I k h t I s A r
Bab ini menyoroti dua masalah tentang bagaimana pemerintah, perusahaan minyak nasional, dan perusahaan minyak internasional bekerja bersama untuk menegosiasikan kontrak-kontrak minyak; dan hubungan kontrak seperti apa yang paling mungkin memberi hasil lebih baik daripada sebelumnya. Teristimewa sekali, bab ini memberikan panduan untuk mengevaluasi fiscal terms kontrak-kontrak minyak. Sementara beragam jenis kontrak minyak eksis, saya menunjukkan bahwa, bertentangan dengan keyakinan umum, jenis-jenis sistem kurang penting ketimbang unsur-unsur disain lainnya dalam menentukan isi keseluruhan kontrak. Dengan kata lain, pemerintah bisa mencapai objektif fiskal, dengan sistem fiskal manapun yang mereka pilih sepanjang sistem didisain secara tepat. Bab ini pertama- tama mendiskusikan jenis-jenis fiscal terms kontrak minyak yang berbeda dan mengidentifikasi sejumlah perbedaan substansial di antaranya. Berikutnya, saya mengangkat cara yang berbeda untuk mempelajari disain sebuah deal dalam rangka mengevaluasi manfaatnya. Saya mempelajari kekuatan dan kelemahan yang umum digunakan dalam statistik Bagian Pemerintah (Government Take) dan membahas bagaimana ia bisa dilengkapi dengan ukuran Tarif Royalti Efektif atau Effective Royalty Rate (ERR), yang lebih baik dalam menangkap persoalan krusial berkaitan dengan timing. Akhirnya,
BAGAIMANA MENGEVALUASI FISCAL TERMS KONTRAK MINYAK 63
saya mengangkat lima ciri tambahan yang penting bagi pemerintah dan perusahaan selama proses penyusunan kontrak minyak: tingkat partisipasi pemerintah (yang bisa menguntungkan pemerintah tapi membebani perusahaan); “indeks tabungan” (yang merupakan insentif yang dihadapi perusahaan untuk menekan biaya); keresponsifan deal bersangkutan untuk mengubah kondisi ekonomi; provisi untuk meminimalkan risiko; dan provisi yang memungkinkan perusahaan untuk melakukan “book barrels (memasukkan cadangan minyak ke dalam daftar aset perusahaan)”.
P e n D A h u l u A n
Minyak adalah komoditas strategis nomor satu di dunia. Sama pentingnya bagi negara maju dan negara berkembang yang bergantung pada impor migas, begitu juga bagi negara-negara pengekspornya, yang banyak di antaranya termasuk negara termiskin di dunia—kecuali Timur Tengah. Bagi banyak negara yang memiliki sumber perminyakan, kontribusi dari sektor perminyakan kepada anggaran nasional seringkali secara dramatis lebih besar dari kontribusi kepada penghasilan nasional negara itu seluruhnya (Gross National Product/GNP). Sebagai contoh, jika sektor perminyakan mewakili 10 persen GNP, ia mungkin mewakili dari 30 sampai 40 persen anggaran nasional. Tidak hanya perminyakan relatif sangat menguntungkan dibandingkan banyak industri lainnya, tapi nilai pajak efektif industri perminyakan juga sama tingginya.
