan membayar pajak (dihitung berdasarkan revenue KKKS dari gross split entitlement sharenya dikurangi biaya-biaya operasi sebagai tax deductibles, mengingat tidak ada lagi konsep cost recovery). 

Gross production = 100

Gross split Pemerintah. = 27.2

Gross split contractor. = 72.8

Tax deductibles = (30)

Taxable income. = 42.8 

Tax 44%. = (18.8)

Net contractor profit. = 24

Government gross split = 27.2

Tax. = 18.8

Total government share. = 46

Dengan demikian, KKKS mendapatkan profit after tax sebesar 24 (yakni 56% dari 42.8 Taxable profit) sementara pemerintah mendapatkan bagian 46 (yakni 27.2 gross split ditambah pajak 18.8), sementara sisanya untuk cost recovery 30.

Terlihat bahwa apabila besaran gross split adalah 27.2% untuk Pemerintah dan 72.8% untuk KKKS, maka hasil finansial menggunakan gross split PSC akan sama persis dengan bila menggunakan PSC tradisional, tentunya dengan asumsi seluruh variabel keekonomian (volume, harga, biaya) adalah sama persis. Besaran gross split ini sesungguhnya adalah 24% (net contactor profit dalam PSC tradisional) yang di gross up ke tingkat sebelum pajak (24% : (1 – 44%)) ditambah besaran cost recovery = (24% : 56%) + 30% = 72.8%. 

Dapat terlihat dari contoh simulasi sederhana ini bahwa (ceteris paribus, seluruh variabel lain tidak berubah):

– Apabila besaran gross split untuk KKKS ditetapkan di bawah 72.8%, maka KKKS akan mendapatkan hasil keekonomian yang lebih buruk daripada PSC tradisional

– Apabila besaran gross split untuk KKKS ditetapkan di atas 72.8%, maka KKKS akan mendapatkan hasil keekonomian yang lebih baik daripada PSC tradisional

– Apabila tingkat produksi lebih besar daripada 100, maka KKKS akan mendapatkan hasil keekonomian yang lebih baik daripada PSC tradisional

– Apabila tingkat produksi lebih kecil daripada 100, maka KKKS akan mendapatkan hasil keekonomian yang lebih buruk daripada PSC tradisional

– Apabila harga jual Migas lebih tinggi, maka KKKS akan mendapatkan hasil keekonomian yang lebih baik daripada PSC tradisional

– Apabila harga jual Migas lebih tendah, maka KKKS akan mendapatkan hasil keekonomian yang lebih buruk daripada PSC tradisional

– Apabila costs yang merupakan tax deductibles di bawah regime gross split PSC lebih besar daripada 30% relatif terhadap revenue atau produksi gross, maka KKKS akan mendapatkan hasil keekonomian yang lebih buruk daripada PSC tradisional

– Apabila costs yang merupakan tax deductibles di bawah regime gross split PSC lebih kecil daripada 30% relatif terhadap revenue atau produksi gross, maka KKKS akan mendapatkan hasil keekonomian yang lebih baik daripada PSC tradisional

Kesimpulan-kesimpulan di atas dapat disimulasikan dengan menggunakan angka asumsi yang sama dan merubah variabel volume, harga, atau biaya dan rasanya tidak perlu dituliskan dan dihitung di sini karena sifatnya sangat jelas dan sederhana secara logika keekonomian. 

Hal ini semua menggambarkan bahwa pembagian produksi dalam gross split PSC berpotensi menyebabkan terjadinya kondisi dimana KKKS mendapatkan bagian yang lebih besar daripada di traditional PSC saat terjadinya upsides (volume produksi lebih besar, harga migas lebih tinggi, biaya investasi dan operasi lebih rendah), namun akibatnya juga menanggung kerugian lebih besar saat terjadinya downsides (volume produksi lebih kecil, harga migas lebih rendah, biaya investasi dan operasi lebih tinggi). 

Saat ini, kondisi harga minyak sedang relatif rendah pada kisaran $45 per barrel. Bila biaya investasi dan operasi (atau cost recovery) saat ini adalah sekitar $30 per barrel, maka ratio biaya terhadap revenue atau produksi gross adalah 67%, jauh di atas 30% dalam simulasi di atas. Ratio biaya terhadap revenue tersebut pada dasarnya akan memburuk dengan naiknya biaya, turunnya harga, dan turunnya produksi. 

Konsep Traditional PSC memberikan mekanisme yang sesungguhnya merupakan protection shield bagi keekonomian investor saat terjadinya downsides sehingga kelangsungan kegiatan usaha akan lebih robust dan sustainable. Sementara itu, gross split PSC tidak akan memberikan protection shield yang sama terhadap terjadinya downsides, sehingga akan less robust dan less sustainable, dimana bagian pemerintah yang diambil di tingkat gross split tidak memungkinkan untuk membantu menyelamatkan keekonomian investor. 

Tentunya pada saat tingkat harga minyak yang rendah saat ini, gross split PSC tidak akan menarik bagi investor secara keekonomian. Kondisi kerugian yang lebih besar bagi KKKS dengan digunakannya konsep gross split PSC karena adanya downsides justru tidak akan sustainable karena akan bermuara pada pemotongan pengeluaran biaya operasi yang berakibat pada penurunan produksi dan bahkan penutupan operasi yang berakibat buruk juga bagi pemerintah.

Yang juga patut dicermati, karakteristik khas industri hulu migas adalah terjadinya penurunan produksi karena depletion natural decline yang tidak terhindarkan dengan semakin tuanya usia lapangan sementara biaya operasi justru malah membesar dengan bertambahnya usia lapangan untuk usaha menahan laju penurunan produksi tersebut melalui well workover, rigless intervention, enhanced recovery, dll. Artinya, sekalipun harga jual Migas tetap sama sekalipun, maka tanpa terhindarkan ratio biaya terhadap revenue by default akan selalu memburuk dalam jangka panjang karena turunnya produksi dan naiknya biaya. Konsep gross split PSC yang besaran splitnya bersifat tetap atau tidak menggunakan sliding scale berdasarkan ratio keekonomian seperti IRR atau R/C adalah tidak konsisten dengan karakteristik usaha hulu migas yang sangat mendasar itu sendiri sehingga seolah otomatis akan berakhir pada kegagalan keekonomian yang bukan hanya membuat umur ekonomis lapangan menjadi lebih singkat tetapi bahkan sudah gagal sejak dari awal untuk menarik minat investasi menandatangani kontrak wilayah kerja eksplorasi. 

Apabila Indonesia memang ingin menawarkan bentuk petroleum contract baru secara gross split namun tetap atau lebih kompetitif secara fiscal contractual regime, maka besaran gross split tentunya harus bersaing dengan fiscal terms di negara lain, terutama dengan negara-negara yang menjadi saingan Indonesia sebagai negara tujuan investasi hulu migas. 

Dari ilustrasi di atas, juga terlihat bahwa pada PSC konvensional traditional, sesungguhnya FTP 10% yang non shareable dan sepenuhnya menjadi bagian negara adalah sudah merupakan bentuk royalty yang diambil pada tingkatan gross dan sesungguhnya sudah berada pada tingkatan yang mirip dengan besaran royalty di berbagai negara lain, tanpa harus diubah menjadi gross split PSC. Besaran royalty atau gross split bagian negara yang terlalu besar akan sulit bersaing dengan fiscal regime di negara lain, mengingat tarif pajak penghasilan korporasi dan pajak dividen di Indonesia juga sudah tergolong relatif tinggi. Belum lagi bila dilihat bahwa prospek penemuan cadangan di Indonesia dan lingkungan birokrasi serta regulasi di Indonesia juga tidak dapat dikatakan lebih baik daripada di negara pesaing. Apabila FTP di PSC tradisional telah relatif setara dengan royalty di negara lain, sementara cost recovery sesungguhnya serupa dengan tax deductibility, maka faktor pajak total atas profit yang dihasilkan oleh KKKS akhirnya yang akan menentukan tingkat competitiveness keekonomian di PSC Indonesia, mungkin justru tanpa harus mengganti bentuk kontrak menjadi gross split PSC. 

Besaran gross split yang didasarkan pada sliding scale berdasarkan tingkat produksi atau besarnya cadangan tidak akan menyelesaikan persoalan keekonomian yang kurang memadai terhadap resiko terjadinya downsides di bawah konsep gross split PSC, karena selain variabel volume, keekonomian juga tergantung kepada setidaknya dua variabel lainnya yakni harga migas dan biaya, selain timing dari terjadinya ketiga variabel keekonomian tersebut. 

