PERUBAHAN PROFIT SHARING MENJADI PRODUCTION SHARING PADA CONTRACT PSC GUNA MENINGKATKAN EFISIENSI, DAYA TARIK INVESTOR DAN DEBIROKRATISASI OPERASI Rudi Rubiandini R.S, Andrias Darmawan, Herbert Sipahutar (Teknik Perminyakan, ITB) Suryadi Joko Saputra (Total E&P Indonesie)
[email protected] RINGKASAN Seiring dengan meningkatnya konsumsi minyak dan gas dalam negeri, eksplorasi minyak dan gas bumi harus lebih ditingkatkan. Kondisi pasar minyak dan gas bumi yang tidak stabil serta keadaan dalam negeri yang tidak menentu menyebabkan banyak investor asing maupun non asing yang mengalihkan modalnya keluar negeri. Sejumlah indikator keekonomian menunjukan bahwa penanaman modal dalam industri minyak dan gas bumi di Indonesia cukup menarik, tetapi hal ini tidak cukup untuk menarik bagi investor(kontraktor). Indikasi ini membuka peluang untuk meninjau kembali sistim kontak yang telah ada dan bila perlu mengubahnya secara mendasar. Prodution Sharing Contract yang berlaku saat ini, tidak mencerminkan pembagian hasil produksi minyak dan gas tetapi lebih mencerminkan pembagian keuntungan yang diperoleh dari penjualan minyak dan gas sehingga kemungkinan larinya uang (flying money) bisa terjadi dari pembengkakan biaya dan belanja operasi. Oleh karena itu diperlukan penyempurnaan dari sistim yang telah ada agar Production Sharing Contract yang mencerminkan pembagian hasil produksi yang sesungguhnya guna meningkatkan efisiensi perusahaan, daya tarik investor dan memaksimalkan debirokratisasi operasi. Kata kunci : NPV, IRR, POT, PIR, PSC (Production Sharing Contract) keadaan negara yang tidak menentu, mengakibatkan banyak investor yang mengalihkan modalnya ke negara lain, ditandai dengan menurunnya eksplorasi migas yang terjadi di Indonesia.
Pendahuluan Kebutuhan akan minyak dan gas bumi semakin meningkat setiap tahunnya. Dewasa ini minyak dan gas bumi telah menjadi salah satu devisa yang terpenting bagi negara ini. Di Indonesia, pemerintah mengundang perusahaan-perusahaan yang bergerak dalam bidang perminyakan, baik asing ataupun tidak, untuk melakukan eksplorasi, eksploitasi serta pengembangan dalam industri migas. Atas usaha perusahaan-perusahaan tersebut, pemerintah membagi sebagian dari keuntungannya. Keuntungan ini adalah fungsi dari harga jual, biaya operasi, kebijakan pemerintah serta resiko yang digabungkan dengan prospek migas yang ada. Dalam beberapa tahun terakhir ini, karena tidak stabilnya harga jual migas,
Indikator Keekonomian Untuk menilai keekonomian akan dilakukan dengan 4 (empat) parameter yaitu : a. Pay Out Time (POT) b. Profit to Investment Ratio (PIR) c. Rate of Return (ROR) d. Net Present Value (NPV) Metoda yang umum untuk metoda laju cash flow dari pendapatan dimasa mendatang dengan beberapa ukuran keuntungan adalah dengan menggunakan konsep “nilai waktu dari uang”, compound dan discount. Semua perhitungan nilai
1
sekarang dari penerimaan sama dengan harga sekarang dari penanaman modal. Perhitungan ROR merupakan suatu proses “trial and error” yang dimulai dengan memilih suatu bunga dan mengembalikan semua pendapatan ke waktu sekarang. ROR dapat juga menunjukkan keuntungan suatu proyek. Tingginya harga ROR bergantung pada awal investasi yang rendah atau net revenue yang tinggi.
waktu dari uang umumnya didasarkan pada hubungan berikut ini : C(1+i)n = S ..........................(1) Persamaan diatas merupakan persamaan bunga berganda, sedangkan persamaan nilai sekarang: 1 ...................(2) S =S C= (1 + i )n (1 + i )n Bunga (i) kadang-kadang disebut dengan discount rate bila digunakan dalam hubungan persamaan (1) diatas. Adalah penting diketahui bahwa C dan S adalah suatu nilai yang sama, hanya terpisah oleh selang waktu selama (n) tahun.