Sejumlah hal dinamis memengaruhi industri dewasa ini. Permintaan minyak masih terus tumbuh, dan dengan laju yang lebih cepat dari yang diantisipasi. Konsumsi minyak tumbuh dari 79 juta barel per hari (barrels of oil per day/BOPD) pada 2002 menjadi 84,5 juta pada 2004, melonjak sebesar 2 sampai 3 juta BOPD setiap tahun—untuk periode yang mana ekspektasi pertumbuhannya sebesar 1 sampai 1,5 juta BOPD per tahun. Kebanyakan permintaan baru datang dari raksasa Asia seperti India dan China. Namun, pasokan migas juga berkaitan dengan berjalannya eksplorasi dan produksi. Sekarang mulai ada indikasi bahwa eksplorasi dan penemuan yang dihasilkan telah mencapai puncaknya—walaupun masih belum pasti kapan produksi akan mencapai puncaknya, karena produksi tertinggal di belakang eksplorasi, kadang-kadang hingga 30 tahun. Gas juga menjadi semakin penting, meski, karena mahalnya biaya transportasi dan biaya manajemen, penemuan gas di banyak kawasan dunia masih kerap dijuluki sebagai “lebih buruk daripada tidak menemukan sama sekali/dry hole.”1
BERURUSAN DENGAN PERUSAHAAN MINYAK
64
Seiring dengan berlangsungnya perubahan, hubungan di antara para pemain utama di industri ini juga ikut berubah. Di satu sisi, ada pemerintahan negara dan perusahaan minyak nasional (national oil companies/NOC) yang mengontrol bagian terbesar cadangan migas yang tersedia. Di sisi lain, ada perusahaan minyak internasional (international oil companies atau IOC) yang mampu membiayai sebagian besar biaya keuangan, teknis, dan organisasi, serta kebutuhan pemasaran negara-negara pengekspor dan pengimpor. Sementara dari sisi negara produsen, ada sejumlah kompleksitas ekonomi dan politik yang berhubungan dengan pengelolaaan migas. Masalah ini penting, tidak hanya menyangkut urusan dalam negeri suatu negara, tetapi juga menyangkut hubungan antara para aktor nasional dan perusahaan minyak swasta. Banyak masalah terkait korupsi muncul berkaitan dengan eksplorasi migas dan produksinya, khususnya di negara-negara berpendapatan rendah. Tetapi dalam beberapa kasus, masalahnya bisa berasal dari kesalahpahaman dan komunikasi yang buruk selama negosiasi dan implementasi kontrak minyak. Dalam hal ini, pemerintah, NOC, dan IOC bisa menjadi tertuduh atas tuduhan pencurian kekayaan minyak sebuah negara. Lebih dari itu, seperti dibahas dalam bab 10, rakyat di negara-negara ini kerapkali tidak lagi tinggal diam. Dampaknya biasanya tidak sehat untuk pembangunan ekonomi dan politik sebuah negara.
Sementara hubungan antara para aktor utama mungkin sarat dengan keruwetan politik, tapi dari sudut kepraktisan mereka juga bisa dipandang penting. Ada kompetisi besar di antara banyak negara untuk memperebutkan sumber terbatas yang dimiliki IOC. Kemampuan banyak negara untuk menarik investasi IOC tergantung pada prospek dan stabilitas negara masing-masing, termasuk kemampuan marketing mereka. Ketika negara berhasil menarik investasi, mereka selalu ingin mendapatkan yang terbaik. Di lain pihak, perusahaan minyak juga hanya ingin mengeksplorasi wilayah tempat ada peluang yang memungkinkan ditemukannya migas. Mereka ingin berhubungan dengan pemerintahan yang stabil, dan lebih suka ketentuan kontrak yang memberikan potensi return-on-investment (pengembalian investasi) yang setimpal dengan risiko yang diambil. Mereka juga tertarik (atau agak terobsesi) tentang “booking
barrels” —yakni praktik yang menambahkan cadangan minyak sebagai aset
ke dalam neraca mereka. Secara keseluruhan, kontrak adalah indikator terbaik yang mempertemukan perbedaan antara pemerintah suatu negara dan IOC. Namun, tidak ada klausul atau angka tunggal di dalam kontrak, yang bisa mengatakan kepada anda apakah perusahaan atau negara (atau tidak keduanya) mendapatkan kesepakatan yang bagus. Sebaliknya, evaluasi
BAGAIMANA MENGEVALUASI FISCAL TERMS KONTRAK MINYAK 65
kontrak mensyaratkan pemeriksaan rangkaian kondisi, yang merupakan subjek dalam bab ini.
Pertanyaannya kemudian, bagaimana pemerintah, NOC, dan IOC bekerja sama dalam proses menegosiasikan kontrak minyak, dan apa jenis hubungan kontrak yang mungkin memberikan hasil terbaik bagi pemerintahan suatu negara? Pertanyaan ini sering disoroti dengan memfokuskan pada perbedaan besar antara kelompok sistem yang ada (Johnston 2001, 2003). Memang, ada banyak cara untuk menyusun struktur hubungan bisnis di sektor perminyakan. Begitupun, observasi pertama yang dielaborasi di sini adalah bahwa, untuk tujuan praktis hanya ada dua kelompok utama rejim fiskal perminyakan yang eksis: yakni sistem “konsesi” (concessionary) dan sistem “berbasis kontrak” (contractual based). Meskipun ada perbedaan di antara keduanya, seperti yang akan dibahas nanti, namun dari sudut pandang mekanikal dan finansial keduanya tidaklah luar biasa. Terlebih, memfokuskan pada satu rejim fiskal tertentu mensyaratkan pemahaman lebih dalam tentang perbedaan operasi sistem dan elemen-elemen fiskal kuncinya. Masalah ini dibahas dalam bab bagian berikutnya (“Sistem Fiskal”).
