Kinerja Investasi Saham 2025

Setelah sekian lama dorman dan momen tahun baru 2026, hal yang cukup pas untuk menulis kembali perihal kinerja investasi saham pribadi di BEI. Perhitungan kinerja investasi saham dilakukan dengan metode seperti Reksadana (mulai dari indeks 1000) mengikuti yang dijelaskan di Bolasalju, dimana juga mempertimbangkan multiple account sekuritas.

Perhitungan basis tahun dimulai dari 2021, meskipun saya sudah mulai belajar investasi dan punya akun sekuritas yang pertama di sekitar tahun 2009. Hal itu murni karena sebelumnya belum paham bagaimana menghitung kinerja investasi saham yang ‘relatif tepat’, dengan mempertimbangan dana masuk/keluar, beberapa akun sekuritas dan perhitungan tahun berjalan (YTD: Year-to-Date atau ITD: Inception-to-Date).

Hasilnya seperti pada gambar di bawah, secara keseluruhan:

- IHSG secara tahunan 2025 tumbuh 22.13%, sebuah pencapaian yang bagus meskipun banyak dipengaruhi oleh saham-saham tertentu yang dibuktikan dengan indeks LQ45 yang hanya tumbuh 2.45% saja.

- Sejak 1 Januari 2021 hingga 31 Desember 2025 (5 tahun), IHSG tumbuh secara kumulatif total sebesar 44.62%, sedangkan LQ45 malah turun -9.45%. Secara CAGR atau kumulatif per tahun, selama 5 tahun IHSG menghasilkan kinerja majemuk (CAGR) 7.66% per tahun sedangkan LQ45 malah menghasilkan CAGR -1.97% per tahun.

Alhamdulillah.. dalam periode yang sama, investasi pribadi menghasilkan kinerja total 64.74% atau CAGR 10.50% per tahun. Untuk 2025, investasi pribadi memberikan 28.80%.

Investasi pribadi dibagi dalam 4 akun sekuritas sesuai profil di bawah. Kenapa sampai sebanyak itu? Ide awalnya setiap akun punya tujuan dan cara eksekusi berbeda, meskipun akhirnya tidak selalu konsisten dalam prakteknya 😊

Sehingga bisa disimpulkan bahwa investasi pribadi baik kinerja total, CAGR dan tahunan 2025 lebih tinggi dibandinkan IHSG apalagi LQ45. Meskipun di tahun 2021 dan 2023, kinerja pribadi secara tahunan lebih rendah dibanding IHSG.

Mungkin salah satu pembeda Adalah bahwa kinerja pribadi secara otomatis sudah memperhitungkan dividen yang diterima, sedangkan di IHSG ketika sebuah emiten memberikan dividen maka harga saham nya biasanya turun pada cum-date sesuai dengan nilai dividen per saham nya. Meskipun kemudian harga saham bisa “recovery” atau tetap turun sesuai dengan kinerja emiten itu sendiri.

Terkait dividen, berikut profil dividen yang diterima sepanjang 2025 (lumayan buat ayem-ayem😊).

Secara peningkatan nilai aset, terdapat kenaikan nilai investasi saham dari awal 2021 sampai akhir 2025 (termasuk penambahan/penarikan dana, unrealized loss/profit, dan dividen diterima) sebesar lebih dari 5x lipat. Dimana IHSG sendiri, terjadi kenaikan market cap dari 31 Desember 2020 sebesar Rp 6,586.99 Triliun (IHSG 6,090.70) menjadi sekitar Rp 16,000 T di akhir 2025 (IHSG 8,646.94).

Tentu tantangan selanjutnya untuk menjaga konsistensi kinerja investasi saham selama 5 tahun kebelakang ke nilai investasi yang saat ini sudah lebih besar dibanding 5 tahun lalu untuk terus bertumbuh.

