1
KOMERSIALITAS
1 Sistem Kontrak Bagi Hasil
Kontrak bagi hasil adalah bentuk kerjasama antara pemerintah dan kontraktor untuk melaksanakan usaha eksplorasi dan eksploitasi sumberdaya migas berdasarkan prinsip pembagian hasil produksi. Pelaksanaan kontrak bagi hasil ini, managemennya seluruhnya dipegang oleh BP migas, sedangkan kontraktor hanya merupakan badan yang ditunjuk untuk melaksanakan kegiatan perminyakan.
Biaya yang dikeluarkan kontraktor dapat diperoleh kembali dengan mengambil sebagian hasil produksi minyak dan gas yang bernilai sama dengan biaya yang dikeluarkan tersebut. Keuntungan bersihnya adalah penghasilan kotor dikurangi biaya yang dikeluarkan dibagi dengan perbandingan pendapatan antara pemerintah dan kontraktor. Apabila biaya yang dikeluarkan kontaktor terlalu besar maka keuntungan bersih yang akan dibagi antara pemerintah dan kontraktor akan berkurang.
Segala perencanaan investasi dan pengeluaran tiap tahun harus mendapat persetujuan dari BP Migas untuk menjamin bahwa pengeluaran benar-benar sesuai dengan keperluan sesungguhnya. Kegiatan operasi baru akan dilaksanakan setelah rencana kerja dan anggaran tahunan yang diajukan kontraktor disetujui oleh BP Migas.
2. Prinsip-prinsip Kontrak Bagi Hasil
1. BP Migas bertanggungjawab atas managemen operasi.
2. Kontraktor melaksanakan operasi menurut program kerja yang sudah disetujui.
3. Kontraktor menyediakan seluruh dana dan teknologi yang dibutuhkan dalam operasi perminyakan.
4. Kontraktor menanggung biaya dan resiko operasi.
5. Kontraktor akan menerima kembali seluruh biaya produksi setelah produksi komersial.
6. Produksi yang telah dikurangi biaya produksi, dibagi antara pemerintah dan kontraktor.
7. Kontraktor diijinkan mengadakan eksplorasi selama 6 sampai 10 tahun, dan eksploitasi 20 tahun atau lebih (jangka waktu kontrak 30 tahun).
8. Kontraktor mengajukan program dan anggaran tahunan untuk disetujui oleh BP Migas.
9. Kontraktor wajib menyisihkan atau mengembalikan sebagian wilayah kerjanya kepada pemerintah.
10. Seluruh barang operasi atau peralatan yang diimpor dan dibeli kontraktor menjadi milik BP Migas setelah sampai di Indonesia.
11. BP Migas harus memiliki seluruh data yang didapatkan dari operasi.
12. Kontraktor adalah subyek pajak penghasilan, dan menyetorkan secara langsung kepada negara.
13. Kontraktor wajib memenuhi sebagian kebutuhan minyak dan gas bumi dalam negeri (DMO) yang dibeli negara (maksimal 25% dari bagian kontraktor).
3. Jenis-Jenis Kontrak Pengusahaan Migas di Indonesia
Perhitungan keekonomian ini nantinya disesuaikan dengan jenis kontrak antara Pemerintah dengan kontraktor. Adapun jenis-jenis kontrak Pengusahaan Migas di Indonesia, antara lain :
1. Production Sharing Contract (PSC)
PSC adalah skema pengelolaan sumber daya minyak dan gas (migas) dengan berpedoman kepada bagi hasil produksi, antara pemilik sumber daya dan investor. PSC dimulai tahun 1960-an terinspirasi dengan model pengelolaan bagi hasil di pertanian yang sudah turun temurun di Indonesia. Kontraktor PSC mengadakan negosiasi mengenai suatu Wilayah Kuasa Pertambangan yang ditawarkan pemerintah, setelah negosiasi menjadi kesepakatan, maka Rancangan Kontrak disampaikan pemerintah, kemudian ditandangani oleh Menteri Pertambangan dan Energi selaku wakil Pemerintah.
2. Technical Assintance Contract (TAC)
TAC (Technical Assintance Contract) adalah sistem perhitungan bagi hasil yang dilakukan antara pemerintah dengan kontraktor di lapangan yang sebelumnya dikelola Pertamina. Di sini dipisahkan antara non shareable oil yaitu produksi (kesepakatan) apabila tidak terdapat investasi dan shareable oil (yang dibagi) yaitu produksi akibat investasi kontraktor, seperti yang diperlihatkan pada gambar halaman berikut ini.