Dalam bagian “Di Bawah Permukaan: Mengevaluasi Elemen-elemen Pokok Kontrak Minyak,” saya memberikan kerangka untuk menganalisis sejumlah properti dari perjanjian yang berbeda, mengidentifikasi apa yang dipertaruhkan dengan provisi yang berbeda dalam sebuah kontrak minyak, terlepas dari kelompok mana perjanjian itu berasal. Saya meneliti dua ukuran, dimulai dengan yang paling umum disebut—yakni Bagian Pemerintah (Government Take). Government Take adalah bagian pemerintah dari profit ekonomi dari hampir semua sumber penghasilan, termasuk bonus, royalti, minyak keuntungan, pajak, dan working interest (kepemilikan aktif) pemerintah. Meski ukuran itu menjadi statistik penting dan digunakan meluas, tapi ada cacatnya, karena tidak mempertimbangkan faktor-faktor seperti batasan waktu (time frame) pembayaran kepada pemerintah dan tingkat partisipasi pemerintah. Sebagai respons atas masalah batasan waktu ini, saya mendiskusikan dan menunjukkan bagaimana menghitung statistik pendukung yang dikenal sebagai Tarif Royalti Efektif (ERR). Statistik pendukung ini mengukur sejauhmana sebuah kontrak pembayaran “front-end loaded” (beban akhir pembebasan penjualan yang diterapkan dalam investasi pada saat pembelian awal) kepada pemerintah. Akhirnya, saya mengangkat lima ciri tambahan yang penting bagi pemerintah dan perusahaan minyak: Sejauhmana partisipasi pemerintah, yang sedikit banyak menguntungkan pemerintah tapi membebani perusahaan; “indeks
BERURUSAN DENGAN PERUSAHAAN MINYAK
66
tabungan,” yang memberikan semacam insentif yang dihadapi perusahaan untuk menekan biaya; keresponsifan deal yang dibuat terhadap kondisi perubahan ekonomi; provisi untuk meminimalkan risiko; dan provisi yang memungkinkan perusahaan untuk melakukan “book barrels.” Saya membuat kesimpulan dengan sejumlah observasi menyangkut opsi yang tersedia bagi pemerintah, yang nantinya akan memutuskan bagaimana mengalokasikan acreage (luas lahan) kepada perusahaan.
S i S t e m F i S k a l
Dalam dunia kontrak minyak, ada dua kelompok utama sistem fiskal. Kelompok pertama adalah sistem “konsesi”, yang disebut demikian karena pemerintah memberikan perusahaan itu hak untuk mengendalikan seluruh proses—dari eksplorasi sampai marketing— dalam area yang sudah ditentukan untuk waktu tertentu. Karena produksi dan penjualan minyak kemudian menjadi subjek royalti, pajak dan konsesi lainnya, kontrak dalam kelompok ini umumnya dikenal sebagai Sistem Royalty/Tax (sistem R/ T). Sementara, sistem yang “berbasis kontrak” masuk ke dalam kelompok kedua. Perjanjian dalam kelompok ini masuk ke dalam dua kelompok dominan: kontrak bagi hasil (production-sharing contracts/PSC) dan Service Agreements (SA) (Johnston 1994).