Bismillah.. Semangat! 😊

16. Paper (2019): Lessons Learned from Adopting Sustainability Aspects for Gas Development Project

by: Trian H Asmoro, Hirmawan Eko P, Adearty P

Oil and gas industry have started integrating sustainability approaches into their oil and operations mainly aiming to manage risks particularly in Environment and Social (E&S) aspects. It is also seen to be aligned with Sustainable Development Goals (SDGs) where its main principles of sustainability have actually been adopted in the oil and gas activities. One of set of requirements that addresses sustainability aspects in a project is that Performance Standards (PS) developed by IFC (International Finance Corporation). 

IFC PS provides comprehensive standard of E&S practices which encourages transparency and positive contribution to environment and community. It has 8 elements, i.e. managing E&S risks and impacts (PS1), promoting safety and fair treatment of workers (PS2), avoiding pollution from project activities (PS3), managing risks to local communities (PS4), improving livelihoods of displaced persons (PS5), managing living natural resources sustainably (PS6), and protecting the indigenous peoples (PS7) and cultural heritage (PS8). 

Adopting IFC PS has been mostly becoming compulsory nowadays when dealing with financial institutions to support a project financing. This is also known as green financing where a project must adhere with a set of E&S requirements in managing project risks especially in E&S sides. Implementing IFC PS is such a challenging thing when the project has unique characteristics, e.g. located in post-conflict area, no major project in the past decade, and some unpleasant images perceived by the communities from the former operator. 

This paper will discuss lessons learned from implementing IFC PS in a gas development project and developing management system adopted from them, e.g. stakeholder engagement, grievance mechanism, livelihood restoration and environment management. It will also investigate the gaps between aspects in IFC PS and Government regulation, and finally bridge them accordingly. As a result, implementation of management system has helped manage the risks and improve project's performance and outcomes.

*Find out more on Academia.

Mengawali Farmigo, Menumbuhkan Semangat Indonesia

Indonesia membutuhkan pertanian yang kuat sehingga ikut menopang ketahanan pangan sebagai sebuah bangsa. Sektor pertanian yang mencakup pertanian, perkebunan, peternakan dan perikanan menjadi bagian keseharian masyarakat antar generasi, namun saat ini menghadapi bermacam tantangan termasuk semakin ditinggalkan oleh kaum muda.

Farmigo, farming on the go, adalah salah satu ikhtiar dari banyak jenis serupa untuk menjembatani kolaborasi para pihak yang ingin mengembangkan dunia pertanian Indonesia. Para petani dan peternak harus didukung dengan sebuah sistem pendanaan yang efisien untuk terus tumbuh bersama berbasiskan keadilan. Bukan hanya pendanaan, Farmigo juga memilki program untuk mendukung para pelaku pertanian di Indonesia dalam berbagai praktek ekonomi digital nusantara.

Karena kami di Farmigo percaya bahwa pertanian menjadi bagian semangat nafas dan jati diri Bangsa Indonesia sepanjang masa. Dengan kita bersama-sama terlibat dalam perkembangan pertanian di Indonesia, maka kita akan turut berkontribusi untuk membentuk masa depan yang lebih baik.

Selamat hari pangan sedunia, 16 Oktober 2019, “our action are our future #zerohungerworld“. Untuk itulah kami lahir hari ini: https://farmigo.id

#wordfoodday2019 #worldfodday

FEM #3 2017: Sharing Isu-Isu Migas Indonesia

Jakarta, 3 Agustus 2017 - Engineer dari PT Medco E&P Indonesia (MEPI), Bapak Trian Hendro Asmoro, tampil berbagi ilmu dalam kegiatan yang diadakan oleh Forum Energi Muda yang bertema Challenges and Improvements of Oil & Gas PSC in Indonesia. Acara diskusi dan sharing knowledge tersebut digelar di Kementrian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Kamis malam (3/8).

Senior Project Engineer ini mendapatkan beasiswa untuk menempuh pendidikan S2 jurusan Petroleum Energy Economics & Finance di University of Aberdeen, UK tahun 2014-2015. Jalur beasiswa tersebut berasal dari Lembaga Pengelola Dana Pendidikan (LPDP), Kementerian Keuangan RI.

