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 

Advertisements

Leave a Reply

Fill in your details below or click an icon to log in:

WordPress.com Logo

You are commenting using your WordPress.com account. Log Out / Change )

Twitter picture

You are commenting using your Twitter account. Log Out / Change )

Facebook photo

You are commenting using your Facebook account. Log Out / Change )

Google+ photo

You are commenting using your Google+ account. Log Out / Change )

Connecting to %s