Singkatnya, karakteristik yang menonjol dari setiap kelompok kontrak adalah di mana, kapan, dan bila kepemilikan hidrokarbon ini ditransfer ke perusahaan minyak internasional. Sementara sejumlah variasi dan perbedaan ditemukan dalam kedua sistem: baik sistem konsesi maupun yang berbasis kontrak,2 yang dari sudut pandang mekanikal dan finansial secara praktis tidak ada perbedaan di antara beragam sistem tersebut. Seperti ditunjukkan dalam bagian berikut, dimana komponen setiap sistem dibahas secara rinci, dan kalkulasi kunci dalam kedua kelompok mengikuti hirarki yang sama. Tiap perjanjian minyak mempertimbangkan sebagai berikut: (1) hasil produksi dan pendapatan; (2) royalti atau unsur-unsur setara dengan royalti untuk pemerintah; (3) biaya investasi migas yang harus ditanggung pemerintah (cost recovery); pemotongan pajak, atau pembayaran kembali (reimbursement) untuk perusahaan; dan (4) cara profit dibagi (seperti pembagian profit-oil dan/atau pajak). Meski ada pengecualian istimewa atas aturan umum ini, namun semua unsur itu paling mungkin hanya ditemukan di dalam SA. Klasifikasi sistem fiskal perminyakan dijabarkan dalam gambar 3.1. Pada kenyataannya, preferensi satu sistem atas sistem lainnya, dan umumnya
BAGAIMANA MENGEVALUASI FISCAL TERMS KONTRAK MINYAK 67
elemen-elemen tertentu atau konvensi cenderung lebih bersifat regional.3 Pengaruh geografis bisa dilihat dalam tabel 3.1.
Keyakinan bahwa sistem-sistem tersebut secara fundamental berbeda dari sisi aspek finansial telah menimbulkan sejumlah miskonsepsi. Sebagai contoh, pembicaraan umum soal industri minyak biasanya meyakini bahwa sistem R/T dan sistem PSC masing-masing mendatangkan risiko berbeda terhadap NOC atau IOC. Dalam keadaan sebenarnya, tak satupun dari sistem R/T maupun PSC yang secara inheren berisiko lebih besar baik kepada NOC atau kepada IOC. Begitu pula, persoalannya bukanlah bahwa sistem PSC membolehkan IOC untuk mendapatkan biaya mereka kembali lebih cepat, atau bahkan mereka membolehkan IOC mendapatkan seluruhnya kembali. Tidak juga sepenuhnya benar bahwa PSC sedikit banyak lebih stabil dibandingkan sistem R/T. Meski demikian, ada perbedaan di antara keduanya. Saya membahasnya di bawah ini, tapi pertama-tama saya membahas masing-masing sistem yang berbeda secara lebih rinci.
BERURUSAN DENGAN PERUSAHAAN MINYAK
68
Tabel 3.1 Kawasan Regional dan Jenis-jenis Perjanjian Paling Umum di Dunia Kawasan Regional Jenis Perjanjian
Amerika Latin dan Timur Tengah
Service Agreement
Afrika dan negara-negara pecahan bekas Uni Soviet
Sistem Royalty/Tax dengan karakteristik ROR, pemerintah mengumpulkan bagian dari cash flow perusahaan dengan jumlah yang lebih besar dari ROR yang telah ditentukan.
Afrika PSC dengan batas cost recovery (batas jumlah pengurangan yang boleh diambil, untuk tujuan cost recovery) berdasarkan pada net production.
Bekas koloni Inggris Kompetisi mendapatkan blok bukan didasarkan pada pembayaran bonus tapi lebih pada “bidding program kerja,” artinya kekompetitifan sebuah rencana untuk memaksimalkan profit sebuah blok tertentu. Negara-negara pecahan
bekas Uni Soviet
Terminologi PSA (vs. PSC)
Afrika Barat PSC dengan terminologi “cost stop” (bukannya terminologi batas “cost recovery” yang digunakan di Afrika)
Timur Tengah PSC dengan pajak yang dibayarkan “in lieu” (untuk dan atas nama kontraktor”) di luar bagian minyak keuntungan NOC.
NOC, national oil company; PSA, production sharing agreement; PSC, production sharing contract; ROR, rate-of-return.
S i S t e m R o y a l t y t a x ( R / t )
Sebelum akhir 1960-an, Sistem R/T—atau “sistem konsesi”—betul-betul digunakan untuk semua tujuan praktis, dan merupakan satu-satunya sistem perjanjian yang tersedia. Sistem R/T dikarakterisasikan dengan sejumlah ciri:
• Perusahaan minyak dikontrak dengan hak eksplorasi hidrokarbon.
• Apabila sebuah penemuan dipandang secara komersial menjanjikan,
maka perusahaan minyak internasional punyak hak untuk mengembangkan dan memproduksi hidrokarbon.