Dalam pertemuan edisi ketiga yang diadakan Forum tersebut, Bapak Trian memulai diskusi dengan presentasinya mengenai beberapa hal tentang perkembangan dunia minyak dan gas bumi (migas), sistem Production Sharing Contract (PSC) di Indonesia beserta tantangan di fase eksplorasi, pengembangan dan produksi. Dia juga menyoroti topik yang sedang hangat diperbincangkan di kalangan pelaku industri hulu migas nasional, yaitu migas sebagai komoditas atau  katalis perekonomian, serta fenomena kebijakan gross split versus cost recovery dan economic sliding scale.

Menurut Senior Project Engineer MEPI ini, migas adalah investasi jangka panjang yang secara normal melalui tahapan eksplorasi, pengembangan dan produksi, sehingga kondisi supply tidak bisa elastis terhadap perubahan demand dan harga minyak. Dengan begitu, response perusahaan migas ketika harga minyak naik atau turun tidak bisa dilakukan dengan cepat seperti industri manufaktur atau industri lainnya.

“Inilah yang menjadi salah satu resiko bagi para pelaku industri hulu migas. Misalnya, ketika pada fase eksplorasi atau pengembangan harganya tinggi, lalu ketika memasuki fase produksi harga turun. Maka itulah resiko yang harus dihadapi,” papar Bapak Trian.

Sementara ketika menerangkan mengenai mekanisme gross split sliding scale yang per 1 Januari 2017 mulai diterapkan di PSC PHE ONWJ, Bapak Trian berpendapat bahwa secara umum Pemerintah ingin mendapatkan kepastian porsi bagi hasil untuk pendapatan negara dalam menghadapi fluktuasi harga minyak. Sementara di sisi lain, KKKS harus melakukan efisiensi.

“Paling tidak, apapun kondisi harga minyaknya, mekanisme gross split memberi kepastian untuk negara. Pemerintah ingin mendapatkan porsi bagi hasil yang pasti. Namun oleh kontraktror migas, hal ini dilihat sebagai suatu hal yang kurang menarik, karena perbedaan keekonomian lapangan antara harapan saat PSC atau PoD ditetapkan dan kenyataan menghadapi faktor lain misalnya fluktuasi harga minyak. Karena itulah, perlu adanya mekanisme yang fair bagi kedua belah pihak,” ungkapnya dalam diskusi tersebut.

Ratio Factor Sliding Scale

Lebih lanjut, dia juga sharing mengenai paper-nya di acara IPA Convention tahun 2016 tentang opsi perbaikan selain gross split. Dia menamakannya PSC with R-Factor (Ratio Factor) Sliding Scale. Ini untuk menentukan pembagian porsi bagi hasil antara Pemerintah dan kontraktor.

“Semakin baik dan ekonomis sebuah proyek, maka porsi yang bisa diambil oleh Pemerintah semakin besar. Begitu pula sebaliknya. Tujuannya adalah menciptakan sistem incentive yang lebih progresif dan fair bagi kedua belah pihak dan bisa berlaku otomatis bagi industri hulu migas, tidak perlu lagi ada penyesuaian fiscal terms saat harga minyak turun atau naik, dan hanya menggunakan rumus sederhana accumulated revenue dibagi accumulated cost,” jelas Bapak Trian.

Menurutnya, mekanisme ini menggunakan basis bahwa dalam banyak lapangan migas hanya ada tiga faktor utama yang sangat mempengaruhi keekonomian migas. Pertama adalah harga, kemudian production rate atau berapa produksinya, dan terakhir adalah belanja modal (development capex). Artinya, faktor-faktor komersial lebih dominan dalam menentukan keekonomian sehingga desain fiscal terms juga harus mempertimbangan hal tersebut.

