COST & FEE Model Alternatif Kontrak Kerja Sama Migas

IATMI 2005-39

PROSIDING, Simposium Nasional Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) 2005 Institut Teknologi Bandung (ITB), Bandung, 16-18 November 2005.

COST & FEE

”Model Alternatif Kontrak Kerja Sama Migas”

Abdul Kadir; PT. Gada Energi Edwil Suzandi; PT. Semberani Persada Oil

ABSTRACT

UU Migas No. 22 Tahun 2001 menegaskan bahwa Kegiatan Usaha Hulu Migas dilaksanakan dan dikendalikan melalui Kontrak Kerja Sama. Kontrak Kerja Sama dimaksud adalah Kontrak Bagi Hasil atau bentuk kontrak kerja sama lain dalam kegiatan Eksplorasi dan Eksploitasi yang lebih menguntungkan Negara dan hasilnya dipergunakan untuk sebesar-besar kemakmuran rakyat.

Ketentuan di atas memberikan peluang untuk memberlakukan model Kontrak Kerja Sama selain Kontrak Bagi Hasil, selama model kontrak tersebut lebih menguntungkan negara dan tidak keluar dari persyaratan-persyaratan pokok yang diatur dalam UU tersebut.

”Cost & Fee” merupakan salah satu model alternative kontrak kerja sama migas yang sudah diaplikasikan oleh pemerintah. Model kontrak ini merupakan modifikasi dari bentuk Kontrak Bagi Hasil (Production Sharing Contract).

Dalam paper ini dijelaskan prinsip perhitungan kontrak Cost & Fee dan perbandingannya dengan Kontrak bagi hasil (KPS). Hasilnya terlihat bahwa model kontrak ini merupakan salah satu model kontrak kerja sama migas yang saling menguntungkan baik bagi kontraktor maupun bagi negara.

Kerja Sama. Kontrak Kerja Sama dimaksud adalah Kontrak Bagi Hasil atau bentuk kontrak kerja sama lain dalam kegiatan Eksplorasi dan Eksploitasi yang lebih menguntungkan Negara dan hasilnya dipergunakan untuk sebesar-besar kemakmuran rakyat. Ketentuan di atas memberikan peluang yang seluas-luasnya untuk memberlakukan model Kontrak Kerja Sama selain Kontrak Bagi Hasil, selama model kontrak tersebut lebih menguntungkan negara dan tidak keluar dari persyaratan-persyaratan pokok yang diatur dalam UU tersebut.

Model perhitungan kontrak apapun, pada prinsipnya adalah mengatur pembagian produksi/revenue (cash inflow) tiap tahun untuk kontraktor. Sedangkan expenditure (cash outflow) yang dikeluarkan oleh kontraktor tiap tahun akan tetap sama besarnya, walaupun model kontrak yang digunakan berbeda. Prinsip ini dapat memberikan kemungkinan munculnya model kontrak baru yang lebih menguntungkan daripada Kontrak Bagi Hasil. Berangkat dari pemikiran inilah, model kontrak Cost & Fee dirumuskan sebagai model Kontrak Kerja Sama Alternatif.

Karena dalam setiap kontrak selalu berpegang pada prinsip “win-win situation”, maka model kontrak alternatif akan dapat diterima oleh kontraktor apabila pihak kontraktor juga merasakan keuntungan lebih dari model alternatif tersebut. Jika tidak, kontraktor akan lebih suka untuk

(Production Sharing Contract). Model ini tetap mengacu kepada persyaratan utama yang harus dipenuhi dalam Kontrak Kerja Sama sebagaimana disebutkan dalam UU Migas No. 22/2001, yaitu:

a. Kepemilikan sumber daya alam tetap di tangan Pemerintah sampai pada titik penyerahan;

b. Pengendalian manajemen operasi berada pada Badan Pelaksana;

c. Modal dan risiko seluruhnya ditanggung Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap. d. Satu badan hukum hanya dibolehkan

mengelola satu wilayah kerja.

e. Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap wajib menyerahkan paling banyak 25% (dua puluh lima persen) bagiannya dari hasil produksi Minyak Bumi dan/atau Gas Bumi untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri.

f. Masa kontrak paling lama 30 tahun (masa eksplorasi 6 tahun dan perpanjangan paling lama 4 tahun, masa produksi 20 tahun atau lebih) dan perpanjangan paling lama 20 tahun.