Net Present Value Kriteria keuntungan dari net present value NPV, serupa dengan rate of return dengan pengecualian bahwa disini digunakan hanya satu harga bunga (discount rate) saja dalam semua analisis ekonomi. Bunga tunggal tersebut biasanya disebut “avarage opportunity rate” dan dianggap menunjukkan laju penghasilan rata-rata di masa yang akan datang. Jadi salah satu kelebihan NPV dari ROR adalah NPV dihitung dengan menggunakan perkiraan yang lebih realistis dari kesempatan-kesempatan penanaman modal di masa mendatang.
Pay Out Time (POT) Pay out time suatu prospek didefinisikan sebagai panjang waktu yang diperlukan untuk menerima penghasilan bersih yang diakumulasi sehingga sama dengan penanaman modal. Jadi pay out time merupakan suatu ukuran pendekatan mengenai kecepatan penerimaan cash flow pada awal proyek. Profit To Investment Ratio Adalah suatu ukuran yang merefleksikan kesanggupan memberikan keuntungan modal. PIR didefinisikan sebagai perbandingan keuntungan bersih yang tidak dipotong, terhadap investasi, secara matematis ditulis sbb: Net Profit($) ......(3) PIR = ROI = Expenditure($)
Sistem Production Sharing Contract Sistem Production Sharing Contract (PSC) merupakan bentuk kontrak pengoperasian minyak yang dipakai saat ini di Indonesia. Kontrak ini mengatur kewajiban – kewajiban kontraktor, cara perhitungan biaya, dan cara pembagian keuntungan yang diperoleh dari perusahaan minyak. Secara skematis sistem kontrak bagi hasil lapangan minyak ditunjukkan pada Gambar 1 dan Gambar 2. Pada saat kontraktor mendapatkan minyak, maka kontraktor memperoleh pendapatan kotor (revenue). Revenue merupakan perkalian antara harga minyak dan besar produksi tahunan. Penerimaan dari penjualan tersebut pertama-tama dipakai untuk menutup biaya operasi (recoverable cost) yang harus dibayar setiap tahun yang dikeluarkan untuk merealisasikan produksi, meliputi “non capital cost”, depresiasi “capital cost”,
Kelemahan utama dari perbandingan ini adalah bahwa parameter ini tidak merefleksikan pola laju aliran dana dari suatu proyek. Rate of Return Rate of Return (ROR) adalah tingkat suku bunga yang akan menyebabkan nilai ekivalensi biaya (investasi) sama dengan nilai ekivalensi dari penerimaan. Dengan kata lain ROR adalah bunga yang menyebabkan harga
2
Dari sensitivitas, dapat disimpulkan bahwa perubahan harga dan operating cost memberikan hasil yang “significant”, sedangkan untuk investasi memberikan pengaruh yang kecil saja. Tabel 3 menampilkan contoh hasil perhitungan sensitivitas suatu lapangan. Dari perhitungan keekonomian kita dapat memilah kontraktor yang ada dengan pembagian sharing antara pemerintah dengan kontraktor. Hanya beberapa lapangan saja yang mendapatkan keuntungan pada sharing antara pemerintah dengan kontraktor sebesar 85 : 15. Tabel 4. menampilkan hasil sharing semua lapangan pada kontraktor yang terpilih dengan sistem “Profit Sharing”. Dengan data keekonomian yang sama dengan profit sharing, dilakukan pencarian “Share” yang sesuai dengan production sharing yang diusulkan. Tabel 5. menampilkan hasil lengkap perhitungan sharing antara pemerintah dan kontraktor untuk PSC lama (Profit Sharing) dan Term baru yang diusulkan (Production Sharing).
“operating cost”, dan “unrecoverable cost” tahun sebelumnya. Selanjutnya sisa pendapatan tersebut akan dibagi antara kontraktor dan pemerintah yang disebut “equity to be split”. Sistem Production Sharing Contract diatas jika ditelaah lebih jauh tidak mencerminkan Sistem Production Sharing (Pembagian Produksi) tetapi lebih mencerminkan Sistem Profit Sharing karena lebih menekankan pembagian keuntungan (equity to be split). Oleh karena itu diusulkan Sistem kontrak baru yang lebih menekankan pada pembagian hasil produksi bukan pembagian keuntungan, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 3. Pada saat kontraktor mendapatkan minyak, maka kontraktor memperoleh pendapatan kotor (revenue). Penerimaan dari penjualan tersebut langsung dibagi antara kontraktor dengan pemerintah. Dengan menggunakan sistem production sharing yang baru ini kita mencari “Share” yang menghasilkan nilai keekonomian yang sama dengan Profit Sharing.