Semakin larut suasana diskusi menjadi semakin hangat. Para peserta datang dari beragam  latar belakang pendidikan dan pekerjaan. Mereka serius menyimak penjelasan dari Bapak Trian mengenai beragam tantangan dan perbaikan yang saat ini dialami para pelaku industri hulu.  

Beragam pertanyaan dan pernyataan dilontarkan terkait fenomena kesiapan seluruh pelaku industri lain yang terdampak dalam menghadapi kebijakan yang diterapkan oleh Pemerintah pada industri hulu migas mengenai gross split sliding scale.

Apakah kebijakan gross split ini lebih baik dibandingkan cost recovery? Menurut Bapak Trian, pro dan kontra pasti ada, namun belum bisa dilihat hasilnya karena baru tahun ini diterapkan. Apapun skema fiscal terms yang diterapkan, diharapkan bisa menjawab kebutuhan tidak bergairahnya kegiatan eksplorasi di Indonesia. Seperti ditunjukan data tahun 2000 hingga 2016, di mana lebih dari 50% lapangan migas fase eksplorasi dikembalikan ke Pemerintah dan kurang dari 10% lapangan eksplorasi menjadi produksi hari ini.

Akibatnya, reserve replacement ration (RRR) Indonesia menjadi sekitar 0,49 dan produksi migas cenderung turun. Sedangkan permintaan selalu naik. Demikian benang merah yang bisa diambil dari acara diskusi yang berlangsung hampir selama dua jam tersebut.

Forum Energi Muda adalah perkumpulan yang dimotori ikatan alumni penerima beasiswa LPDP bernama MataGaruda. Forum ini berfungsi sebagai wadah kontribusi para anggotanya dalam pembangunan Indonesia atas ilmu dan pengalaman yang diterima ketika bekerja dan mendapatkan kesempatan belajar di tingkat sekolah lanjutan (S2 dan S3) baik di dalam maupun di luar negeri. Kegiatan ini juga sebagai wujud dharma bakti dan sekaligus menempa jiwa kepemimpinan mereka. (***)

*Laporan dan dokumentasi dari Tim PR Medco, Terima kasih :)

14. Paper (2017): An Analysis on The Phenomenon of Fallow Assets in Indonesian Exploration blocks

by Yogi Alwendra and Trian Hendro Asmoro

Exploration projects as the only way to increase oil and gas reserve and production for Indonesia have not however shown a progressive trend in the last decade, even though some fiscal incentives and new regulations might have been introduced to support such projects. It is therefore the phenomenon of fallow assets may happen in the exploration blocks. Fallow asset that is classified as fallow block and fallow discovery is an asset which has no activity, i.e. seismic or drilling, for a certain period of time according to its term.

Another report published by Ministry of Energy and Mineral Resources (EMR) regarding analysis and evaluation of data package in the offering process of oil and gas fields (2014) mentioned that the current trend has shown a deteriorated interest of oil and gas companies to bid the fields offered by the government. The report investigated some technical and non-technical aspects should be covered in the governmental tender document.

This paper will describe the profile of exploration projects and some relevant key information of oil and gas exploration blocks under production sharing contract (PSC) terms in Indonesia. Furthermore, the exploration commitment and its realised activity will be analysed. Finally, some recommendations would be proposed to balance the interests between government and investors (companies) in order to attract more investment in exploration projects.

Keywords: bidding process, exploration, fallow asset, Production Sharing Contract (PSC)

* Presented at Indonesia Petroleum Association (IPA) Convention and Exhibition 2017

13. Paper (2016): PSC Sliding Scale as a Fiscal Model for Marginal Fields in Indonesia

The Production sharing contract (PSC) system has been applied in the oil and gas upstream business in Indonesia since 1966. The contract between the oil and gas companies as contractors and the government as the owner of the country’s oil and gas fields relies on a risk sharing principle. Nevertheless, the companies are actually exposed to further uncertainties, particularly related to risks in exploration activities.