g. Jika pengembangan lapangan yang pertama telah disetujui, tetapi kontraktor tidak melaksanakan kegiatannya (eksploitasi) dalam jangka waktu paling lama 5 (lima) tahun sejak berakhirnya jangka waktu Eksplorasi wajib mengembalikan seluruh Wilayah Kerjanya kepada Menteri.

h. Kontraktor berkewajiban membayar pajak-pajak lain, selain dari pajak

perusahaan serta pajak deviden dan royalty. Paja-pajak tersebut diantaranya PPN, PBB, PDRD (Pajak Daerah & Retribusi Daerah), bea masuk, cukai, dan impor.

2. Prinsip Perhitungan

Beberapa prinsip perhitungan yang diberlakukan dalam model usulan Kontrak Cost & Fee adalah sebagai berikut:

1. Biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor akan dikembalikan dari produksi (berlaku cost recovery). Jika belum terbayar semua, sisanya akan dikembalikan pada tahun berikutnya sebagai “Outstanding Cost”. Dalam PSC dikenal “Unrecovered Cost”.

2. Kontraktor mendapatkan kompensasi berupa Fee dari setiap Recoverable Cost yang dikeluarkannya, bukan berupa Bagi Hasil dari setiap Revenue setelah dikurangi Recoverable Cost.

3. Besarnya pendapatan kontraktor dan Pemerintah ditentukan oleh Cost Recovery Ceiling dan Contractor Fee after Tax yang bersifat “negotiable”. Cost Recovery Ceiling dan Contractor Fee bisa bernilai flat (US$/bbl) atau float (%).

4. DMO dihitung dari fee yang diterima kontraktor, bukan dari bagian revenue kontraktor.

5. Total Recovery dan Contractor Fee yang diterima kontraktor maksimal sebesar Revenue.

Diagram alir perhitungannya ditunjukkan pada Gambar 3.1.

Gambar 3.1 Model Cost & Fee

C. Perbandingan Cost & Fee dan PSC

Perbedaan antara model kontrak Cost & Fee dan PSC dapat dilihat secara jelas pada deskripsi berikut:

No. Komponen PSC Cost & Fee

1. Sistem pembagian hasil produksi Dihitung dari Produksi/Revenue setelah dikurangi recoverable cost

Dihitung dari recoverable cost

2. Cost recovery yang belum terbayarkan

Unrecovered Cost Outstanding Cost

3. Batasan pembagian

FTP & Contractor Share

Cost Recovery Ceiling & Contractor Fee

PSC :

_[

_]

fee i tp CS x DMO tax share x R x DMO MIN DDMO _⎥ − ⎦ ⎤ ⎢ ⎣ ⎡ ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ − = , 1 1 4. DMO

Perbedaan dasar perhitungan model kontrak Cost & Fee di atas dapat memberikan keuntungan yang lebih besar dibandingkan model PSC. Contoh kasusnya dapat dilihat pada tabel 3.1 dan 3.2. Pada kasus-1 dengan menggunakan model Cost & Fee diperoleh NPV, IRR, POT, dan NPV Indonesia masing-masing MUS$2.495, 14,7%, 3,60 tahun, dan MUS$45.522. Sedangkan jika menggunakan model PSC diperoleh NPV, IRR, POT, dan NPV Indonesia masing-masing MUS$2.693, 14,57%, 3,65 tahun, dan MUS$45.324. Dengan kata lain Pemerintah Indonesia menerima tambahan NPV sebesar MUS$198 dari kontraktor, sementara kontraktor menerima peningkatan IRR sebesar 0,13%. Pada kasus-2 dengan menggunakan model Cost & Fee diperoleh NPV, IRR, POT, dan NPV Indonesia masing-masing MUS$3.199, 16,19%, 2,98 tahun, dan MUS$44.818. Sedangkan jika menggunakan model PSC diperoleh NPV, IRR, POT, dan NPV Indonesia masing-masing MUS$3.230, 15,35%, 3,46 tahun, dan MUS$44.787. Dengan kata lain Pemerintah Indonesia menerima tambahan NPV sebesar MUS$31 dari kontraktor, sementara kontraktor menerima peningkatan IRR sebesar 0,84%.