Dari hasil analisa tersebut menunjukan bahwa:
Studi Kasus Kasus yang dipakai adalah 2 buah kontraktor dengan beberapa lapangan yang dimilikinya.Tabel 1 menampilkan data yang diperlukan, dan beberapa asumsi parameter kebijakan dan keekonomian. Hasil Perhitungan keekonomian selengkapnya ditampilkan pada Tabel 2. Sensitivitas yang telah dilakukan adalah sensitivitas terhadap harga jual minyak, investasi, dan biaya operasi. Kondisi awal yang diambil adalah pada saat harga minyak US $ 20, investasi yang diambil berbeda-beda tergantung kedalaman sumur dari masing-masing lapangan/struktur dan biaya untuk masingmasing perusahaan berbeda-beda. Sensitivitas dilakukan dengan mengambil langkah yang lebih pesimis sebesar 75% dari kondisi awal sedangkan langkah yang optimis diambil sebesar 125% dari kondisi awal.
Sharing lama 55/45 70/30 85/15
Term baru Sharing baru (X/(100-X)) Sharing (X1) Tax (X2) 25/75 % - 31/69 % 12 - 18 % 13 39/61 % - 42/58 % 13 - 16 % 26 50/50 % - 51/49 % 8-9% 42
Diharapkan usulan ini dapat membantu perusahaan mengurangi pengeluaran dari biaya operasi yang berlebihan, sehingga perusahaan akan meminimalkan biaya operasi tersebut, menjadi perusahaan yang lebih efisien dalam pengaturan pengeluaran. Dari Term baru yang diusulkan, kontraktor dapat mengambil keputusan dengan lebih akurat karena kontraktor mendapatkan kejelasan akan besarnya keuntungan yang diperolehnya, sehingga hal ini dapat menjadi daya tarik bagi
3
kontraktor (investor) untuk menanamkan modalnya diindustri perminyakan. Saat ini terjadi pembeban tugas di BP Migas karena BP Migas melakukan banyak sekali evaluasi masalah “operasional” diseluruh lapangan yang ada di Indonesia, sedangkan jumlah karyawan di BP Migas tidak sebanding untuk melaksanakan semua pekerjaan “operasional” tersebut. Dengan adanya usulan Term baru ini, diharapkan dapat meminimalkan birokrasi (debirokratisasi) yang terjadi saat ini.
DAFTAR SIMBOL C : Harga jumlah uang pokok pada waktu tertentu (t = 0) S : Harga jumlah uang pokok pada waktu yang akan datang (t = n) i : Bunga efektif tahunan n : Jumlah tahun antara t=0 dan t=n t : Tahun DAFTAR PUSTAKA 1. Rachmat, Tandani, “Paket Insetif Kontrak Bagi Hasil Pada Lapangan Marginal Konvensional”, Teknik Perminyakan, ITB, 1997 2. Dirjen Migas, “Studi Biaya Produksi Minyak dan Gas Bumi”, Jakarta, 1995. 3. Dirjen Migas, “Studi Pemberian Insentif untuk pengembangan lapangan kurang ekonomis”, 2001 4. Djasa Definita, “Studi Keekonomian pengembangan lapangan minyak marjinal di Indonesia“, Jakarta, 1998. 5. Mian, “Handbook for the Practicing Engineer”, PennWell Publishing Company, Oklahoma,1992. 6. Partowidagdo, Widjajono, “Pengelolaan Lapangan“, Teknik Perminyakan, ITB, 2001.
KESIMPULAN 1. Dari contoh kasus yang ada dapat disimpulkan bahwa adanya kesetaraan antara sharing yang dulu dengan sharing yang diusulkan, yaitu : Sharing lama 55/45 70/30 85/15
Term baru Sharing baru (X/(100-X)) Sharing (X1) Tax (X2) 25/75 % - 31/69 % 12 - 18 % 13 39/61 % - 42/58 % 13 - 16 % 26 50/50 % - 51/49 % 8-9% 42
2. Term baru yang diusulkan lebih transparan sehingga investor mendapatkan kejelasan akan besarnya keuntungan yang diperoleh sehingga diharapkan investor akan datang ke Indonesia. 3. Efisiensi akan terjadi datang dari pihak kontraktor sendiri tanpa harus disuruh atau diiming-imingi dengan “paket” apapun. 4. Dengan Term baru, maka pemerintah tidak perlu repot-repot mengontrol operasi dan efisiensi melalui AFE sehingga terjadi debirokratisasi dalam operasi migas. 5. Pemerintah terlebih dahulu harus mampu menghitung sharing (X) yang layak jauh hari sebelum sebuah lapangan dilepas ke kontraktor.