Furthermore, economic analysis needs to be performed once hydrocarbons have been discovered. At this stage, oil and gas companies are faced with investment decisions that have to allow for both the upside and downside of the related risks. In fact, it is now more challenging to find economic levels of hydrocarbon reserves in place. More flexible fiscal terms are therefore required to balance the risk between investors and the government.

This paper demonstrates a model of dynamic fiscal terms that incorporates a risk-balancing principle. The PSC is used as a basic model combined with a sliding scale that is derived from a r-factor (ratio-factor) of company revenue and investment costs. As a result, it concludes that the PSC sliding scale model could be implemented in a way that balances the risks and rewards between government and investors and leads to the development of marginal fields in addition to attracting more oil and gas investment in Indonesia.

Keywords: Fiscal System, Production Sharing Contract (PSC), Sliding Scale, R-Factor, Marginal Fields.

*Find out more on Academia.

[Poster] Production Sharing Contract (PSC) Sliding Scale

 

 

Note: Poster had been presented at the International Student Energy Conference (ISES) 2015, 10 - 13 June 2015, Bali, Indonesia.

Indonesia Agriculture: Rice

[ link document ]

Restitusi Lebih Bayar Pajak

Sudah menjadi kewajiban sebagai warga negara untuk membayar pajak dan melaporkan pendapatan tahunan kepada negara. Jika kita seorang karyawan, maka Pajak penghasilan (Pph) biasanya sudah otomatis disetorkan kepada negara oleh kantor kita. Bagaimana jika pajak yang telah dibayarkan tersebut ternyata ada lebih bayar? Atau bagaimana jika kurang bayar? Dokumen apa yang harus disiapkan? Dalam tulisan ini, saya hanya akan berbagi mengenai pengurusan lebih bayar Pph. Dalam form Surat Pajak Tahunan, dicantumkan beberapa isian yang memungkinan kantor yang sudah membayarkan pajak kita ternyata melakukan kondisi lebih bayar. Isian tersebut salah satunya adalah pembayaran infaq, zakat atau sumbangan agama yang sifatnya wajib. Dengan memasukan sebuah nilai pada isian zakat, maka besarnya Pendapatan Kena Pajak (PKP) kita akan berkurang sehingga kita mengalami lebih bayar pajak. Untuk menguatkan bukti bahwa kita telah melakukan iuran kewajiban agama tersebut, maka perlu dilampirkan surat keterangan dari Lembaga Amil Zakat (LAZ) yang sudah disertifikasi oleh Badan Zakat Nasional (Baznas). Surat tersebut harus jelas mencantumkan nomor sertifikasi LAZ dari Baznas, dan besaran setoran zakat (harus jelas kata zakat) yang sudah kita salurkan melalui LAZ tersebut. Dalam hal ini tentu Pph dan zakat yang sudah dibayar dalam periode atau tahun yang sama. Akan lebih bagus lagi untuk lembaga-lembaga yang baru mendapat sertifikasi Baznas, dilampirkan juga copy dari sertifikat tersebut untuk memperkuat bahwa lembaga tersebut adalah LAZ. Biasanya, setelah proses pengumpulan SPT maka petugas pajak akan mengecek semua data yang kita serahkan tersebut. Daripada menunggu pemberitahuan kekurangan data yang harus dilengkapi, sebaiknya dari awal sudah memberikan data untuk menunjang proses pembayaran kembali lebih bayar tersebut (asumsi lebih bayar akan direstitusi/dikembalikan). Maka data yang harus dilengkapi adalah copy halaman muka buku tabungan (sebaiknya bank pemerintah) yang memuat identitas dan rekening kita dan surat pernyataan kepada kepala KPP untuk mengajukan restitusi pajak akibat lebih bayar. Surat tersebut pada prinsipnya merupakan permohonan untuk mentransferkan lebih bayar pajak ke rekening bank, yang mana dilengkapi identitas nama wajib pajak, alamat, NPWP dan nomor rekening bank sesuai lampiran. Jadi, dokumen yang harus disertakan dalam pelaporan SPT tahunan adalah:

- Bukti asli setor zakat, yang mencantumkan nomor sertifikasi LAZ dari Baznas

- Copy sertifikasi LAZ dari Baznas (optional, sebaiknya ada)

- Surat permohonan untuk mengembalikan lebih bayar pajak, berisi identitas nama wajib pajak, alamat, NPWP dan nomor rekening bank

- Copy halaman muka buku tabungan yang terdapat nomor rekening sesuai surat pernyataan

Sekalipun SPT dan lampiran lengkap tersebut sudah dimasukan, kita masih perlu untuk menanyakan statusnya jika sudah lebih 4 bulan tidak ada perkembangan. Dan masih mungkin juga untuk KPP berbeda, karena alasan kurang kelengkapan data maka pengajuan restitusi lambat diproses, dibiarkan atau menunggu pro aktif dari pemohon.

Dalam contoh saya menyalurkan zakat profesi ke lembaga PPSDMS Nurul Fikri (Rumah Kepemimpinan) maka pada awal tahun 2010 saya meminta rekapitulasi zakat selama 2009 dalam selembar surat yang mencantumkan kata zakat dan nomor sertifikasi Baznas. Selain itu, saya juga diberikan copy sertifikasi dari Baznas untuk PPSDMS NF sebagai LAZ. Karena proses pindah NPWP maka pada bulan Oktober lalu saya baru menyerahkan copy rekening dan surat pernyataan. Namun sayang, sampai Desember ini tidak ada kabar dari KPP.

Tahun ini adalah usaha pertama saya untuk mengurus restitusi ini. Nilainya tidak cukup besar, namun setelah kasus Gayus meledak niat saya semakin bulat. Pernah suatu saat petugas pajak menghubungi dan menyampaikan bahwa zakat adalah urusan kita dengan Yang Diatas. Saya balik menyanggah, bahwa saya tidak ada beban apakah restistusi ini berhasil atau tidak. Tapi saya sudah membuka pintu hak, dan ingin mengetes apakah kantor pajak merespon pintu tersebut. Apalagi dengan kasus pajak yang gempar saat itu. Langsung petugas pajak diam dan bilang akan memproses lebih lanjut.

Ini bukan tentang besar atau kecil nilai restitusi pajak. Bukan juga tentang keihlasan terhadap kewajiban agama yang dicampur dengan kewajiban warga negara. Ini merupakan hak warga negara setelah tunai melakukan kewajibannya. Juga bentuk sebuah perlawanan warga negara terhadap penyelewengan dana pajak oleh para mafia pajak.

Kita harus mencoba! --- sumber gambar: http://www.seputarpajak.com/

Update: Restitusi berhasil ditransfer lebih bayarnya di sekitar pertengahan 2011.

Indonesia di Visa on Arrival UEA

Sedih, ternyata Indonesia tidak masuk dalam list negara yang bisa visa on arrival di Dubai. Padahal negara sebelah bisa. Pencitraan atau lobi yang kurang?

Dengan kondisi diatas, transit di Dubai bagi orang indonesia menjadi kurang nyaman.

source: UEA visa

.

Update:

Bahkan money changer di Airport Dubai, tidak ada yang menerima Rupiah. Padahal warga Indonesia yang transit cukup banyak (termasuk TKI), dan saya percaya lebih banyak dibandingkan beberapa negara yang mata uang nya tersedia di money changer airport.

Migas dan Energi Indonesia

Sudah cukup lama saya mencari buku ini, dari tahun lalu dan kemudian baru dapat awal tahun ini langsung berhubungan dengan penulis nya. Usut punya usut, ternyata memang buku ini tidak dijual bebas. Melalui email, penulis memberitahukan bahwa pembelian buku bisa dilakukan di kantor DEN (Dewan Energi Nasional).