Gross split yang didasarkan pada sliding scale berdasarkan tingkat keekonomian adalah solusi untuk mempertahankan keekonomian konsep gross split PSC yang tetap bersaing dan tidak lebih buruk daripada PSC tradisional, misalnya dengan semakin besarnya gross split bagian KKKS saat R/C ratio memburuk dan sebaliknya semakin kecilnya gross split bagian KKKS saat R/C ratio membaik. Memang, hal ini berarti bahwa bagian PNBP negara tetap terpengaruh oleh besaran biaya investasi dan operasi di PSC yang bersangkutan sehingga tidak lagi memenuhi salah satu tujuan diwacanakannya konsep gross split PSC itu sendiri untuk memutuskan hubungan cost recovery dengan perhitungan PNBP bagian negara dan tidak perlu dimasukkannya biaya kegiatan hulu migas dalam asumsi APBN (apakah sebagai cost recovery dalam PSC tradisional maupun tax deductibility dalam gross split PSC). Namun, pada akhirnya, apalah artinya merubah bentuk kontrak hulu migas bila justru memperburuk iklim investasi itu sendiri. Niat hati mendapatkan gross split di tingkat produksi gross, namun yang terjadi bisa saja justru adalah tidak adanya atau jauh lebih kecilnya produksi migas gross itu sendiri. Sungguh pertaruhan yang sangat besar untuk masa depan industri hulu migas nasional. 

Apabila tujuan yang ingin dicapai dengan diperkenalkannya wacana gross split PSC sesungguhnya juga dapat diperoleh dengan memperbaiki proses, peraturan dan implementasi sistem PSC tradisional yang sudah ada saat ini, maka langkah terburu-buru untuk mengadopsi konsep kontrak hulu migas baru tanpa kajian mendalam dapat justru berujung pada memburuknya kondisi industri hulu migas nasional. Pada saat lesunya iklim investasi saat ini, yang sesungguhnya diperlukan adalah terobosan besar untuk menggalakkan investasi melalui perbaikan birokrasi, perbaikan regulasi, dan pemberian berbagai insentif fiskal maupun non fiskal. Bentuk kontrak baru yang masih diragukan dampaknya terhadap iklim investasi sewajarnya justru sedapat mungkin ditunda terlebih dahulu setidaknya hingga kondisi industri telah lebih membaik sembari dilakukannya kajian komprehensif. 

Jakarta, 30 November 2016

BAD

Pengamat dan praktisi hulu migas internasional 

Advertisements

Gross Split PSC vs Traditional PSC di Indonesia 

Wacana mengenai gross split PSC tanpa cost recovery yang dilontarkan oleh pemerintah memerlukan kajian dan pembahasan yang mendalam sebelum benar-benar dipertimbangkan untuk digunakan sebagai bentuk petroleum contract baru untuk industri hulu migas nasional. 
Mengingat terbatasnya informasi tentang mekanisme detail mengenai wacana ini, maka untuk saat ini diasumsikan bahwa yang dimaksud dengan gross split PSC tanpa cost recovery adalah mekanisme dimana produksi gross di wilayah kerja hulu migas dibagi di tingkat pertama secara pre-tax dalam bentuk in kind. Pre-tax gross split yang menjadi bagian kontraktor kemudian menjadi entitlement penuh KKKS yang digunakan untuk menutupi seluruh biaya dan membayar pajak (dihitung berdasarkan revenue KKKS dari gross split entitlement sharenya dikurangi biaya-biaya operasi sebagai tax deductibles, mengingat tidak ada lagi konsep cost recovery). 

Potensi aspek positif dari gross PSC tanpa cost recovery:

– Lebih praktis dalam proses pengambilan keputusan bisnis eksplorasi dan operasi oleh KKKS, mengingat keterlibatan pemerintah dan atau lembaga pelaksana hulu migas dalam persetujuan POD, WP&B, AFE, pengadaan barang dan jasa menjadi tidak ada atau jauh berkurang. KKKS akan menjalankan kegiatan usaha sebagaimana perusahaan dalam industri lainnya, dengan tetap mematuhi peraturan perundangan yang berlaku umum terkait dengan berbagai perijinan. Hal ini dapat mempercepat proses investasi dan dengan demikian diharapkan juga dapat memperbaiki keekonomian investor dalam kegiatan eksplorasi mencari cadangan baru dan mengembangkan lapangan migas baru. 

– Lebih efisien bagi pemerintah dengan berkurangnya atau tidak adanya keterlibatan lembaga pemerintah sebagai pelaksana dalam kegiatan usaha hulu migas 

– Cost recovery tidak lagi menjadi bagian dari asumsi dasar APBN setiap tahunnya yang jauh lebih praktis secara regulasi dan proses

– Tidak akan lagi terjadi kriminalisasi atas permasalahan cost recovery dengan adanya kesalahpahaman bahwa cost recovery adalah uang negara dimana perselisihan atas pembebanannya dianggap merupakan tindakan merugikan negara yang merupakan ranah pidana, sekalipun sesungguhnya merupakan ranah kontraktual perdata yang proses penyelesaiannya diatur melalui audit dan koreksi cost recovery. Kasus cost recovery untuk aktivitas bioremediasi di Chevron adalah pengalaman pahit yang tidak akan berulang apabila konsep kontrak yang digunakan adalah gross split PSC. Sekalipun terjadi perselisihan mengenai perlakuan biaya sebagai tax deductibility, sifatnya adalah perpajakan yang diatur melalui peraturan perundangan dan proses keberatan atau persidangan perpajakan. 

– Kerumitan dalam proses audit akan jauh berkurang, mengingat financial audit hanya diperlukan terutamanya secara perpajakan oleh otoritas pajak, sementara audit kontraktual hanya sebatas pada pemeriksaan tingkat volume produksi dan atau revenue (untuk KKKS dimana didasarkan pada joint lifting, terutama untuk wilayah kerja gas bumi)

Berbagai aspek yang berpotensi menjadi permasalahan dan membutuhkan pertimbangan mendalam:

– Kejelasan apakah konsep gross split PSC adalah sesuai dengan hukum peraturan dan perundangan secara prinsip, sehingga harus dipastikan apakah dapat diatur hanya berdasarkan Peraturan Menteri. Cost recovery sejatinya adalah bagian prinsipil dari konsep PSC itu sendiri. Pengawasan dan persetujuan biaya operasi hulu migas adalah bagian tidak terpisahkan dari kedaulatan atas kuasa pertambangan dan mineral rights yang secara Undang Undang dan Undang Undang Dasar adalah ditangan negara dan kepemilikan seluruh asset oleh negara. Hak kelola (management right) yang terefleksi dalam bentuk work program dan budget adalah perwujudan dari kedaulatan negara atas kegiatan usaha hulu migas. Kepastian dasar hukum juga sangat penting bagi pihak investor agar status kontrak yang mendasari keputusan investasi bersifat kuat dan tidak akan menimbulkan permasalahan jangka panjang. 

– Konsep gross split PSC sesungguhnya tidak lain adalah serupa dengan konsep petroleum contract yang berlaku di banyak negara lain yaitu Royalty and Tax, dimana gross split bagian negara tidak lain adalah royalty in kind, dan contractor juga membayar pajak atas taxable profitnya. Sesungguhnya, yang membedakan traditional PSC dengan Royalty and Tax adalah justru konsep cost recovery itu sendiri karena pola bagi hasil PNBP dan pajak dalam traditional PSC juga pada dasarnya tidak berbeda dengan konsep konsesi. Perlu dikaji apakah bentuk kontrak yang tidak lain adalah royalty and tax sesuai dengan peraturan perundangan, dan apabila ternyata tidak sesuai lalu bagaimana untuk menyesuaikannya. 

– Dengan tidak adanya cost recovery, akan relatif sulit untuk memaksakan agar proses persetujuan kegiatan usaha, hak kelola operasi, dan kepemilikan serta pemanfaatan fasilitas operasi hulu migas tetap berada ditangan lembaga pemerintah pelaksana kegiatan hulu migas, karena negara tidak lagi menanggung implikasi biaya operasi wilayah kerja. Implikasi terhadap besaran pajak tentunya tidak dapat menjadi dasar pengaturan kegiatan oleh negara, karena hal yang sama tidak berlaku untuk seluruh jenis industri lain. Bentuk kontrak hybrid dimana biaya operasi sepenuhnya ditanggung dari bagian split produksi kontraktor namun pengelolaan tetap oleh lembaga pemerintah pelaksana kegiatan hulu migas tidak akan menarik bagi investor karena tidak akan dilihat konsisten dengan perlakuan di negara lain untuk petroleum contract serupa. 