4
REVENUE
REVENUE
AFE Recoverible Recoverible Cost Cost
FTP
AFE Recoverible Recoverible Cost Cost
FTP ETS
ETS Pemerintah Equity Share
Pemerintah Equity Share
Kontraktor Equity Share
Kontraktor Equity Share
DMO TAXES TAXES
TAXES TAXES
85 %
65 %
15 %
PEMERINTAH PEMERINTAH
35 %
PEMERINTAH PEMERINTAH
KONTRAKTOR KONTRAKTOR
Gambar 1. Sistem Contract Production Sharing untuk Oil
KONTRAKTOR KONTRAKTOR
Gambar 2. Sistem Contract Production Sharing untuk Gas
REVENUE X%
(100-X)%
Government TAXES Share TAXES
X2 %
Cost Cost
X1 %
(100-X)% - Cost KONTRAKTOR KONTRAKTOR
PEMERINTAH PEMERINTAH
Gambar 3. Sistem Contract Profit Sharing yang Diusulkan
5
Terpakai
Tabel 1. Sensitivitas Parameter Perhitungan Keekonomian Variasi Nilai Parameter
No. Parameter Parameter Kebijakan 1 Sharing (Government/Contractor), % Parameter Ekonomi 1 Harga Crude Oil, US$/bbl 2 Investasi (Inv.) 3 Biaya Operasi (OC), US$/bbl
70/30 Base 20 1*Inv 5.86
85/15 0.75*Base 15 0.75*Inv 4.395
55/45 1.25*Base 25 1.25*Inv 7.325
Parameter Input A B
C
D E
Investasi Capital *) Biaya pemasangan pipa, US$ 1000 Investasi Non Capital Biaya pemboran&komplesi per sumur, US$ 1000 Jumlah sumur Total biaya pemboran&komplesi, US$ 1000 Revenue Umur kontrak, tahun Decline Rate Pengambilan maksimum, MMSTB *) Rate produksi awal maksimum per sumur, STB/D Rate produksi awal per sumur, STB/D FTP, % Tax, %
100 1,115 3.0 3,346 10 0.160 1.700 300 300 20 44
Tabel 2. Kajian Keekonomian Suatu Lapangan No. Parameter Parameter Kebijakan 1 Government Sharing 2 Contractor Sharing 3 Investment Credit Parameter Ekonomi 1 Harga Crude Oil 2 Investasi 3 Operating Cost
85% 15% 20% 20 3,446 6
(US$/bbl) Base (US$ 1000Base (US$/bbl) Base
DESCRIPTION A. INVESTMENT Capital Non Capital Total Invesment B. GROSS REVENUE Production Gross Revenue C. RECOVERY Maximum Recovery Operating Cost Depreciation Investment Credit Unrecovered Cost Recovery Recovery
0 100 3,346 3,446
D. EQUITY TO BE SPLIT FTP Carry Over Total Equity to be Split Gross Contractor Share
Goverment Share E. CONTRACTOR DMO Fee DMO Taxable Share Tax, 44% Net Contractor Share Total Contractor Share Expenditure Contrator Cashflow Discounted Cashflow Cumm. Contractor CF Disc. Cumm. Cashflow F. GOVERNMENT DDMO
Goverment Share Contractor Tax (44%) Government Take
Indikator Keekonomian 1. Contractor (US$ 1000) NPV 15% (US$ 1000) IRR POT (years) PIR 2. Government (US$ 1000)
Nilai (%) (%) (%)
(3,446) (3,446) (3,446) (3,446) (3,446)
1
2
3
TAHUN KE5
4
6
7
16,121 1,070 34% 1.90 1.31 17,878
8
9
Total
10
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
100 3,346 3,446
315 6,299
268 5,367
229 4,574
195 3,898
166 3,321
142 2,830
121 2,412
103 2,055
88 1,751
75 1,492
1,700 33,999
5,039 1,846 20 20 3,346 5,211 5,039
4,294 1,573 20 193 1,785 1,785
3,659 1,340 20 1,360 1,360
3,118 1,142 20 1,162 1,162
2,657 973 20 993 993
2,264 829 829 829
1,929 707 707 707
1,644 602 602 602
1,401 513 513 513
1,194 437 437 437
27,199
1,260 1,260 337 922
1,073 2,509 3,582 960 2,623
915 2,299 3,214 861 2,353
780 1,956 2,736 733 2,003
664 1,664 2,328 624 1,705
566 1,435 2,001 536 1,465
482 1,223 1,705 457 1,248