BAGAIMANA MENGEVALUASI FISCAL TERMS KONTRAK MINYAK 69
internasional akan mengambil hak atas sahamnya di wellhead (“hak” ini sama dengan produksi kotor minus royalti). Jika royaltinya sebesar 10 persen, maka perusahaan minyak internasional dapat ‘mendulang’ (mengambil kepemilikan secara fisik dan legal atas hak penguasaan minyak mentah) produksi sampai 90 persen. Jika royalti dibayarkan dalam bentuk tunai dari sumber dana yang lain, maka IOC bisa ‘mendulang’ 100 persen dari produksi.
• Peralatan eksplorasi dan produksi dimiliki oleh IOC. • IOC membayar pajak atas profit dari penjualan minyak.
Contoh Kalkulasi. Contoh dalam gambar 3.2 menggambarkan tampilan
aritmetika untuk menghitung hak penguasaan (entitlement), Government Take dan Contractor Take (Bagian Kontraktor). Meskipun analisis ini bersifat “full cycle (dari pengembangan awal sampai minyak habis)”, model perhitungan aritmetika ini diperkirakan sama dalam tiap periode tahun buku.
10% Royalti
Tidak ada batas Cost Recovery
60% Pajak (first layer)
30% Pajak (second layer)
Harga Minyak
Biaya $20/BBL$5.65/BBL
Pendapatan Gross Komulatif
Bagian Perusahaan_______________ $20.00 _________________Bagian Pemerintah Royalti 10% _______________ $2.00 $18.00 $5.65 Asumsi Biaya Deduksi
_______________ Penghasilan kena pajak $12.35
$4.94 Oil Tax Khusus 60% $7.41
($1.48) Pajak Penghasilan 30% $1.48
$3.46
_______________ _______________ _______________
$9.11 Pajak Pendapatan Gross $10.89
$3.46 Pembagian Cash Flow $10.89
24% $3.46/($20.00-5.65) Penerimaan (Take) 76% $10.89/($20.00-5.65) 90% ($20-$2)/$20.00 Hak Penambangan 10% ($2.00)/$20.00
BERURUSAN DENGAN PERUSAHAAN MINYAK
70
Dalam hal yang khusus ini, $20/barel (BBL) diasumsikan merepresentasikan pendapatan kotor rata-rata per barel atas umur ladang minyak (full cycle).
Dalam contoh sistem R/T ini, saya menghitung Government Take atas full cycle proyek tersebut, termasuk eksplorasi dan pengembangan awal sampai menyusutnya ladang minyak dan ditinggalkan. Untuk tujuan ilustrasi, di sini saya menggunakan bentuk yang disederhanakan dari ukuran Government Take. Saya menggunakan satu barel minyak pada harga $20 untuk merepresentasikan rata-rata pendapatan full cycle (per barel) dan menggambarkan bagaimana per barel minyak itu dibagi antara pemerintah dan kontraktornya.
Dari $20, pemerintah mendapatkan royalti 10 persen yang sama dengan $2. Asumsi biaya diambil dari sisa $18 setelah royalti diambil, dengan menyisakan taxable income (penghasilan yang dikenakan pajak) sebesar $12,35. Ada dua lapisan pajak yang dikenakan terhadap taxable income; pertama pajak 60 persen atas $12,35 memberikan kepada pemerintah $7,41, yang menyisakan $4,94. Pajak lapis kedua sebesar 30 persen, dikenakan atas sisanya yang sebesar $4,94, yang memberikan pemerintah tambahan sebesar $1,48 dan kontraktor mendapatkan $3,46.
Statistik Take (Penerimaan) berfungsi untuk cash flow (pendapatan
grossminus biaya). Dalam contoh ini, Government Take sama dengan
cash flow pemerintah yang dibagi dengan total cash flow, atau $10,89/($20- $5,65) = 76 persen.
k o n t R a k B a g i H a S i l
( P R o d u c t i o n S H a R i n g c o n t R a c t S / P S c )
Konsep kontrak bagi hasil adalah praktik yang sudah lama diterapkan dimana-mana. Para petani di Amerika Serikat sudah mengenal kontrak jenis ini selama beberapa dekade. Kontrak bagi hasil, sepanjang yang menyangkut industri migas, disusun di Venezuela pada pertengahan 1960-
an.4 PSC modern pertama ditandatangani pada 1966 antara Independent
Indonesia American Petroleum Company (IIAPCO) dan Permina, Perusahaan Minyak Nasional Indonesia pada waktu itu. Karakteristik perjanjian perintis ini, yang masih bisa ditemukan pada sebagian besar perjanjian PSC di seluruh dunia, termasuk sebagai berikut:
BAGAIMANA MENGEVALUASI FISCAL TERMS KONTRAK MINYAK 71
• Permina tetap mengelola kontrol (memang, memberikan kontrol manajemen kepada Perminalah yang membedakan PSC tersebut dari perjanjian sebelumnya).