– Status kepemilikan assets yang digunakan dalam kegiatan usaha hulu migas, apabila konsep gross split PSC meniadakan cost recovery akan sejatinya mirip dengan perusahaan swasta biasa. Apabila kepemilikan menjadi hak pihak KKKS, maka sepenuhnya akan memiliki kebebasan penuh untuk membangun, menjual, dan berbagai kepentingan pihak KKKS. Negara hanya dapat mengatur dari sisi peraturan perundangan terkait kewajiban ASR, lingkungan hidup, dll tanpa memiliki hak ekonomi dan bisnis. Hal ini juga dapat menimbulkan permasalahan saat masa kontrak wilayah kerja telah berakhir, dimana pihak kontraktor berikutnya (termasuk Pertamina) mungkin harus membeli fasilitas produksi hulu migas dari pihak KKKS sebelumnya. Sekali lagi, status kepemilikan fasilitas produksi harus jelas dan juga setidaknya terkait dengan konsep petroleum contract yang digunakan. 

– Akan lebih sulit untuk menjalankan kebijakan mengutamakan kandungan biaya lokal (TKDN) dalam operasi hulu migas karena KKKS sepenuhnya berkepentingan untuk mengutamakan kepentingan bisnis korporasi sepihak, bahkan mengutamakan pengadaan barang dan jasa dari perusahaan afiliasinya sendiri. Hal ini berpotensi mengurangi multiplier effect bagi perekonomian nasional dari sektor penunjang kegiatan hulu migas yang sangat penting bagi pertumbuhan ekonomi. Juga diperlukan pengawasan lebih ketat atas kemungkinan terjadinya praktek transfer pricing antar perusahaan afiliasi yang tidak sesuai peraturan perundangan. 

– Akan lebih sulit untuk melakukan alih teknologi dan pengembangan SDM tenaga kerja nasional Indonesia, mengingat KKKS asing akan sepenuhnya memiliki hak atas teknologi yang digunakan dlm operasi wilayah kerja dan mendahulukan kepentingan bisnis korporasi. Mengingat industri hulu migas membutuhkan teknologi dan tingkat keahlian yang tinggi, hal ini dalam jangka panjang dapat merugikan masa depan strategis nasional. 

– Konsep gross split PSC hanya dapat diterapkan pada PSC wilayah kerja baru secara prospektif, dan tidak dapat serta merta diterapkan secara retroaktif kepada PSC yg sudah ada. Memang dapat diberikan opsi kepada existing PSC untuk memilih, namun dapat dipastikan bahwa tidak seluruhnya akan memilih untuk beralih menjadi gross split PSC. Hal ini akan membuat terdapatnya dua kelompok jenis kontrak hulu migas dengan pengaturan dan pengelolaan yang jauh berbeda dan berpotensi menimbulkan berbagai kompleksitas. 

– Tidak adanya atau sangat terbatasnya peran lembaga pemerintah pelaksana kegiatan hulu migas akan menghilangkan koordinasi dari operasi sehingga menyulitkan diterapkannya keseragaman keputusan bisnis, standardisasi, atau strategi yang bersifat industri secara keseluruhan. Hal ini juga berpotensi menyulitkan koordinasi lintas sektoral, termasuk dalam proses perijinan dengan berbagai instansi dan Kementrian (ESDM, Keuangan, Perindustrian, Perdagangan, Lingkungan Hidup, Tenaga Kerja, Kehutanan, Pemerintah Daerah, dll) yang mana selama ini KKKS sangat terbantu oleh peran SKK Migas. 

Aspek komersial dan keekonomian:

– Traditional PSC lebih konsisten dengan konsep bagi hasil yang melandasi prinsip PSC, dimana resiko komersial masa eksplorasi ditanggung sepenuhnya oleh investor, namun bagi hasil saat masa produksi dilakukan pada tingkat profit to be split, sehingga pembagian hasil produksi juga mencerminkan pembagian biaya dengan proporsi yang sama dengan persentase bagi hasil. Dengan demikian, seluruh potensi upsides (kenaikan harga migas, kenaikan volume produksi, efisiensi biaya) maupun downsides (penurunan harga migas, penurunan volume produksi, kenaikan biaya operasi) akan selalu konsisten dibagi dan ditanggung bersama secara proporsional. Pembagian produksi dalam gross split PSC berpotensi menyebabkan terjadinya kondisi dimana KKKS mendapatkan bagian yang jauh lebih besar daripada di traditional PSC saat terjadinya upsides, namun akibatnya juga menanggung sendiri kerugian saat terjadinya downsides. Perlu dicatat bahwa dalam kedua bentuk kontrak, negara tidak akan pernah mengalami kerugian karena negara akan selalu mendapatkan positive cashflow (walaupun tentunya besarannya dapat berkurang) mengingat bahwa negara tidak turut mengeluarkan investasi menanggung resiko finansial dan karena adanya FTP dalam Traditional PSC. Sementara itu, kondisi kerugian bagi KKKS dengan gross split PSC apabila adanya downsides justru tidak akan sustainable karena akan bermuara pada pemotongan pengeluaran biaya operasi yang berakibat pada penurunan produksi dan bahkan penutupan operasi yang berakibat buruk juga bagi pemerintah. Traditional PSC memberikan mekanisme yang sesungguhnya merupakan protection shield bagi keekonomian investor saat terjadinya downsides sehingga kelangsungan kegiatan usaha akan lebih robust dan sustainable. Sementara itu, gross split PSC tidak akan memberikan protection shield yang sama terhadap terjadinya downsides, sehingga akan less robust dan less sustainable, dimana bagian pemerintah yang diambil di tingkat gross tidak memungkinkan untuk membantu menyelamatkan keekonomian investor. Tentunya pada saat tingkat harga minyak yang rendah saat ini, gross split PSC tidak akan menarik bagi investor secara keekonomian. 

– Sulit untuk menentukan pada tingkat berapa besaran pembagian gross split yang memadai bagi pemerintah dan investor, karena sesungguhnya hal itu tergantung kepada asumsi jangka panjang untuk harga migas, volume produksi, biaya investasi dan operasi serta timing dari ketiga variabel keekonomian tersebut. Gross split untuk bagian investor harus memenuhi keekonomian yang menutupi besaran biaya investasi dan operasi serta profit yang memenuhi tingkat minimum keekonomian dari indikator seperti IRR, NPV, dll. Mengingat industri hulu migas bersifat jangka sangat panjang, sulit untuk mendapatkan asumsi variabel keekonomian jangka panjang yang dapat dianggap wajar oleh kedua belah pihak. Apabila memungkinkan, besaran gross split semestinya dibuat dengan sliding scale tergantung pada faktor keekonomian seperti IRR atau R /C agar ada fleksibilitas keekonomian yang dapat membantu, selain tersedianya berbagai insentif fiskal. Untuk lapangan Migas marginal yang tidak ekonomis pada tingkat gross split tertentu, akan sangat disayangkan apabila penemuan cadangan kemudian tidak dapat dikembangkan karena tidak ekonomis bagi investor, padahal keekonomian negara tidak terbatas hanya dari sisi hulu migas namun juga terutama dari sisi diluar PSC boundaries (ketersediaan energi, industri hilir, lapangan kerja, produk ekspor petrokimia, dll) yang memberikan multiplier effect jauh lebih besar. 

– Traditional PSC memberikan manfaat keekonomian kepada investor di masa awal produksi, dimana deferred unrecovered sunk cost recovery dapat diperoleh hingga mencapai 80% atau 90% dari gross production (10% hingga 20% umumnya untuk FTP). Hal ini sangat membantu keekonomian investor, sekalipun umumnya tetap diperlukan 4 hingga 5 tahun untuk sepenuhnya mengembalikan sunk costs dan mencapai equity to be split pertama kalinya. Dalam gross split PSC, bagian produksi jatah KKKS yang tentunya lebih kecil dari 90% atau 80% akan membuat pengembalian sunk costs jauh lebih lama hingga 8-10 tahun yang sulit untuk memenuhi tingkat keekonomian pengembalian modal yang memadai, terutama saat harga minyak rendah saat ini. Dengan demikian, konsep gross split PSC berpotensi tidak akan menarik minat investor untuk masuk ke usaha hulu migas di Indonesia. Perlu dikaji apakah besaran gross split juga dibedakan dimasa awal produksi lapangan baru, selain juga dibuat dengan sliding scale berdasarkan tingkat keekonomian. 

