Pengembangaan sebuah lapangan minyak dan gas di Indonesia terdiri atas tiga tahap utama, yakni tahap Exploration, Development dan Production.
Eksplorasi adalah tahap awal untuk menemukan prospek atau potensi cadangan migas. Kontraktor Kontrak Kerjasama (KKKS, yakni perusahaan migas) mendapatkan lapangan Eksplorasi dari pembelian kontrak kandidat lapangan migas yang ditawarkan pemerintah (BP Migas). Pada tahap eksplorasi ini, KKKS diberikan waktu 10 tahun untuk melakukan eksplorasi. KKKS mempunyai keharusan untuk mengeluarkan biaya investasi yang besar dimana resiko sepenuhnya ditanggung KKKS. Kewajiban KKKS untuk melakukan aktivitas eksplorasi akan dievaluasi oleh pemerintah 3 tahun pertama (komitmen pasti), 3 tahun kedua (komitmen lanjutan), dan 4 tahun terakhir (komitmen tambahan).
Dalam waktu eksplorasi tersebut, KKKS bisa menyerahkan kembali prospek tersebut termasuk semua data yang didapat selama aktivitas eksplorasi kepada Pemerintah. Atau jika selambatnya 10 tahun KKKS tidak berhasil menemukan potensi lapangan migas, maka lapangan tersebut (termasuk data) wajib diserahkan kembali ke pemerintah. Dengan skema tersebut, sangat terlihat besarnya resiko KKKS dalam kegiatan eksplorasi. Biaya eksplorasi yang gagal bagi KKKS akan menjadi sunk cost dan tidak akan ditanggung oleh pemerintah.
Lain ceritanya jika prospek tersebut terbukti merupakan cadangan migas (tanpa harus menunggu 10 tahun eksplorasi), maka tahap berikutnya adalah pembuatan POD (Plan of Development) lapangan /blok migas yang diajukan KKKS kepada pemeirntah (Menteri ESDM). Secara khusus, tujuan POD adalah melihat tingkat ke-ekonomi-an sebuah blok migas. Dengan disetujuinya POD, maka skema Cost Recovery mulai berlaku ( baca artikel penulis tentang cost recovery). Artinya, semua biaya eksplorasi akan diganti oleh Negara melalui skema bagi hasil PSC (Production Sharing Contract). Bagi pemerintah, POD adalah sebuah langkah kritikal pengambilan keputusan migas karena menyangkut pendapatan atau kerugian negara (akibat tidak ekonomis) di masa datang.
Setelah Eksplorasi dan POD, maka tahap berikutnya Development dan Production dengan konsesi 20 tahun atau sesuai kontrak khusus. Development adalah tahap dimana KKKS melakukan kegiatan analisa lebih dalam mengenai kondisi blok migas. Misal, jika dalam eksplorasi KKKS hanya melakukan drilling 2 exploration wells untuk identifikasi potensi cadangan, maka pada development KKKS akan melakukan development drilling 3 wells untuk menganalisa lebih pasti volume reservoir.
Pada tahap Development ini sekalipun cost recovery sudah diberlakukan, namun biaya masih dibiayai oleh KKKS karena cost recovery dalam PSC adalah pembagian hasil produksi, bukan pembayaran penggantian (not-reimbursable). Dalam tahap ini juga mulai dibangun fasilitas produksi yang juga menjadi tanggungan KKKS. Sehingga praktis biaya eksplorasi dan development cukup menguras kas KKKS (lihat skema).
Setelah tahap development selesai (dan masih memungkinkan dilakukan revisi POD), maka tahap berikutnya adalah Production yakni melakukan eksploitasi migas. Produksi migas mulai mengalir, revenue pun mulai masuk, sehingga beban kas akibat biaya eksplorasi+development dan biaya produksi semakin berkurang. Dalam proses ini, pemerintah hanya mendapatkan FTP dan DMO sesuai dengan skema PSC. Sampai akhirnya semua biaya (termasuk biaya produksi rutin) habis cost recovery, maka pemerintah mulai mendapatkan Equity (jatah). Hal inilah yang menjadi “titik impas” Break Even Point (BEP) untuk pengambilan keputusan pemerintah dalam POD, sampai berapa lama pemerintah mulai penuh mendapatkan Equity sesuai skema PSC (85%).