3. Joint Operating Body (JOB)
JOB adalah bentuk PSC yang diberlakukan pada daerah yang telah dieksplorasi dimana pemerintah memegang maksimum 50% participating interest. Pada participating interest dari kontraktor diberlakukan PSC. Kontraktor menanggung biaya dan dikembalikan dengan 50% uplift oleh Pertamina.
4. Kontrak Kerja Sama PSC
Model kontrak perminyakan yang digunakan di Indonesia adalah kontrak bagi hasil (Production Sharing Contract). Biasanya PSC bukan merupakan suatu legislasi, namun secara spesifik dirundingkan antara pemerintah dengan
masing-masing perusahaan kontraktor atau investor. Model PSC disiapkan oleh pemerintah untuk kemudian dirundingkan dengan para investor atau pengusaha. Biasanya struktur PSC sudah terpolakan, sedangkan yang menyangkut hal-hal rinci seperti profit sharing split, bonus, dan lainlain diselesaikan melalui negosiasi. Beberapa elemen pokok di dalam PSC adalah cost recovery, profit oil, dan tax, dan beberapa hal lain yang spesifik bergantung pada negara masing-masing.
Konsep PSC terus dikembangkan dengan tujuan memperbesar penerimaan bagi pemerintahan dan keterlibatan Pertamina lebih jauh dalam pelaksanaan operasional melalui penguasaan dan memperbesar participating interest. Pada dasarnya system perjanjian kontrak – kontrak migas yang berlaku di Indonesia terdiri dari 2 macam, yaitu :
1. Perjanjian kontrak karya didasarkan pada pasal 6 Perpu No.44 tahun 1960 dan undang- undang No.14 tahun 1963. Perjanjian disahkan oleh DPR.
2. Kontrak Productin Sharing didasarkan kepada pasal 6 Perpu No.44/ tahun 1960 dan pasal 12 ayat 1 undang-undang No.8 tahun 1971 serta artikel 8 undang- undang No.1 tahun 1967 (khusus untuk Kontrak Technical Assistance). Kontrak ditandatangani oleh Menteri Pertambangan dan Energi atas nama Presiden Republik Indonesia. Production sharing contract menganut prinsip pembagian hasil produksi migas yang diperhitungkan setelah dipotong biaya. Kontraktor menanggung resiko dengan pengertian apabila tidak menemukan migas yang dapat diproduksikan secara komersial maka tidak ada kewajiban pengembalian biaya
operasi., tetapi apabila ditemukan migas yang dapat diproduksikan secara komersial maka kontraktor dapat menerima kembali seluru biaya operasi yang telah dikeluarkan dari hasil produksi wilayah kerja dimaksud.
PSC yang diberlakukan setelah tahun 1974 mempunyai pasal yang memungkinkan Pertamina mendapatkan 10% dari interest yang dimiliki kontraktor [ada saat wilayah kerja pertambangan dinyatakan komersial untuk dioperasikan. Pertamina selanjutnya berhak untuk memiliki atau menawarkan kepada perusahaan swasta nasional. Berikut adalah contoh dari skema perhitungan cash flow diagram alir PSC yang masih digunakan hingga sekarang.
Gambar Flow Chart PS
4.1 Gross Revenue
Pendapatan kotor / gross revenue merupakan jumlah uang yang diperoleh dari hasil penjualan minyak/gas yang diproduksikan. Bila P menyatakan harga minyak per bbl dan N adalah jumlah gas yang diproduksikan, maka GR :
Keterangan :
GR = Gross Revenue, US$
N = Jumlah minyak yang Diproduksikan, bbl P = Harga minyak, US$ /bbl
4.2 First Tranche Petroleum (FTP)
Terbentuknya FTP awalnya karena sebagai kompensasi atas dihapuskannya batasan cost recovery dan batasan keekonomian pengembangan lapangan yang komersial. Pemerintah mengharuskan kontraktor untuk menyisihkan 20% dari produksi sebelum dikurangi biaya, yang selanjutnya akan dibagi antara Pertamina dan Kontraktor sesuai dengan bagi hasil yang berlaku.
4.3 Cost Recovery
Cost Recovery adalah semua biaya operasi yang dapat dikembalikan kepada kontraktor, diambilkan dari sebagian Gross revenue. Cost recovery merupakan bagian dari perolehan Kontraktor. Jika (Gross revenue – FTP – IC) hasilnya lebih kecil dari Cost Recovery, maka sisa Cost recovery akan digunakan ke tahun berikutnya.