– Tidak adanya konsep cost recovery yang diatur dalam kontrak berpotensi hilangnya prinsip uniformity principle untuk sisi kontraktual dan perpajakan, sehingga perlakuan biaya dapat berpotensi disamakan dengan tax deductibility sebagaimana di perusahaan biasa di industri lainnya. Mengingat peraturan perpajakan umum tidak dibuat berdasarkan karakter khusus industri hulu migas, hal ini dapat berpotensi memperburuk keekonomian yang tidak menarik iklim investasi. Sebagai contoh, masa depresiasi dapat jauh lebih panjang dan perlakuan capital dan non-capital costs dapat sangat berbeda. 

Kesimpulan: sangat direkomendasikan agar wacana diperkenalkannya konsep gross split PSC terlebih dahulu dikaji secara mendalam, menyeluruh, dan tidak tergesa-gesa dengan prinsip kehati-hatian. Juga sangat diperlukan adanya dialog terbuka dengan berbagai pelaku industri hulu migas yang sejatinya adalah pihak yang akan menjalankan bentuk petroleum contract baru tersebut. Diharapkan bahwa apapun keputusan yang kemudian diambil adalah yang terbaik terutama untuk negara, bangsa dan rakyat Indonesia dan secara bersamaan juga tetap memberikan potensi keuntungan bisnis yang memadai bagi pihak investor sehingga minat investasi akan meningkat. Perlu pula dikaji berbagai alternatif lain yang mungkin tidak kalah baik atau bahkan lebih baik untuk mencapai objektif yang sama dengan apa yang ingin dicapai dari bentuk gross split PSC. 

Jakarta, 25 November 2016

BAD

Tingkat Keekonomian Untuk Investasi Hulu Migas, Kajian atas Wacana Gross Split PSC 

Keputusan investasi di industri hulu migas didasarkan pada beberapa faktor pertimbangan, dimana keekonomian menjadi salah satu namun bukan satu-satunya yang terpenting. 

Beberapa faktor lain yang juga menjadi pertimbangan antara lain adalah presence (menggunakan eksistensi di suatu negara atau wilayah sebagai leverage), country risks (political, social, regulatory), portfolio management (geopolitical, fiscal regime, product balance antara minyak dan gas, conventional vs unconventional, operated vs non-operated), optimisasi penggunaan teknologi khusus yang merupakan intellectual property, synergy dengan partners dan buyers, synergy dengan affiliate companies, dan faktor-faktor lainnya. 

Tingkat keekonomian yang menjadi dasar keputusan investasi juga bersifat relatif, berbeda-beda tergantung pada tahapan phase kegiatan, tingkat harga migas, alternatif investasi dalam pilihan portfolio global, dan potensi terjadinya upsides (harga migas naik, costs turun, volume produksi lebih besar, timing lebih cepat) atau terjadinya downsides (harga migas turun, costs naik, volume produksi lebih kecil, timing lebih lambat). 

Tingkat keekonomian yang diharapkan pada tahapan eksplorasi didasarkan pada expected value yang dihitung saat penandatanganan kontrak wilayah kerja point forward, dengan memperhitungkan risked hydrocarbon prospect untuk success case penemuan cadangan dimana variabel keekonomian (harga migas, biaya investasi dan operasi, volume produksi) jangka panjang dihitung berdasarkan contractual dan fiscal terms yang ada. Inilah yang menyebabkan pentingnya memberikan kepastian hukum, kepastian fiskal finansial, dan konsistensi kontraktual sepanjang masa kontrak, agar potensi yang dihitung saat kegiatan eksplorasi mulai dijalankan akan sesuai dengan apa yang diharapkan apabila kemudian terdapat penemuan cadangan komersial yang dikembangkan hingga terjadinya operasi produksi. Investor hulu migas yang berhasil menemukan cadangan komersial, namun kemudian karena berbagai hal mendapatkan kesulitan untuk mengembangkan lapangan migas tersebut, tentunya akan memberikan sinyal negatif kepada seluruh calon investor lainnya dan memperburuk iklim investasi. 

Tingkat keekonomian saat dibuatnya Plan of Development (POD) dan saat keputusan investasi pengembangan lapangan dibuat (Final Investment Decision, FID) dihitung point forward berdasarkan certified reserves, skenario teknis pengembangan lapangan, asumsi biaya investasi dan operasi, serta asumsi harga migas jangka panjang. Umumnya, tingkat keekonomian pada tahapan ini dibuat dengan berbagai sensitivitas pada berbagai asumsi jangka panjang yang berbeda-beda untuk memastikan bahwa keekonomian proyek tergolong robust terhadap potensi terjadinya downsides, sementara potensi upsides juga harus menjanjikan keekonomian yang lebih baik agar keseimbangan resiko keekonomian jangka panjang tetap secara keseluruhan terjaga. Beberapa investor juga menghitung keekonomian pada tahapan ini secara full-cycle sejak eksplorasi point forward untuk melihat keekonomian secara menyeluruh, mengingat investasi sesungguhnya sudah dimulai sejak penandatanganan kontrak wilayah kerja, sementara biaya eksplorasi, appraisal dan pra FID jumlahnya sangat besar serta jangka waktu sejak dimulainya eksplorasi hingga tercapainya FID bisa sangat panjang (lebih dari sepuluh hingga lima belas tahun). 

Tingkat keekonomian saat tahapan operasi produksi umumnya dihitung untuk optimisasi kegiatan operasi lapangan, termasuk upaya untuk menahan laju penurunan produksi (dengan berbagai kegiatan seperti infill drilling, workover, enhanced recovery, dll). 

Tingkat keekonomian yang diharapkan oleh investor hulu migas juga bersifat relatif pada berbagai tingkat harga migas. Berbagai studi menunjukkan bahwa saat harga minyak tinggi di atas $100/bbl, maka biaya operasi juga jauh lebih mahal dikarenakan adanya inflasi sehingga umumnya biaya investasi dan operasi berada di kisaran $60-$70 per bbl. Saat harga minyak berkisar $40-$50 per bbl, biaya investasi dan operasi berada di tingkatan $20-$30 per bbl, itu pun sudah mencerminkan deflasi maupun pemotongan dan penghematan biaya yang dengan sendirinya menurunkan tingkat produksi lapangan. 

Wacana untuk memperkenalkan konsep gross split kepada investor PSC konvensional di Indonesia, sebagaimana saya tuliskan sebelumnya, perlu dikaji secara mendalam dan bersama dengan berbagai pihak, termasuk dan terutama para pelaku industri hulu migas itu sendiri. 

Konsep gross split PSC pada dasarnya adalah serupa dengan konsep royalty and tax yang dikenal umum secara global di kebanyakan negara lain. Bagian negara di tingkat gross split pada dasarnya adalah royalty in kind. Royalty in kind atau in cash di tingkatan produksi atau revenue gross di berbagai negara yang menganut konsep royalty and tax umumnya berkisar antara 5% hingga 15% (tertinggi ada yg mencapai 20% dan 30% di Venezuela), yang berarti bahwa 85% hingga 95% sisanya akan tersedia untuk menutupi biaya investasi dan operasi dan untuk membayar pajak atas profit yang dihasilkan pihak investor dengan tingkat keuntungan yang dianggap memadai bagi pelaku industri hulu migas. 

Lihat tautan berikut ini:
https://loc.gov/law/help/crude-oil-royalty-rates/index.php

http://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/EY-2015-Global-oil-and-gas-tax-guide/%24FILE/EY-2015-Global-oil-and-gas-tax-guide.pdf

https://www2.deloitte.com/content/dam/Deloitte/ro/Documents/energy-resources/Deloitte-Royalties_upstream_14_feb_2015_EN.pdf

Apabila Indonesia ingin menawarkan bentuk petroleum contract baru secara gross split yang kompetitif secara fiscal contractual regime, maka besaran gross split tentunya harus bersaing dengan fiscal terms di negara lain, terutama dengan negara-negara yang menjadi saingan Indonesia sebagai negara tujuan investasi hulu migas. 