Merupakan kondisi alami blok migas mengalami penurunan produksi, sehingga revenue juga semakin turun. Padahal di sisi lain, biaya produksi semakin naik karena lapangan minyak yang semakin berumur. KKKS harus memperhitungkan batas ekonomis (economical limit), yakni batas ke-ekonomi-an sebuah blok migas menurut cost benefit KKKS. Hingga pada waktu cash positif KKKS akan cenderung turun lagi (karena produksi turun) sehingga akan melewati economical limit, maka KKKS cenderung untuk melepas atau berbagi kepemilikan blok dengan KKKS lain.
Tingkat ekonomis sendiri berbeda antara KKKS satu dan lainnya, antar perusahaan migas nasional dan multinasional, karena biaya untuk memproduksi migas masing-masing akan berbeda. Namun semua perusahaan akan mendapat perlakuan yang sama di depan pemerintah dalam kontrak migas (kecuali perusahaan migas BUMN). Kebijakan pemerintah terhadap kontrak migas KKKS juga menjadi salah satu faktor economical limit bagi KKKS. Dan untuk mendukung investasi migas di tengah semakin menurunnya produksi dan cadangan migas nasional, sudah semestinya pemerintah memberikan iklim investasi yang semakin baik untuk pengembangan lapangan migas di Indonesia.
Labels: Bangsa, Engineer
Pagi ini, antrian check in sangat ramai di counter petugas check in terminal 2F. Tampak jelas Soekarno Hatta (Soetta) sudah tidak mampu menampung jumlah penumpang sekarang dan di masa mendatang. 
Namun sebenarnya, ada sebuah pojok yang mencoba mengurangi beban di counter yang sayang nya tidak dimanfaatkan dengan baik oleh penumpang, yakni fasilitas Kiosk (self Check in). Penumpang terbiasa melakukan check in ke counter, atau mungkin sudah tahu namun "tak mau mencoba". Perlu ada sosialisasi lebih giat lagi, kalau perlu seorang petugas yang bertugas mendampingi penumpang untuk self check in di sisi 4 Kiosk tersebut. 
Lokasi Kiosk tersebut di antara terminal 2F dan 2E. Setelah check in, lebih dekat langsung lewat jalan yang menuju area executive lounge. Jika masuk ke lounge Sunda Kelapa, maka mungkin ini salah satu toilet laki-laki dengan view terbaik di Soetta. Anda perlu mencobanya.. :) 
Labels: Liput, Perjalanan, Ragam
Dalam penjelasan Production Sharing Contract (PSC), Cost Recovery menjadi pilihan pada sistem PSC. Cost Recovery (CR) secara singkat adalah biaya investasi dan operasi produksi migas yang dikeluarkan Contractor dan dibayar GOI/Pemerintah Indonesia dalam mekanisma bagi hasil produksi, dimana lebih jelas tergambar pada skema bagi hasil PSC.
Dalam skema bagi hasil, sangat terlihat bahwa besarnya jatah (entitlement) GOI sangat dipengaruhi oleh CR. Semakin besar CR, maka equity to be split menjadi lebih rendah sehingga GOI mendapat jatah yang lebih rendah pula bahkan bisa saja nol barrel. Hal tersebut yang menjadi alasan kuat adanya FTP (First Trance Petroleum, yakni bagian lifting yang disisihkan sejumlah 20% untuk dibagi dahulu antara GOI dan Contractor) sehingga setidaknya GOI tetap mendapatkan jatah barrel minyak. Oleh karenanya, menjadi kepentingan GOI untuk menjaga sehingga CR seminimal mungkin yang monitor dan kontrolnya dijalankan oleh BP Migas.