Untuk setiap tahun produksi komersial, Cost Recovery terdiri dari :
Current year non-capital cost GR = N x P
Current year depreciation for capital cost, and Prior year’s unrecovered cost (carry over)
4.4 Operating Cost
Operating cost adalah biaya operasi harian dan biaya perawatan yang dikeluarkan untuk memproduksi dan menjaga kelangsungan operasinya. Pengeluaran-pengeluaran yang termasuk didalamnya adalah gaji pegawai, material perbaikan-perbaikan untuk operasi sehari-hari, serta biaya umum dan administrasi yang dengan jelas akan mengurangi pendapatan yang diperoleh kontraktor dan pemerintah Indonesia.
Operating cost untuk tiap satuan volume hidrokarbon yang dihasilkan merupakan hasil pembagian dari biaya-biaya yang berhubungan langsung dengan produksi, terhadap jumlah hidrokarbon yang dihasilkan. Secara matematis, rumusan Operating cost dapat dinyatakan sebagai berikut :
Dimana : Qo = Jumlah produksi minyak, BBL Qg = Jumlah produksi gas, SCF
4.5 Equity to be Split
Merupakan sisa keuntungan yang akan dibagi setelah dipotong biaya dan FTP sesuai dengan split yang telah ditentukan. Secara matematis dapat dirumuskan sebagai berikut:
Equity = Gross Revenue – FTP – Total Cost Recovery Oil = Qo x Cost operating oil
Jumlah yang akan dibagi tergantung dari jumlah produksi dan cost recovery-nya, karena semakin besar cost recovery-nya maka semakin kecil bagian yang akan dibagi, akan berkurang juga bagian masing-masing pihak.
4.6 Government Share
Government Share merupakan bagian dari equity to be split yang menjadi milik pemerintah atau bagian untuk pemerintah setelah dikurangi investment credit, FTP dan cost recovery. Jadi dapat dirumuskan:
GS = Equity to be Split – Contractor Share
4.7 Contractor Share
Contractor share adalah hak bagian kontraktor dari pendapatan kotor setalah dipotong biaya atau split bagian kontraktor (sebelum pajak) dikalikan dengan Equity to be split disebut juga Contractor equity. Dalam bentuk matematisnya, yaitu :
.4.8 DMO (Domestic Market Obligation)
Domestic Market Obligation adalah kewajiban kontraktor menyerahkan sebagian share minyak mentahnya atau biasanya sebesar 25% kepada Pemerintah untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar minyak di dalam negeri yang disebut dengan kewajiban minyak mentah prorata. Besarnya DMO (Domestic Market Obligation) ini dapat ditentukan dengan persamaan :
DMO = 0,25 x [CS+FTPcontractor] x 0,9
Keterangan :
DMO = Domestic Market Obligation, US$
FTPcontractor = Besarnya harga FTP untuk kontraktor, US$
4.9 Government Take
Government take adalah bagian yang diterima oleh pemerintah setelah
dikurangi bagian kontraktor ditambah dengan hasil penarikan pajak atas pendapatan kontraktor.
4.10 Contractor Take
Contractor take merupakan bagian yang dimiliki kontraktor setelah dipotong pajak untuk pemerintah.
5. Parameter Ekonomi Pengusahaan Minyak dan Gas Bumi
Suatu langkah yang harus dilakukan oleh pembuat keputusan (decision makers) adalah menghitung nilai keekonomian suatu lapangan terhadap prospek dan penggunaan kriteria keuntungan. Kriteria ini menggambarkan suatu ukuran prospek berdasarkan parameter-parameter berupa Pay-out Time, Provit to Investment Ratio (PIR), Rate of Return (ROR) dan Net Present Value (NPV) dan yang nantinya dapat digunakan untuk mengevaluasi dan menyeleksi/memilih prospek-prospek atau proyek-proyek yang menguntungkan.
5.1 Pay Out Time (POT)
Pay Out Time adalah suatu periode yang diperlukan untuk dapat menutup kembali pengeluaran investasi dengan menggunakan aliran kas netto (net
cashflow). Net cash flow adalah jumlah uang yang masuk dikurangi uang keluar, net cashflow negatif artinya deficit (cash-out lebih besar dari cash-in). Dengan demikian pay out time dari suatu investasi menggambarkan panjangnya waktu yang diperlukan agar dana yang tertanam pada suatu investasi dapat diperoleh kembali seluruhnya.
Makin kecil POT makin layak proyek tersebut untuk dikembangkan. Indikator POT juga digunakan untuk mempertimbangkan resiko proyek. Makin panjang POT makin besar resiko yang dihadapi proyek.