Yang juga patut dicermati, pada PSC konvensional traditional, sesungguhnya FTP adalah sudah merupakan bentuk royalty yang diambil pada tingkatan gross yang sekalipun untuk sebagian besar PSC dibagi dengan kontraktor secara pre-tax (dan semestinya bagian FTP KKKS tidak taxable sebelum tercapainya equity to be split) sesungguhnya sudah berada pada tingkatan yang mirip dengan di berbagai negara lain, tanpa harus diubah menjadi gross split PSC. Besaran royalty atau gross split bagian negara yang terlalu besar akan sulit bersaing dengan fiscal regime di negara lain, mengingat tarif pajak penghasilan korporasi dan pajak dividen di Indonesia juga tergolong tinggi. Belum lagi bila dilihat bahwa prospek penemuan cadangan di Indonesia dan lingkungan birokrasi serta regulasi di Indonesia juga tidak dapat dikatakan lebih baik daripada di negara pesaing. Apabila FTP di PSC tradisional telah relatif setara dengan royalty di negara lain, sementara cost recovery sesungguhnya serupa dengan tax deductibility, maka faktor pajak total atas profit yang dihasilkan oleh KKKS akhirnya yang akan menentukan tingkat competitiveness keekonomian di PSC Indonesia, mungkin justru tanpa harus mengganti bentuk kontrak menjadi gross split PSC. Yang membedakan di sini adalah fakta bahwa tingkat tarif pajak di Indonesia yang tergolong tinggi juga bersifat kaku dan tidak fleksibel sebagai penyeimbang keekonomian investor. Di negara lain, selain tarif pajak korporasi dan dividen yang berlaku umum, seringkali pada umumnya terdapat petroleum tax yang besarannya disesuaikan dengan kondisi keekonomian khusus untuk hulu migas dengan aturan yang jelas dimana saat terjadinya “windfall profit” (harga minyak yang tinggi) maka tarif petroleum tax dapat dinaikkan secara fair dan pada saat terjadinya downsides maka dapat diturunkan atau ditiadakan. Mekanisme perpajakan semacam ini ditujukan untuk berfungsi sebagai penyeimbang antara total government take dibandingkan dengan contractor’s take, memberikan relief atau insentif saat terjadinya downsides, dan memberikan pemerintah ruang gerak dengan rentang yang cukup luas tanpa harus terlihat tidak fair atau memberikan ketidakpastian keekonomian bagi investor bila pengaturannya dibuat jelas secara peraturan perundangan. Sayangnya, konsep pajak khusus untuk hulu migas seperti petroleum tax tidak dikenal di Indonesia, padahal faktor tersebut sangat penting bila bentuk petroleum contract memang ingin diubah menjadi lebih condong kepada royalty and tax sebagaimana prinsip dasar gross split PSC. Apabila konsep gross split PSC memang dapat diterima secara peraturan perundangan (hal ini perlu kajian lebih lanjut yang mendalam), tentunya bentuk royalty and tax berarti juga dapat diterima secara prinsip, sehingga penyesuaian peraturan perundangan mestinya juga dapat dilakukan, sekalipun pasti akan membutuhkan waktu relatif panjang. 

Salah satu mekanisme yang dipertimbangkan oleh pemerintah adalah menyerahkan besaran gross split pada proses penawaran wilayah kerja baru. Penawaran yang memberikan bagian negara terbaik, tentunya dengan tingkat minimum tertentu, akan memenangkan wilayah kerja tersebut. Patut dicermati bahwa besar kemungkinan pihak KKS peserta penawaran WK akan mengajukan penawaran gross split yang konservatif yang bisa saja berujung pada negara mendapatkan bagian yang lebih kecil dibanding apabila menggunakan PSC tradisional, khususnya saat terjadinya upsides terutama karena harga minyak yang naik tinggi atau karena penemuan cadangan yang besar. Dengan demikian, besaran gross split yang berdasarkan sliding scale tergantung keekonomian seperti berdasarkan IRR atau R/C semestinya ditetapkan secara cermat sehingga memberikan bagian yang wajar dan fair bagi kedua belah pihak pada kondisi apa pun. 

Pada dasarnya, investor mengharapkan tingkat keekonomian proyek pengembangan lapangan migas yang memberikan return memadai relatif terhadap investasi yang berhasil menemukan cadangan komersial, dan sesungguhnya juga mengharapkan keekonomian yang menutupi resiko eksplorasi yang ditanggung selama masa eksplorasi, termasuk dari kegiatan eksplorasi yang gagal. Terlepas dari adanya ring fencing secara kontraktual dan fiskal, pada dasarnya prinsip komprehensif bahwa keekonomian dari proyek-proyek yang berhasil harus juga dapat menutupi (setidaknya sebagian dari) kegagalan dari kegiatan eksplorasi secara keseluruhan tetap perlu agar kegiatan hulu migas secara agregat tetap sustainable. Apabila prinsip dasar ini tidak terpenuhi, tentunya investor akan ragu untuk masuk dan menanamkan investasi, mengingat resiko kegagalan menemukan cadangan migas yang komersial justru jauh lebih besar daripada potensi keberhasilan, suatu fakta yang memang menjadi karakteristik khusus bisnis hulu migas. 

SKK Migas berada dalam posisi yang unik dan strategis, karena memiliki akses terhadap data yang lengkap mengenai tingkat kegagalan dan keberhasilan kegiatan hulu migas. SKK Migas juga dapat melihat bahwa umumnya keekonomian yang diharapkan oleh investor dalam POD yang diajukan dan kemudian disetujui berada pada kisaran IRR point forward kurang lebih 20%, bergantung pada berbagai tingkat resiko dan karakteristik proyek pengembangan lapangan masing-masing. Investor juga mengharapkan robustness dari keekonomian proyek terhadap potensi terjadinya downsides dan peluang untuk mendapatkan keekonomian yang lebih baik pada saat terjadinya upsides secara jangka panjang. Kajian ini sangat penting untuk memastikan bahwa penerapan konsep gross PSC akan kurang lebih memberikan keekonomian investor yang setidaknya sama atau lebih baik daripada PSC tradisional agar minat investasi membaik, terutama pada tingkat harga minyak yang rendah saat ini. 

Sebagaimana disebutkan dalam tulisan sebelumnya, PSC tradisional pada dasarnya memberikan proteksi keekonomian lebih baik bagi investor pada saat terjadinya downsides. Dan apabila konsep gross split PSC diperkenalkan, maka pemerintah semestinya tetap memberikan ruang gerak yang cukup fleksibel untuk membantu kelangsungan kegiatan usaha hulu migas yang sustainable, misalnya melalui besaran split yang didasarkan pada sliding scale tergantung faktor keekonomian dan besaran gross split yang berbeda-beda tergantung pada tahapan proyek migas bersangkutan. Keekonomian yang tidak memadai tanpa ruang gerak yang fleksibel hanya akan membuat investor ragu untuk masuk menanamkan modal di Indonesia dan dapat berujung pada kondisi industri hulu migas yang justru lebih buruk buat seluruh pihak. 

Hal lain yang juga perlu diperhatikan adalah sedapat mungkin dihindarinya bentuk kontrak hulu migas hybrid yang sifatnya tidak tegas antara PSC tradisional dan gross split (royalty and tax), dimana cost recovery tidak lagi dikenal namun proses persetujuan, hak kelola (management right), dan birokrasi tetap harus seluruhnya melalui lembaga pemerintah selaku pelaksana kegiatan hulu migas. Sulit untuk dapat menarik minat investasi apabila secara komersial keekonomian sesungguhnya sangat mirip royalty and tax, namun pengaturannya masih kurang lebih sama dengan PSC tradisional. Salah satu manfaat utama dari diadopsinya sistem gross split PSC adalah lebih praktisnya proses persetujuan dan pengambilan keputusan bisnis dengan lebih terbatasnya keterlibatan lembaga pemerintah pelaksana kegiatan hulu migas, sehingga hal tersebut semestinya dipastikan memang betul akan terjadi. 

Patut pula menjadi perhatian agar dalam penerapan gross split PSC berbagai fasilitas insentif non-fiskal dan fiskal tetap tersedia untuk membantu keekonomian saat dibutuhkan, selain tetap diberikannya berbagai kemudahan berupa fasilitas master list yang membebaskan bea masuk, PPN Import, withholding tax, pembebasan PBB, PPN domestik, maupun pungutan dan retribusi daerah, atau berbagai macam bentuk pajak tidak langsung lainnya agar diperoleh kepastian keekonomian yang sangat dibutuhkan oleh investor demi menjaga iklim investasi. 

Sekali lagi, sangat dianjurkan untuk dilakukannya kajian lebih mendalam, termasuk dialog dengan pelaku industri, agar bentuk kontrak hulu migas baru yang diwacanakan ini memang memberikan kebaikan bagi seluruh pihak sehingga lebih efektif untuk memperbaiki iklim investasi dan menghasilkan cerita sukses jangka panjang di masa mendatang, sebagaimana bentuk PSC tradisional pernah berjaya di masa lalu. 