• Kontraktor menyerahkan program kerja dan anggaran untuk
mendapatkan persetujuan dari pemerintah.
• Pembagian profit oil (Minyak Keuntungan/PO) --jumlah minyak yang tersisa setelah alokasi royalti minyak dan cost oil (minyak biaya) — adalah 65 persen/35 persen untuk keuntungan Permina.
• Kontraktor menanggung risikonya.
• Cost recovery limit atau batas biaya investasi migas yang harus ditanggung pemerintah (batas jumlah pengurangan yang bisa diambil untuk tujuan cost recovery) adalah 40 persen.
• Pajak yang dibayar “in lieu” (misalnya, pajak yang dibayarkan untuk dan atas nama IOC oleh Permina)
• Peralatan yang dibeli kontraktor menjadi milik Permina.
• Penguasaan perusahaan setara dengan cost oil/minyak biaya
(minyak atau pendapatan digunakan untuk reimburse kontraktor yang melakukan eksplorasi dan pengembangan) plus minyak keuntungan. 10% Royalti
50% Batas Cost Recovery 60% Bagian minyak keuntungan 30% Pajak penghasilan korporat
Harga minyak Biaya
pemerintah
$20/BBL $5.65/BBL
Pendapatan Gross revenue
Bagian perusahaan_______________ $20.00 _________________Bagian pemerintah Royalti 10%
_______________ $2.00
$18.00 $5.65
Asumsi biaya
Batas Cost Recovery _______________50%
Penghasilan kena pajak
$12.35 Minyak keuntungan
$4.94 Minyak keuntungan 40/60% $7.41
($1.48) Tarif Pajak 30% $1.48
$3.46
_______________ _______________ _______________
$9.11 Pembagian Pendapatan Gross $10.89
$3.46 Pembagian cash flow $10.89
24% $3.46/($20.00-5.65) Penerimaan (Take) 76% $10.89/($20.00-5.65) 53% ($5.65+4.94)/$20.00 Hak Penambangan 47% ($2.00+7.41)/$20.00
BERURUSAN DENGAN PERUSAHAAN MINYAK
72
Sampel kalkulasi. Contoh dalam gambar 3.3 menunjukkan aritmetika yang digunakan untuk menghitung hak penguasaan, Government Take dan kontraktor. Dalam hal ini, seperti contoh sisten R/T di atas, saya menggunakan pendapatan dari satu barel minyak –yakni $20 untuk merepresentasikan rata-rata (per barel) pendapatan gross atas usia ladang minyak (full cycle).
Contoh ini secara matematis identik dengan contoh sistem R/T sebelumnya –dengan pengecualian jelas menyangkut lifting entitlement (hak
penambangan/hak atas produksi)—yakni bagi hasil yang masing-masing
pihak diijinkan mendapatkan hak kepemilikan fisik dan legal. Dalam hal ini, perusahaan minyak tidak bisa mengklaim untuk mengambil jumlah barel minyak sesukanya. Meski demikian, terminologinya berbeda. Sistem R/T menggunakan istilah “deduksi (pengurangan)”, sementara pada PSC digunakan istilah “cost recovery atau biaya investasi migas yang harus ditanggung pemerintah”. Di samping itu, sebagai ganti pajak 60 persen, ada pembagian 60/40 untuk keuntungan pemerintah. Di luar perbedaan ini, matematikanya sama dan kalkulasi Government Take serta kontraktor identik dengan kalkulasi penerimaan sistem R/T. Ini mengilustrasikan bahwa dari aspek matematika/mekanikalnya, perbedaan antara sistem R/ T dan PSC jauh lebih besar ketimbang persamaannya.
Perhatikan bahwa dari aspek mekanikal batasan cost recovery adalah satu-satunya perbedaan antra R/T dan PSC. Dalam hal ini, perbedaan tidak terlalu masalah karena batasan cost recovery tidak tercapai. Perhatikan juga, sebagaimana telah disebutkan sebelumnya, perbedaan antara hak penguasaan (entitlement) dalam kedua sistem tersebut cukup besar.