Buku ini di awali dengan pendahuluan dimana selain mensarikan bab-bab isi buku, juga menjelaskan bagaimana kekecewaan penulis terhadap kondisi energi khususnya sektor migas di Indonesia. Secara umum buku ini sangat cukup sebagai gerbang untuk mengetahui kondisi serta problematika migas. Ada beberapa sumber energi lainnya yang dibahas dalam buku ini, namun korelasi kuatnya dalam rangka menyoroti iklim yang belum kondusif untuk pengembangan energi non-migas padahal di sisi lain energi migas kita sangat terbatas.

Buku yang disponsori Pertamina ini bisa dibilang sangat “gado-gado”. Mulai dari rumus-rumus akademis dalam menentukan cadangan migas dan keekonomian nya dan juga beberapa keekonomian sektor energi lainnya, sebagai bukti pengalaman, keahlian dan jalur akademis penulis sebagai pengajar di Teknik Perminyakan ITB. Ada juga mengenai beberapa tulisan kegelisahan pengelolaan energy, dan tulisan mengenai prospek energy masa depan Indonesia yang belum terlalu dikembangkan saat ini seperti CBM (Coal Bead Methane), panas bumi, nabati dan energi terbarukan lainnya.

Jika anda adalah orang awam yang ingin mengetahui kerangka seluk-beluk migas indonesia, buku ini layak untuk dibaca sekalipun untuk beberapa hal tertentu cukup dalam pembahasan teknis nya. Dan justru detil tersebut sebagai pelengkap untuk yang ingin mengetahui lebih dalam sedikit keteknikan migas. Tidak heran penulis sebagai anggota DEN dalam setiap kesempatan dengar pendapat dengan pemerintah atau DPR, selalu merekomendasikan untuk membaca buku ini seolah sebagai buku pengantar migas Indonesia.

Dan jika anda adalah orang pengalaman di dunia migas, maka buku ini pun bisa membuka cakrawala yang lebih luas daripada “hanya” sekedar memenuhi target pemerintah (dan perusahaan migas) untuk selalu menjaga atau meningkatkan produksi migas. Walaupun untuk beberapa hal teknis seperti perhitungan cadangan, cost recovery & keekomian migas, anda yang pengalaman dalam bidang tersebut tidak akan puas dengan sedikit saja metode yang dicantumkan dalam buku ini.

Karena keinginan buku ini untuk menyasar kalangan pemula dan pengalaman di sisi lain justru menjadikan buku ini setengah-setengah. Dimana seharusnya hal tersebut bisa diatasi dengan pengelompokan bab-bab menjadi bab besar yang mencakup sebuah ide pokok, dimana 31 bab buku ini pun bisa menjadi tiga atau empat ide pokok atau bab besar. Misalnya tentang tulisan akademis, dunia migas, keekonomian energi dan opini energi.

Selain itu, layout masih menjadi salah satu kelemahan buku-buku wacana keteknikan seperti ini. Cukup membosankan buku berisi rumus yang segmentasi nya bukan kepada mahasiswa jika dikemas dengan layout yang kurang baik. Selain itu, penjelasan teknis rumus-rumus juga masih belum memudahkan pembaca pemula untuk mulai belajar memahami dunia teknik migas.

Di pendahuluan sendiri, penulis (atau editor?) memaksakan jalinan ide antar paragraph dengan menyesuaikan isi bab-bab dalam buku. Bisa saja hal tersebut dilakukan, namun rasanya tidak harus memasukan semua bab buku dalam pendahuluan. Jika sudah dilakukan pengelompokan menjadi bab besar diatas, maka bisa dibuat pendahuluan yang mengalir.

Siapapun anda yang peduli dan ingin tahu lebih dalam tentang migas Indonesia, maka anda wajib membaca buku ini. Jika bisa, anda harus bertemu langsung dengan penulisnya untuk membicarakan buku ini. Bukan hanya untuk quote dan tanda tangan, tapi juga semangat Prof Widjajono Partowidagdo tentang Migas dan Energi Indonesia.

Tahap Pengembangan Lapangan Migas

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.

Menelaah Cost Recovery Indonesia

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 2010Sejak 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.

Memahami PSC (Production Sharing Contract)

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-