Jakarta, 28 November 2016

BAD 
Pengamat dan pelaku industri hulu migas 

Gas Impor Bukan Solusi Untuk Persoalan Harga Gas Bumi

Sebagai tindak lanjut atas upaya pemerintah untuk menurunkan harga gas bagi pelaku industri dalam negeri, pemerintah khabarnya kini mewacanakan upaya untuk mengimpor gas dari Malaysia, Brunei, Timur Tengah atau negara-negara produsen gas lainnya. Pilihan untuk membuka keran gas impor yang ditengarai harga belinya lebih rendah diharapkan dapat memenuhi target yang dicanangkan oleh Presiden agar harga beli gas di titik industri dalam negeri dapat berada di kisaran $5 hingga $6 per mmbtu, atau bahkan lebih rendah lagi apabila memungkinkan. Saat ini, harga gas industri dalam negeri berada di kisaran rata-rata lebih dari $9 per mmbtu, bahkan di beberapa wilayah industri seperti Sumatera Utara mencapai hingga $13 per mmbtu. Tingginya harga gas industri membuat pelaku industri dalam negeri sulit bersaing dan beberapa di antaranya bahkan mengalami masalah kelangsungan usaha.

Rantai pasok gas dalam negeri memang terbilang panjang dan berbelit. Kompleksitas struktur pasokan dan kerumitan tata laksana membuat upaya pembenahan menjadi tidak mudah dan membutuhkan waktu. Produksi gas di sisi hulu migas mulai dari mulut sumur lapangan beserta fasilitas produksi berlanjut pada jalur transportasi atau transmisi utama berupa pipa primer, sebelum kemudian didistribusikan melalui jalur pipa sekunder kepada berbagai pembeli industri yang menggunakan gas sebagai bahan baku manufaktur ataupun sebagai energi pembangkit. Pelaku di sisi hulu migas umumnya hanya terdiri dari satu pihak yang mengoperasikan wilayah kerja hulu migas di bawah Kontrak Kerja Sama bagi hasil (KKS atau Production Sharing Contract), namun pelaku usaha transportasi dan distribusi gas jumlahnya dapat sangat banyak di mana gas dipindahtangankan berkali-kali sebelum akhirnya mencapai pembeli akhir. Harga gas secara keseluruhan tentunya bergantung pada tingkat keekonomian seluruh pelaku yang terlibat dalam rantai pasok mulai dari hulu hingga hilir.

Sebelum pemerintah mengeluarkan kebijakan untuk memperbolehkan masuknya gas impor, tentunya terlebih dahulu harus dilakukan kajian yang mendalam dengan penuh kehati-hatian agar keputusan yang diambil akhirnya memang akan mengatasi permasalahan tanpa menimbulkan permasalahan lain yang bahkan justru dapat memperburuk kondisi saat ini.

Impor gas pada kenyataannya harus dilakukan dalam bentuk Liquefied Natural Gas (LNG), tidak dalam bentuk gas bumi yang dikirimkan melalui pipa. Secara proses, LNG merupakan gas alam yang terlebih dahulu harus dicairkan (likuifaksi) untuk kemudian dikapalkan menggunakan tanker khusus LNG kepada terminal tujuan yang lalu melakukan regasifikasi untuk mengubah LNG kembali menjadi gas alam yang kemudian dapat didistribusikan melalui pipa kepada pengguna gas. Proses yang lebih panjang untuk likuifaksi, pengapalan, dan regasifikasi tentunya membuat produksi LNG menjadi relatif lebih membutuhkan biaya dibandingkan gas bumi biasa.

Harga pasar Spot LNG internasional di kawasan Asia Pasifik saat ini berkisar $6.10/mmbtu, sehingga alhasil setelah proses regasifikasi (sekitar $2/mmbtu), transmisi primer (asumsi $1/mmbtu) dan distribusi (kurang lebih $1/mmbtu) akan menghasilkan harga pada titik pembeli akhir tetap tinggi atau bahkan mungkin justru lebih tinggi dibandingkan harga gas domestik saat ini. Patut pula dicatat bahwa harga LNG di kawasan Asia Pasifik selalu dikaitkan dengan formula yang mengacu pada harga pasar minyak mentah, sehingga apabila harga minyak mentah naik maka dengan sendirinya harga LNG juga turut meningkat.

Produsen gas domestik di sektor hulu migas di bawah peraturan dan perundangan yang ada diharuskan memberikan prioritas untuk memenuhi kebutuhan gas dalam negeri terlebih dahulu sebelum diperbolehkan untuk melakukan ekspor gas. Dengan demikian, sudah sepatutnya bila pihak pembeli gas domestik juga sebaliknya memprioritaskan untuk membeli dari produsen gas dalam negeri. Gas impor justru mengurangi potensi pasar gas domestik Indonesia sendiri dan dikhawatirkan akan berdampak jangka panjang yang dapat melemahkan sektor hulu migas domestik akibat tidak adanya konsistensi regulasi, ketiadaan pasar, dan hilangnya minat investor untuk melakukan kegiatan eksplorasi hulu atau mengembangkan cadangan yang telah ditemukan.

Kebijakan pemerintah untuk memperbolehkan masuknya gas impor secara perekonomian makro akan sedikit banyak menguras cadangan devisa nasional yang pada dasarnya dapat turut memperlemah nilai tukar rupiah, sementara kebijakan yang lebih mendahulukan gas domestik tidak akan menggerus cadangan devisa negara dan dengan demikian tidak akan memperlemah nilai tukar rupiah.

Gas impor sama sekali tidak memberikan bagian negara dari Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP) maupun penerimaan pajak di sisi hulu migas, melainkan justru memberikan penerimaan kepada negara lain. Sementara itu, gas domestik memberikan bagian negara berupa PNBP dan pajak berdasarkan Kontrak Kerja Sama hulu migas yang besarnya hingga 70% dari keuntungan di wilayah kerja hulu migas (30% sisanya merupakan bagian keuntungan untuk investor hulu migas). Bahkan kalaupun harga gas impor sedikit lebih murah sekalipun, secara agregat makro maka penerimaan negara justru dapat tetap akan berkurang dibandingkan apabila mengutamakan gas domestik.

Masuknya gas impor yang mengurangi pasar gas domestik tidak akan memberikan dampak berganda kepada sektor perekonomian hulu di dalam negeri yang diperoleh dari investasi hulu migas, dihasilkannya Dana Bagi Hasil (DBH) bagi Pemda di mana lapangan produksi gas berada yang sangat berperan bagi pembangunan daerah, terbukanya lapangan kerja, dan berbagai manfaat perekonomian lainnya. Seluruh dampak berganda tersebut pada akhirnya juga memberikan penerimaan negara dalam bentuk pajak dari sektor penunjang industri hulu migas, pajak pribadi individu karyawan hulu migas, dan sebagainya.

Jumlah kapasitas produksi gas alam dan LNG domestik yang saat ini belum terkontrak cukup besar, sehingga sepatutnya dapat diserap terlebih dahulu oleh pasar pembeli domestik. Sebagian dari kapasitas tersebut memang telah dialokasikan oleh Pemerintah untuk memenuhi kebutuhan gas dalam negeri dan dengan demikian tidak diperbolehkan untuk diekspor secara jangka panjang. Produsen hulu gas dan LNG dengan demikian telah sekian lama menunggu diserapnya kapasitas yang ada tersebut, sehingga penantian mereka akan sia-sia apabila kemudian justru gas impor yang digunakan untuk memenuhi kebutuhan gas dalam negeri. Kapasitas produksi gas domestik yang ada ini telah atau sedang dikembangkan dan pengembalian biaya (cost recovery) di hulu migas juga telah dikeluarkan untuk berbagai fasilitas produksi, infrastruktur dan pengolahan hulu, sehingga akan sangat mubazir dan sia-sia apabila kemudian menjadi tidak diserap dan Pemerintah justru memilih untuk melakukan impor gas.