411 1,042 1,453 389 1,064
350 888 1,238 332 906
298 757 1,055 283 772
337 337 357 157 200 5,219 (1,846) 3,374 2,934 (72) (512)
387 387 960 422 537 2,322 (1,573) 750 567 677 55
330 330 861 379 482 1,842 (1,340) 502 330 1,180 385
281 281 733 322 410 1,572 (1,142) 430 246 1,610 631
240 240 624 274 349 1,342 (973) 369 184 1,979 814
204 20 352 155 197 1,027 (829) 197 85 2,176 900
174 17 300 132 168 875 (707) 168 63 2,344 963
148 15 256 113 143 745 (602) 143 47 2,488 1,010
126 13 218 96 122 635 (513) 122 35 2,610 1,044
108 11 186 82 104 541 (437) 104 26 2,714 1,070
4,846 2,132 2,714 16,121 (13,408) 2,714 1,070
922 157 1,080
2,623 422 3,045
2,353 379 2,732
2,003 322 2,325
1,705 274 1,979
184 1,465 155 1,804
157 1,248 132 1,537
133 1,064 113 1,310
114 906 96 1,116
97 772 82 951
684 15,061 2,132 17,878
6
100 20
13,428
13,772 20,571 5,510 15,061 2,335
Tabel 3. Hasil Perhitungan Analisa Sensitivitas
Tabel 4. Sharing Government/Contractor untuk Perusahaan XXX dan ZZZ (PSC Standart) Company
Lapangan A B C D E F G H I J K L M N O P Q R S T U A B
XXX
ZZZ
Pengambilan Maksimal Biaya Pemboran Decline Rate (MSTB) ($) 700 0.1600 1,115,315 1,171 0.1600 1,230,502 1,423 0.1600 1,290,347 2,000 0.1600 1,829,600 500 0.1600 1,215,701 600 0.1600 1,842,470 1,700 0.1600 1,115,315 3,000 0.1600 1,520,720 1,600 0.1600 1,224,710 1,113 0.1600 1,259,073 800 0.1600 1,443,500 700 0.1600 1,829,600 3,600 0.1600 1,115,315 700 0.1600 1,842,470 1,300 0.1600 1,211,840 8,000 0.1600 1,829,600 8,900 0.1600 1,829,600 1,200 0.1600 1,829,600 3,000 0.1600 1,842,470 1,310 0.1600 1,263,320 1,700 0.1600 1,115,315 1,400 0.0802 966,795 1,700 0.0802 1,032,818
ROR Base Case % 38% 39% 36% 33% 38% 13% 34% 32% 44% 44% 32% 18% 31% 18% 35% 36% 38% 23% 33% 33% 34% 42% 32%
NPV Base Case Sharing (Government/Contractor), % 85/15 70/30 55/45 (US $) D 1,183,000 D 2,045,000 D 1,682,000 D 2,923,000 D 625,000 (478,000) D D 1,072,000 D 3,151,000 D 2,217,000 D 1,544,000 D 1,155,000 D 262,000 D 2,053,000 D 245,000 D 1,486,000 D 13,042,000 D 15,251,000 D 1,026,000 D 4,368,000 D 1,438,000 D 1,070,000 D 1,038,000 D 1,021,000
Tabel 5. Sharing Government/Contractor untuk Perusahaan XXX dan ZZZ (PSC Baru) Company Lapangan
XXX
ZZZ
A B C D E F G H I J K L M N O P Q R S T U A B
Pengambilan Maksimal (MSTB) 700 1,171 1,423 2,000 500 600 1,700 3,000 1,600 1,113 800 700 3,600 700 1,300 8,000 8,900 1,200 3,000 1,310 1,700 1,400 1,700
NPV ROR Base Case Base Case (US $) % 1,183,000 36% 2,045,000 37% 1,682,000 33% 2,923,000 32% 625,000 35% (478,000) 13% 28% 1,072,000 29% 3,151,000 39% 2,217,000 39% 1,544,000 31% 1,155,000 18% 262,000 26% 2,053,000 245,000 18% 1,486,000 32% 13,042,000 35% 15,251,000 37% 1,026,000 23% 4,368,000 31% 30% 1,438,000 1,070,000 28% 33% 1,038,000 1,021,000 27%
PSC LAMA Sharing (Government/Contrator), % 85/15 70/30 55/45 D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D
7
PSC BARU Sharing (Government/Contrator), % 41/59 42/58 47/53 45/55 23/77 25/75 26/74 13/87 12/88 D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D
Tax Percentage 18% 18% 14% 17% 14% 12% 8% 13% 14% 16% 17% 14% 8% 14% 13% 18% 18% 16% 17% 13% 8% 9% 9%