IRR inkremental yang dihasilkan dari kasus-1 dan kasus-2 masing-masing sebesar 13,4% dan 10,3%. Dengan menggunakan model Cost & Fee, total investasi minimal yang diperlukan lebih kecil dibandingkan model PSC. Untuk kasus di atas menunjukkan bahwa bagi kontraktor yang mematok MARR di atas 13%, model Cost & Fee akan menjadi alternatif model kontrak yang lebih menarik dibandingkan PSC. Sedangkan bagi Pemerintah, model Cost & Fee jelas-jelas lebih menguntungkan daripada PSC

karena memberikan nilai Indonesia Take yang lebih besar.

Meskipun pada prinsipnya model kontrak Cost & Fee ini lebih menguntungkan daripada PSC bagi Pemerintah Indonesia karena memberikan Indonesia Take yang lebih tinggi, namun dari sisi penerimaan pajak dan DMO akan lebih kecil. Dengan kecilnya penerimaan pajak, berarti penerimaan bukan pajak akan lebih besar. Hal tersebut secara tidak langsung akan dapat meningkatkan bagian pendapatan daerah.

D. Kesimpulan

1) Berdasarkan hasil perhitungan diatas dan setelah dilakukan perbandingan dengan model kontrak PSC terlihat bahwa model kontrak ”Cost & Fee” merupakan suatu model alternatif kontrak kerja sama migas yang saling menguntungkan baik bagi negara maupun bagi kontraktor.

2) Pada model kontrak Cost & Fee ini investasi minimum yang dibutuhkan lebih kecil dibanding model kontrak PSC.

DAFTAR PUSTAKA

1. Barmi, Okti. ”Oil & Gas Production Sharing Contract”, IATMI, Jakarta, 1996.

2. Johnston, Daniel. ”Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing Contract”, PennWell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1994.

3. Partowidagdo, Widjayono, “Diktat Kuliah: Pengelolaan Lapangan Lanjut”, Program Pasca Sarjana Teknik Perminyakan, ITB, Bandung, 2000.

LAMPIRAN

Model Perhitungan Cost & Fee

Model perhitungan kontrak Cost & Fee adalah sebagai berikut : ¾ Produksi, Q ¾ Revenue, R Revenue,

R

=

Q

x

P

¾ Investasi (C, NC) dan OC ¾ Depresiasi, D ¾ Investment Credit, IC

∑

<

=

1 1 1 tp tp t tp

TIC

x

CAPITAL

IC

tp tp

TIC

x

CAPITAL

IC

=

¾ Outstanding Cost, Outcost

(

)

∑

< + + = 1 1 cos tp t t tp NC OC INT t Out

(

)

1

cos

t

tp

=

IC

+

CR

−

REC

tp₋

Out

¾ Cost Recovery, CR INT UR OC D NC CR= + + + + ; R>0 CR = 0 ; R=0 ¾ Recovery, REC

(

)

[

CRceiling x R IC CR MIN

REC = , +

]

; CR ceiling = float (%)

(

)

[

CRceiling xQ IC CR MIN

REC = , +

]

; CR ceiling = flat ($/bbl) ¾ Contractor Fee

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

₋

−

=

xREC

R

REC

tax

fee

MIN

Fee

Contractor

,

1

; fee = float (%)

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

₋

−

=

R

REC

ice

REC

x

tax

fee

MIN

Fee

Contractor

,

Pr

1

; fee = flat ($/bbl) ¾ Indonesia Share, IS

Fee

Contractor

REC

R

IS

=

−

−

¾ Differential price Domestic Market Obligation, DDMO

0

5

=

≤ tp

DDMO

(

fee

)

i

tp

DMO

x

Contractor

Fee

x

DMO

DDMO

=

1

−

¾ Taxable Income, TI

INT

DDMO

Fee

Contractor

IC

TI

=

+

−

−

¾ Net Contractor Fee

(

tax

)

x TI NCFee= 1− ¾ Total Contractor Fee

IC

REC

Fee

Contractor

Net

Fee

Contractor

Total

=

+

−

L

EXP

Fee

Contractor

Total

CF

=

−

+

¾ Cumulative Cash Flow, CCF ¾ Tax Contractor, Tax

Fee

Contractor

Net

TI

Tax

=

−

¾ Indonesia Take, IT

Fee

Contractor

Total

R

IT

=

−