Pada dasarnya semua biaya yang terkait operasi migas masuk dalam cost recovery. Namun terkait membengkaknya CR dari tahun ke tahun, maka BP Migas lebih selektif dalam pengontrolan CR. Beberapa data besaran Cost Recovery yakni tahun-CR; 2006-USD 8.12 Milyar, 2007-USD 8.71 Milyar, 2008 -USD 9.05 Milyar, dan 2009-USD 11.7 Milyar. Padahal di sisi yang lain, produksii minyak cenderung menurun yang menyebabnkan cost/barrel naik. Secara otomatis, jatah barrel GOI pun juga turun (walaupun penerimaan migas belum tentu turun karena fluktuasi harga).
Hal yang patut bersama dipahami bahwa CR terkait dengan biaya produksi, dan lapangan tua yang produksi nya menurun membutuhakan biaya perawatan yang semakin besar dibandingkan lapangan baru. Ibarat mesin, semakin tua usia mesin maka maintenance cost nya akan membengkak. Walaupun demikian, GOI (dan DPR) melihat bahwa anomali tersebut tidak bisa mutlak diterima.
Akibatnya, muncul Peraturan Menteri ESDM Nomor 22 Tahun 2008 tentang jenis-jenis biaya kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi yang tidak dapat dikembalikan kepada Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) yang bersi 17 negative list, diantaranya insentif jangka panjang karyawan, konsultan hukum yang tidak terkait operasi, expatriate tanpa persetujuan, kegiatan comdev dan PR serta bunga atas pinjaman.
Dalam kejadian misalnya equity to be split sama dengan zero karena besarnya CR sehingga hanya cukup untukl FTP, maka terdapat prioritas pembebanan cost recovery yang hanya bisa dilakukan pada tahun berjalan secara berurutan yaitu: 1.
Unrecovered Other Costs; yang mencakup biaya Exploration dan jika CR masih mencukupi dimasukan juga Operating Expenses-OPEX periode tahun sebelumnya yang belum di cost recovery.
2.
Current Year Non Capital Costs; yakni OPEX pada tahun berjalan.
3.
Prior Years depreciation for Capital Costs; yakni depresisasi asset (Capital Expenditure-CAPEX) tahun sebelumnya yang belum di cost recovery.
4.
Current Year depreciation for Capital Costs; yakni depresiasi asset (CAPEX) pada tahun berjalan.
Cost Recovery KKKS 2010
Sejak tahun 2009, CR masuk item dalam APBN. Dari sisi pemerintah, masuknya CR dalam APBN menjadikan CR terlihat (sekalipun belum sepenuhnya terkontrol) sehingga bisa membandingkan dengan jelas besaran
lifting dan CR. Dari sisi
Contractor,
17 negative list menjadi “hambatan tambahan” dalam upaya meningkatkan produksi migas (namun jika dilihat jeli, 17 list tersebut adalah aktivitas yang tidak terkait langsung produksi migas).
Terlepas dari hal tersebut, masuknya CR dalam APBN sejatinya menyalahi konsep awal PSC yakni bagi hasil produksi. Item yang seharusnya masuk dalam APBN hanya entitlement GOI. Bagi hasil produksi artinya produksi (setelah dikurangi biaya) yang dibagi, urusan kontrol biaya dijalankan pemerintah melalui BP Migas. Pertanyaannya, jika BP Migas tidak optiimal mengapa ada pengawas hulu migas? Lalu, mengapa PSC dan bukan skema
royalty seperti halnya Pertambangan sehingga tidak repot dilakukan
controlling dan
monitoring?
Untuk tahun 2010 berdasar kecenderungan kenaikan CR tahun ke tahun, maka pemerintah dan DPR memutuskan batas atas
CR yang masuk dalam APBN 2010 sebesar USD 12.01 Milyar. Nilai tersebut dibagi dengan
semua Contractor PSC yang beroperasi di Indonesia sesuai persentasi produksi BOE (
Barrel Oil Equivalent). Jika CR lebih besar dari batas atas, maka CR dilakukan berdasar urutan prioritas CR diatas.