Cadangan gas domestik yang telah ditemukan dan belum dikembangkan jumlahnya juga sangat besar, antara lain di lapangan Masela, lapangan IDD, Natuna, dan banyak lagi lapangan gas lainnya. Tidak sepenuhnya benar apabila dikatakan bahwa cadangan gas tersebut dapat dibiarkan menunggu di bawah tanah untuk generasi anak cucu kita mendatang, sekalipun apabila secara geologis hal tersebut bisa saja dilakukan. Cadangan gas tersebut ditemukan oleh investor hulu migas melalui kegiatan eksplorasi yg membutuhkan biaya investasi yang sangat besar dengan tingkat resiko yg tinggi. Apabila kemudian cadangan yg telah ditemukan tersebut ditunda pengembangannya menunggu sekian lama karena justru mendahulukan gas impor, maka masa kontrak wilayah kerja hulu migas akan terus berkurang tanpa adanya kepastian perpanjangan masa kontrak. Keekonomian investor hulu dengan demikian akan terus tergerus dan akhirnya mereka akan dirugikan. Akibatnya, investor tidak akan lagi berminat masuk ke Indonesia untuk melakukan kegiatan eksplorasi menemukan cadangan baru. Industri hulu migas secara jangka panjang akibatnya akan terus melemah.

Tidak tepat juga apabila dikatakan bahwa gas dan LNG domestik dapat diekspor saja ke negara lain sementara kebutuhan domestik justru dapat menggunakan gas impor. Harga LNG impor dan ekspor secara praktis adalah sama karena berdasarkan harga pasar komoditas yang mengikuti mekanisme pasar saat ini, sehingga tidak dapat dipastikan akan diperoleh transaksi agregat yang secara netto bersifat positif. Ekspor gas juga tidak sejalan dengan konsep paradigma baru bahwa sumber energi nasional tidak lagi digunakan sebagai motor utama penghasil devisa ekspor namun kini justru lebih diutamakan sebagai penggerak pertumbuhan ekonomi nasional di dalam negeri. Ekspor gas sebaiknya memang hanya dilakukan apabila pasar domestik sudah tidak dapat menyerap baik dari sisi volume produksi atau dari sisi tata waktu. Terkadang, ekspor gas memang tidak terhindarkan untuk menjaga keekonomian proyek hulu migas saat harga gas ekspor lebih tinggi daripada harga pasar gas dalam negeri.

Patut juga dicermati bahwa apabila harga gas impor dari negara lain memang ternyata lebih murah daripada harga gas domestik, belum tentu hal tersebut disebabkan oleh faktor biaya produksi dan karakteristik lapangan gas yang lebih baik. Bisa jadi hal tersebut dikarenakan adanya perbedaan ketentuan kontrak dan kondisi fiskal sesuai dengan peraturan dan perundangan. Di Indonesia di bawah rezim kontrak kerja sama bagi hasil, investor hulu untuk lapangan gas harus menanggung investasi seluruh biaya kapital dan non kapital, namun hanya mendapat bagi hasil setelah PNBP dan pajak sebesar 30% hingga 40% dari total keuntungan yang dihasilkan oleh wilayah kerja hulu migas tersebut, sehingga secara keekonomian (NPV, IRR) menjadi lebih terbenani dibandingkan dengan negara lain yang menganut sistem kontrak royalti dimana bagian negara jauh lebih kecil. Mekanisme di bawah Peraturan Presiden No 40/2016 (mengenai harga gas untuk industri tertentu) sebenarnya sudah sangat baik, dimana untuk menurunkan harga gas di sisi hulu maka bagian pemerintah di sektor hulu dapat dikurangi tanpa mengurangi keekonomian investor. Pemerintah juga dapat membantu memperbaiki keekonomian proyek hulu migas dengan memberikan berbagai insentif fiskal dan non fiskal.

Jangka waktu yang dibutuhkan sejak masa eksplorasi, pembuktian besaran cadangan (appraisal), pra-pengembangan, dan konstruksi pengembangan lapangan migas di Indonesia juga sangat panjang, antara lain karena banyaknya masalah perizinan, persetujuan, pembebasan lahan, dan sebagainya. Lapangan gas Tangguh adalah contoh nyata dimana kontrak wilayah kerjanya mulai ditandatangani tahun 1987, penemuan cadangan pertama sekitar tahun 1993, pembuktian cadangan diselesaikan pada tahun 1997, keputusan investasi final (Final Investment Decisions, FID) tahun 2004, dan produksi pertama baru tahun 2009, yaitu 22 tahun sejak penandatanganan kontrak. Lapangan gas Masela tampaknya juga bernasib sama atau bahkan lebih lama, ditandatangani tahun 1998 dan diperkirakan baru akan berproduksi tahun 2025/2026, 28 tahun sejak penandatanganan kontrak. Proses yang berkepanjangan ini semua juga pada akhirnya menggerus keekonomian investor secara keseluruhan (full-cycle) yang berujung pada dibutuhkannya harga jual gas lebih tinggi untuk membuat proyek pengembangan dapat dilakukan secara komersial. Pemerintah dapat terus membantu mengatasi masalah ini dengan penyederhanaan proses perizinan, proses persetujuan dan peraturan perundangan yang lebih kondusif selain dengan cara memberikan insentif fiskal dan non fiskal.

Tidak sepenuhnya tepat apabila dikatakan bahwa biaya transportasi LNG menggunakan pengapalan dari Papua ke Aceh membutuhkan biaya besar. Biaya transportasi dari Papua hingga ke Aceh hanya berkisar $0.50-$0.70 per mmbtu, justru jauh lebih rendah daripada biaya transmisi dan distribusi pipa yang berjarak jauh lebih dekat di mana panjang pipa hanya beberapa kilometer saja. Transportasi LNG menggunakan pengapalan setelah gas dicairkan terbilang efisien, namun memang proses likuifaksi dan regasifikasi membutuhkan biaya tambahan ekstra. LNG dari lapangan gas Tangguh di Papua saat ini tidak digunakan untuk memenuhi kebutuhan gas industri di Sumatera Utara melainkan dikirimkan ke Aceh untuk proses regasifikasi dan kemudian dipipakan dari Lhokseumawe, Aceh, ke Belawan, Sumatera Utara untuk pembangkit listrik tenaga gas milik PLN di Belawan. Pertimbangan impor LNG dari Timur Tengah tidak akan mempersingkat jarak tempuh, mengingat Papua – Aceh tidak lebih jauh daripada Timur Tengah – Aceh.

Kiranya dapat disimpulkan bahwa rencana Pemerintah untuk membuka keran impor gas/LNG sebaiknya terlebih dahulu dikaji secara hati-hati, dikonsultasikan dengan pelaku industri hulu migas, dan tidak dilakukan secara terburu-buru sepanjang masih tersedia kapasitas gas/LNG domestik yang belum terserap dan sepanjang masih ada cadangan lapangan gas domestik yang belum dikembangkan.

Untuk mencoba menurunkan harga gas bumi bagi industri dalam negeri, langkah-langkah yang sejauh ini sudah mulai diambil oleh Pemerintah sesungguhnya telah baik dan tepat, sekalipun membutuhkan upaya yang besar dan waktu yang tidak singkat. Diterbitkannya Peraturan Presiden nomor 40/2016 beserta Peraturan Menteri untuk implementasinya, pembenahan sektor transportasi, transmisi dan distribusi gas dengan mengurangi transaksi berantai dan meniadakan margin laba yang tidak wajar, penghapusan perantara gas bumi yang tidak memiliki infrastruktur, dan perbaikan keekonomian hulu migas melalui pemberian fasilitas insentif fiskal maupun non fiskal seluruhnya diharapkan dapat menyeimbangkan rantai pasok gas bumi tanpa menimbulkan masalah jangka panjang bagi industri gas nasional dari titik paling hulu hingga titik paling hilir dan dari titik paling barat di Aceh hingga titik paling timur di Papua.

Shall I Revive This Site ?

All, I’ve been away from this site for a couple of years now. At one point in the past, this site was quite popular in the Indonesian oil & gas industry. So many things have changed since then within the industry. Would be great if we can start networking through this site again. Let me know if you think it’s worth reviving the site by indicating your support. Thanks a bunch !

Investment Credit – An Incentive Which Can Backfire As a Disincentive

Bit by bit, one by one, I would like to discuss in this Forum some of the basics of the Indonesian PSCs. By no way I have the intent to preach and teach the visitors of this site, I just want to give you different perspectives to the foundations of the terms and concepts in the Indonesian PSCs. Discussing recent issues and developments surrounding the industry is definitely important and “fun”, but discussing the basics should also be useful as from time to time we have to go to the basics to help iluminate or even resolve the current issues.
Without Incentives, It's Just A Phantom Platform in The Mist

Without Incentives, It's Just a phantom platform in the mist

 

In the past, I have given my in-depth perspectives on cost recovery and Domestic Market Obligation (DMO). In this article, I would like to discuss one of the most common incentives given in the Indonesian PSCs, the Investment Credit (IC).