Jumlah uang berharga negatif pada tahun ke-nol, ini merupakan investasi
mula-mula. Lama waktu yang dicapai sampai setimbang sama dengan nol merupakan Pay Out Time. Semua pendapatan yang diterima setelah POT menunjukkan modal baru yang dihasilkan dari proyek tersebut.
Pay Out Time tidak mengukur tingkat keuntungan (Profitability) suatu investasi tetapi hanya mengukur berapa lama waktu yang dibutuhkan untuk mengembalikan investasi yang telah dikeluarkan. Tapi untuk usulan suatu proyek, metode ini biasanya dijadikan indikator dalam menilai kelayakannya.
NPV menunjukkan besar keuntungan secara absolut, sedangkan ROR menunjukkan keuntungan secara relatif (terhadap skala investasi proyek). Dalam hal situasi beresiko tinggi, Pay Out Time (POT) menjadi indikator yang lebih menentukan.
.5.2 Profit to Investment Ratio(PIR)
Salah satu kelemahan dari Pay Out Time (POT) adalah pengukuran keuntungan proyek tidak mempertimbangkan total keuntungan dari investasi
proyek. Profit to investment ratio (PIR) disebut juga Return of Investment (ROI) merupakan perbandingan dari keuntungan bersih yang tidak dipotong terhadap besarnya investasi yang ditanam atau suatu ukuran yang merefleksikan kesanggupan memberikan keuntungan total. Profit to Investment Ratio dirumuskan sebagai berikut:
Investasi Cashflow Net
Total PIR
Kelemahan dari parameter ini yaitu tidak dapat mencerminkan waktu dan pola pengembalian pendapatan yang dihasilkan dari suatu proyek dan tidak dapat mengetahui gambaran dari total keuntungan yang dapat diperoleh. Kombinasi antara parameter PIR dan POT merupakan suatu kriteria yang cukup baik dalam memilih berbagai alternatif investasi. Bila suatu usulan investasi akan memberikan PIR yang lebih besar dari suatu nilai minimum tertentu dimana POT lebih singkat, maka usulan investasi tersebut dapat dipertimbangkan sebagai suatu investasi yang cukup menarik. Namun demikian masih perlu beberapa parameter lainnya untuk memutuskan apakah usulan tersebut akan dilaksanakan atau tidak.
5.3 Net Present Value (NPV)
NPV merupakan nilai keuntungan bersih dari suatu proyek yang diukur pada waktu sekarang. Net present value (NPV) menunjukkan jumlah pendapatan dikurangi total biaya selama proyek. Suatu proyek dikatakan menguntungkan jika nilai NPV yang diperoleh adalah positif, jika nilai NPV suatu proyek adalah negatif maka dapat dikatakan proyek tersebut mengalami kerugian. Sedangkan jika NPV besarnya sama dengan nol, maka besarnya pengeluaran untuk menyelenggarakan proyek sama dengan besarnya penerimaan.
5.4 Rate of Return(ROR)
Rate of Return (ROR) atau yang sering disebut sebagai laju pengembalian dari suatu investasi adalah tingkat suku bunga yang akan menyebabkan harga semua cash inflow sama besarnya dengan cash outlays bila cash inflow ini didiscount atau digandakan untuk suatu waktu tertentu. Dengan kata lain ROR adalah tingkat suku bunga yang membuat harga sekarang dari pengeluaran yang berarti nilai sekarang dari jumlah aliran kas yang diterima sama dengan nol.
Hitungan dilakukan dengan cara coba – coba (trial & error) dengan memilih suatu bunga dan mengembalikan semua pendapatan ke waktu sekarang. Suatu proyek dianggap layak apabila ROR lebih besar daripada cost of capital (bunga bank).
6. Perhitungan ke-Ekonomian
Dalam perhitungan keekonomian ini menggunakan mekanisme pembagian
produksi dan pendapatan kontrak PSC. Perhitungan cash flow dari suatu proyek pengembangan lapangan XA/XD dan XB dapat dilihat pada lampiran.
Tabel
Parameter Ke-Ekonomian
CONTRACT YEARS 12
GAS PRICE, US$/MMBTU 6
BEFORE TAX AFTER TAX
CONTRACTOR SHARE 68.18% 30.00% GOVERNMENT SHARE 31.82% 70.00% GOVERNMENT TAX 56.00% FTP 0.00% PRODUCTION CAPEX OPEX INVESTMENT CREDIT 20.00% DMO REQUIREMENT 0%
DMO FEE, % OF MARKET CRUDE PRICE,
US$/SCF 0%