Berdasar data produksi migas sampai tengah tahun 2010 (sumber: Majalah Petrominer), 10 besar KKKS produksi migas Indonesia sebagai berikut (BOD:
Barrel Oil per Day, MMSCFD:
Million Cubic Feet Per Day) ;
Dengan asumsi persentase produksi 10 besar KKKS diatas tidak banyak berubah terhadap total lifting 2010 yang estimasi 2,466 juta BOE (Oil 960 ribu Barrel, gas 1.505 juta BOE
data akhir Juli 2009), maka estimasi batas maksimal batas atas CR pada 10 KKKS adalah:
Olahan estimasi batas atas CR diatas seperti pisau bermata dua bagi KKKS. Di satu sisi menjadi panduan KKKS untuk mengkontrol CR nya sesuai dengan batas atas (daripada harus di carry over 2011), namun di sisi lain untuk project yang terkait produksi langsung dimana biaya nya besar akan dipertimbangkan dilaksanakan karena akan melebihi batas atas CR KKKS. Satu-satunya jalan jika terjadi demikian, BP Migas memberikan insentif misalnya Interest Holiday (insentif bunga pinjaman) atau bentuk lainnya.
Cost Recovery tersebut akan “bertemu” dengan target lifting 2010 yang jelas lebih berat karena dibebankan 965 ribu barrel oil (naik 5 ribu barrel dari 2009) pada lapangan yang sebagian besar mature dengan kecenderungan decline. Yang pada akhirnya layaknya prinsip ekonomi lah yang berjalan, untuk mendapatkan hasil semaksimal mungkin dengan upaya seminimal mungkin. Sebuah tantangan untuk dunia migas Indonesia.
Labels: Bangsa, Engineer, Opini
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. Konon PSC tersebut juga menginspirasi negara-negara lain yang kemudian hari berkembang masing-masing.
Beberapa latar belakang PSC yaitu:
1. Kegiatan migas membutuhkan dana yang besar (teknologi dan sumber daya) sehingga dibutuhkan investor selain pemerintah (Pertamina). Ambil contoh untuk drilling 1 well onshore rata-rata membutuhkan 5 juta USD, sedangkan offshore 50 juta USD (hanya drilling!).
2. Ciri khas dari kegiatan migas adalah kegiatan eksplorasi yang belum tentu mendapat hasil temuan migas. Kegiatan analisa bawah tanah (sub-surface) yang tidak bisa dipastikan 100% akurasi nya.
3. Lapangan eksploitasi menurun produksinya, biaya operasi semakin meningkat. Hal ini seperti halnya kendaraan dimana semakin tua maka semakin rumit maintenance dan meningkat biayanya.
4. Banyak potensi migas di daerah Indonesia belum dilakukan eksplorasi dan eksploitasi (terutama di laut). Sehingga perlu untuk didorong investasi di migas untuk eksplorasi dan eksploitasi nya dengan skema kerjasama yang menarik (PSC).
5. Migas menyumbang kurang lebih 40% pendapatan Negara. Sehingga perlu dibuat skema kerjasama yang tetap menjaga pendapatan pemerintah sebagai pemilik migas.
Istilah-istilah dasar yang harus dipahami dalam PSC adalah:
- GOI (Government of Indonesia) ialah Pemerintah yang menjalankan amanat pengelolaan SDA yang secara operasional teknis dilakukan oleh BP Migas dalam bidang produksi hulu untuk minyak dan produksi hulu-hilir untuk gas(hilir minyak ditangani oleh BPH Migas).
Sedangkan Contractor ialah perusahaan migas yang melakukan kegiatan migas di Indonesia. Dikenal juga dengan KPS (Kontraktor Production Sharing), atau sekarang KKKS (Kontraktor Kontrak Kerja Sama).