The PSC has fixed terms on profit split for oil and for gas, well defined accounting terms, and likewise with the applicable corporate tax rates which is based on the prevailing tax regulation at the signing date of the PSC. Other variables to project economics such as petroleum reserves and prices are mostly given or environmental. The headroom left for improving project economics for the contractor is hence by granting special incentives. Without the incentives, some project may not be economic for the contractors to proceed with development which would only lead to stranded reserves generating no value to both parties. Special incentives shall be negotiated, agreed, and approved in advance along with POD approvals and project sanctioning.

Incentives are granted after careful consideration and evaluation. The discussions and negotiations can sometime be very tough as some of the variables are based on future assumptions of recoverable reserves, rates and timing of production volumes, costs, and prices which definitely most of the time are subjective. Disagreements happen all the time. It is true that once the project is complete and the field has been producing for a number of years, then when you’d look back you would probably realize that a previously agreed and applied incentive was probably insufficient to help project economics or on the other hand probably had not even been required at all given the other variables have all changed favorably.

There are several types of incentives usually granted for a development project. Investment credit is one of them, typically included in the PSC contract itself:

CONTRACTOR may recover an investment credit amounting to twenty seven point zero zero zero zero percent (27.0000%) of the capital investment cost directly required for developing Natural Gas production facilities of any field out of deduction from gross production before recovering Operating Costs, commencing in the earliest production Year or Years before tax deduction (to be paid in advance in such production Year when taken).

The applicability of investment credit for development of fields other than those fields which are referred in to the first plan of development shall be proposed by CONTRACTOR for approval by BPMIGAS based on the economics of such development. BPMIGAS shall not unreasonably withhold its approval to such investment credit.

The first clause is clear that IC is given at a certain rate (can vary from PSC to PSC, within the range of 17% to 27%) applicable to the development capital expenditures related to oil or gas production facilities (including the tangible portion of well costs). This means that IC is in reality an uplift to capital investments, on which you can essentially recover more than what you actually spend for development. This is similar to uplift on development cost recovery in PSAs in other countries such as Angola (50%), with a big difference on the tax implications (we will see that later below).

The other term related to IC is the fact that it should be claimed in the first year of production (or the first years of production, in the case that gross revenue after FTP in the first year is not sufficient to recover the whole amount of IC) before recovering operating costs, hence it should be applicable after FTP but before recovery of other cost recoveries (current year non capital costs, current year depreciation, and deferred unrecovered costs).

The unique (but very detrimental to contractor’s project economics) characteristics of IC is the fact that it’s recoverable but taxable at the same time when claimed/taken. This in truth significantly reduces the bottom-line uplift factor. For example, in a PSC where the profit split is 15% after tax and the tax rate is 48%, then the bottom line additional cashflow for the contractor is merely 37% of the amount of IC taken (52% from the gross IC after 48% tax, less the unfavorable impact on contractor’s profit share after tax of 15%). In a PSC where the profit split after tax is 40% (typical for gas in a frontier area), the bottom line additional cashflow for the contractor is so small at only 12% of the gross IC claim (52% from the gross IC after 48% tax, less the unfavorable impact on contractor’s profit share after tax of 40%).

Let’s see an example below where in one case there’s no IC granted as compared to another where $1,000 of IC is claimed under exactly the same variables of volume, price, and cost recovery. The profit split for the contractor before tax is 76.9% or 40% after tax rate of 48%.

As we can see, the bottom line impact on contractor’s cashflow is merely $120, which is 12% of the $1,000 gross IC claimed. Again, this is caused by the fact that IC has two implications: (1) it increases contractor’s recovery by $1,000, but taxable at 48% leaving us with only $520; (2) it reduces the gross profit to be split by $1,000 of which the contractor’s unfavorable share is negative 40% or negative $400 after tax.

The first example above is of course applicable only in the case when the first year production volume, price, IC, and cost recovery are all such that there’s enough left for profit share. In reality, a new and first project in a PSC always accumulates significant amount of deferred unrecovered costs being carried forward, causing the early years of production to have no equity to be split at all as the whole revenue left after FTP is consumed for cost recovery. In this situation, claiming IC in the first year (or years) of production will actually put the contractor in an unfavorable cashflow position for the year as total contractor’s entitlement volume would still be the same (the recovery of IC simply would only shift the recovery of deferred unrecovered costs to the following year) but the contractor then has to pay the taxes on IC immediately.

Let’s see the second example where typically the first years of production are solely used to recover deferred unrecovered costs.

The total favorable impact on the contractor’s cashflow is also $120, but the time lag between the two cashflow events is now 4 years apart. In the first year, cashflow with IC is lower by $480 which is caused by the 48% tax payments on the $1,000 IC claimed. Meanwhile, cashflow in the fourth year is higher by $600, caused by the delayed deferred unrecovered cost of $1,000 (which in turn adds contractor’s share from cost recovery of $1,000 partially offset by the negative impact on profit share after tax of $400). The $480 downside on cashflow for the first year is indeed lower than the $600 upside on cashflow in the fourth year, but the $120 delta is so small that when it’s discounted the incremental impact on contractor’s NPV is actually negative by $27 !

This is exactly what I mean by the title of this article that investment credit could become a disincentive rather than an incentive if the project is such that: the time lag between first production until the project starts generating equity profit to be split takes several years (due to high unrecovered costs, low volume, and or low price), the tax rate is high, and the profit split for the contractor is also high (causing the negative offsetting impact on profit share being high as well). If the impact on project NPV is negative, then what’s the point of claiming the incentive ? It completely escapes the concept of incentive in the first place. The weird thing about this strange phenomena of IC is that the bigger your profit share, then the less favorable the impact of IC on cashflow and NPV (as I said above, for a 15% after tax profit split the cashflow impact is 37% while for a 40% split the cashflow impact is merely 12%). Even worse, the bigger the investment credit, then the worse your project NPV will be: for example if in the last example the IC is for $2,000 then the negative cashflow in the first year will be $960 while the positive impact on cashflow in the fourth year will be $1,200 for a net positive cashflow of $240 (which is double than when IC is only for $1,000), but the incremental impact on project NPV will be negative by $53 (which is about double the negative incremental NPV of $27 when IC is only $1,000).

What makes more economic sense is the option to defer IC claim to the year when the project starts having equity profit to be split, hence the time lag between tax payment on IC and the aditional cashflow will no longer exist. The IC deferral will not change the total net additional cashflow, but the incremental project NPV definitely will be better with IC as compared to without IC. This option as I understand used to be available with special approval from Pertamina (BPPKA/MPS), but in reality there’s no legal contractual ground to that practice as the PSC clearly stipulates that IC has to be taken in the first year of production.

Conclusion: IC is probably the strangest incentive ever given in any PSC system in the world. This incentive could be good for project economics, but could be bad in certain situations. First of all, the fact that it’s taxable in itself significantly reduces the uplift factor. Then the stipulation that the claim and the tax payment should be done in the first year of production makes it worse to the extent it could become a disincentive. Nowadays, high oil price in itself is somekind of an incentive already for project development, but certain gas projects with contracted fixed price to domestic market may still need special incentives to be economic for proceeding with development. Interest Cost Recovery (ICR) is a far superior incentive relative to Investment Credit, but it’s rarely (if not never) granted within the last few years. ICR is applicable to the unrecovered balance of the gas investment, yielding a much bigger effective uplift factor, and is cost recoverable but not taxable in itself. If ICR is out of reach while IC is a disincentive, then the contractor has limited or no room to mitigate investment risks with regards to (argueably unknown future) volume, costs, and price.

Site Update – Another Milestone

A Place We Should Call Home

A Place We Should Call Home

Today, the PSC Discussion Forum reaches another milestone. We surpassed 3,000 hits. Not bad at all for a period of less than 3 months since the launch on July 25, 2008, and that includes the one month vacancy during Ramadhan. Words of mouth and your continuous support to pass on the link to this site are the keys in socializing it to an ever wider audience.

It’s now time to take the Forum into a new dimension. I’ve been thinking about inviting you to also be the contributors to this site, not just by putting forward more comments on the articles I write and post, but also as writers on any subject relevant to Indonesian PSCs. The way to do this is by letting me know in a comment, and then you can send me the article by e-mail. Note that when you post a comment, you should put in your e-mail address, even if it’s not visible to others it’s actually visible to me as the site host/owner, so I can contact you off-line. As the host and moderator of the site, I reserve the right to sort and edit your articles as required.

Again, thanks a lot for being a regular visitor to the site and for all the support !

B.A.D.