S e R v i c e a g R e e m e n t S
Kontrak servis atau service agreements (SA) umumnya menggunakan formula sederhana: kontraktor mendapatkan cash fee (komisi) karena memberikan jasa dengan memproduksi sumberdaya mineral. Sementara, seluruh produksi menjadi milik negara. Kontraktor biasanya bertanggung jawab menyediakan seluruh kapital yang berhubungan dengan eksplorasi dan pengembangan (seperti sistem R/T dan PSC). Sebagai gantinya, apabila upaya eksplorasi berhasil, kontraktor akan mendapatkan kembali biaya
yang sudah dikeluarkan melalui penjualan migas ditambah fee. Umumnya
fee ini dikenakan pajak. Perjanjian ini hampir mirip dengan sistem PSC atau R/T terkecuali yang berkenaan dengan masalah hak penguasaan (hak
BAGAIMANA MENGEVALUASI FISCAL TERMS KONTRAK MINYAK 73
penguasaan tidaklah diberikan dan sebagai gantinya diberikan fee). Sebagai contoh, kecuali menyangkut masalah hak penguasaan, rangkaian negosiasi minyak di Venezuela pada 1960an mengandung ciri sistem R/T karena di dalamnya tercantum soal royalti dan pajak. Namun, SA di Filipina menggunakan terminologi dan struktur PSC dengan cost recovery limit dan pembagian minyak keuntungan (profit oil split). Contoh-contoh bermacam struktur fee Service Agreement menyusul di bawah ini.
F i x e d f e e ( k o m i s i t e t a p ) — $ / B B l
Formula “fixed fee (komisi tetap atau pembayaran fee yang jumlahnya telah ditetapkan sebelum jasa diberikan)” yang menjadikan pendapatan sebagai fixed ratio terhadap BBL digunakan dalam joint venture di Nigeria, sejumlah kontrak di Abu Dhabi, dan sebagai bagian dari Operating Service Agreement (OSA) yang diusulkan Kuwait. Contoh sederhananya adalah sebagai berikut. Pertama, IOC melakukan operasi dengan cara yang sama persis dengan sistem fiskal mana saja. Untuk melaksanakan servis-servis tersebut (dalam contoh ini) IOC mampu mendapatkan kembali biaya yang telah dikeluarkannya (diasumsikan rata-rata $4/BBL) di luar pendapatan,
dan juga mendapatkan fee $2/BBL untuk melaksanakan operasi tersebut.
Contoh pada tabel 3.2 menunjukkan bagaimana pengaturan yang sederhana ini terlihat pada harga minyak di level $20/BBL dan $60/BBL. Perhatikan dengan struktur ini sistemnya berjalan progresif –seiring dengan kenaikan harga minyak (atau ketika profit meningkat) maka Government Take juga bertambah.
Tabel 3.2 Government Take dan Company Take Dalam Sistem Fixed Fee $/BBL Skenario 1 ($20/BBL) Skenario 2 ($60/BBL) A Pendapatan Gross ($/BBL) $20 $60 B Fee $2/BBL $2 $2 C Pendapatan bersih $18 $58 D Asumsi biaya $4 $4
E Keuntungan Pemerintah (cash flow) $14 $54
Cash flow perusahaan [B] $2 $2
Government Take [E/(A-D)] 87,5% 96,4%
BERURUSAN DENGAN PERUSAHAAN MINYAK
74
K o m i s i t e t a p s e b a g a i p e r s e n t a s e b i a y a (u p l i f t)
Jenis lain dari pendekatan berbasis fee —seperti yang ditemukan di Iran di bawah program “buy-backs” dan diusulkan di Irak di bawah apa yang disebut “squeeze PSC”—memberikan IOC cara untuk mendapatkan kembali biaya yang telah dikeluarkan, plus komisi tetap yang berfungsi sebagai biaya yang dicadangkan. Contoh pada tabel 3.3 mengasumsikan IOC akan mendapatkan reimburse untuk biaya $4/BBL plus “uplift” 50 persen dari biaya tersebut, “uplift” menjadi insentif fiskal bagi perusahaan. Di sini pemerintah mengijinkan kontraktor untuk mendapatkan kembali