- Lifting Oil ialah Produksi Oil dalam Barel Oil Per Day/BOPD (1 Bbl=159 L). Sedangkan gas dalam satuan MMSCFD (million million standard cubic feet per day)
- Split ialah bagi hasil antara GOI dan Con yakni 85% : 15% (Oil). Sedangkan untuk gas umumnya 65% : 35%.
- FTP (First Tranche Petroleum) ialah bagian lifting yang disisihkan sejumlah tertentu (20%) untuk dibagi antara GOI dan Contractor.
- Cost Recovery , ialah biaya investasi dan operasi produksi migas yang dikeluarkan Contractor dan dibayar GOI dalam mekanisma bagi hasil produksi (diperjelas dengan skema di bawah).
- DMO (Domestic Market Obligation) ialah kewajiban kontraktor menjual minyak di Indonesia (25% dari jatah/entitlement Contractor), dengan harga DMO fee 15% harga ekspor atau 25% harga ekspor untuk kawasan timur Indonesia. DMO fee tersebut berlaku setelah produksi lebih dari 60 bulan, jika kurang 60 bulan maka 100% harga pasar. Sedangkan untuk gas DMO sesuai dengan harga pasar.
Sebagai konsekuensi dari PSC, karena modal 100% dari investor dan lahan tetap menjadi milih negara, maka jika investor menemukan migas dalam ekspolarasinya maka seluruh biaya eksplorasi dan eksploitasi akan diganti oleh negara yang dikenal dengan cost recovery. Sebaliknya jika investor gagal menemukan migas, maka biaya menjadi tanggungan investor. Dalam detil kontrak PSC, batas investor melakukan eksplorasi adalah 10 tahun (3 tahun pertama, 3 tahun kedua, 4 tahun tambahan) yang diawasi oleh pemerintah. Selambatnya sampai batas 10 tahun tersebut tidak ada prospek migas, maka kontraktor harus mengembalikan wilayah kerja ke pemerintah.
Dan setelah dilakukan produksi (eksploitasi) migas, maka skema PSC untuk produksi oil adalah sebagai berikut (angka sebagai contoh):
Dengan skema diatas, dengan asumsi produksi 1000 BOPD dan Cost Recovery (CR) 30%,, maka total entitlement GOI 548 Bbl (55%) dan Con 452 Bbl (45%). Jika di awal disebutkan sharing GOI : Con = 85% : 15%, maka dalam skema diatas terlihat bahwa angka tersebut sangat jauh berbeda. Pun jika jeli mengamati, ternyata angka 15% adalah angka yang diterima bersih kontraktor karena dalam perhitungan split diatas sudah di-gross up tax 44% sehingga sharing contractor menjadi 26.7857% (bukan 15%!). Dan jika lebih jeli lagi, terlihat bahwa CR tidak terkena tax (sekalipun ada wacana CR akan dikenakan tax karena dianggap revenue contractor, opini penulis CR bukan revenue karena CR adalah pembayaran terhadap biaya investasi yang sudah dikeluarkan di muka).
Skema PSC diatas masih ada tambahan beberapa insentif khusus untuk merangsang ikliim investasi (yang artinya entitlement GOI berkurang), misalnya investment credit (credit yang diberikan GOI kepada Con yang tidak mempunyai dana dalam pembangunan fasilitas produksi, dimana terkena Tax 44%) dan interest holiday (bunga pinjaman untuk pembangunan fasilitas produksi yang dibebankan ke CR).
Dengan sedikit gambaran skema diatas, kita harus melihat secara fair bahwa PSC dibutuhkan di Indonesia untuk menjaga produksi migas dalam pemenuhan domestik dan ekspor. Resiko kegagalan, biaya besar dan keekonomian investasi bagaimanapun adalah hal yang harus ditanggung dan dipertimbangan investor. Sebuah trade-off yang dengan PSC diharapkan terciptaa win-win solution.
Namun dengan penjelasan skema diatas, menurut anda apakah PSC terbaik diterapkan di Indonesia?
-to be continued, about cost recovery-
Labels: Bangsa, Engineer
