Seputar Production Sharing Contract

Tanya jawab sederhana seputar sistem Production Sharing Contract / Kontrak Kerja Sama Migas

Disarikan dari Interview Radio dengan Sampe L. Purba

Q1

a)    Tadi saya sudah sempat singgung tentang skema Kontrak Bagi Hasil, atau Production Sharing Contract, mungkin Anda bisa jelaskan sedikit tentang PSC secara general?

 PSC adalah sistem pengelolaan kegiatan hulu migas berdasarkan Rezim Kontrak.

Terms and Conditions Kontrak PSC dibuat oleh Pemerintah dan diterima oleh Kontraktor PSC, yang menggovern aturan main (rights and obligation para Pihak) dalam pelaksanaan Kontrak.

SKKMIGAS bertindak sebagai Manajemen Pengawas Pengendali, sedangkan Kontraktor PSC bertindak sebagai Pelaksana yang mengeksekusi kegiatan operasional perminyakan itu.

Kontraktor menyediakan permodalan, kompetensi teknologi dan profesional skill yang diperlukan, serta menanggung resiko., dan karenanya Kontraktor memiliki kepentingan ekonomis (economic interest).

Biaya operasi dikembalikan dari hasil penjualan migas, dan selisihnya dibagihasilkan berdasarkan rasio atau split yang telah ditentukan dalam Fiscal terms Kontrak tersebut. Kontraktor KKS akan juga membayar Pajak Korporasi atas split/ keuntungan bagiannya.

b)    Dalam skema PSC, sejauh mana otoritas kontraktor dalam menjalankan kegiatan eksplorasi dan produksi?

Kontraktor Operator pada suatu wilayah kerja migas bertanggungjawab sepenuhnya untuk melaksanakan Program Kerja yang disusunnya, yang sebelumnya memerlukan persetujuan SKKMIGAS.

Pelaksanaan di lapangan mengikuti kaidah kaidah umum yang berlaku di industri migas (good engineering practices), dan ketentuan Publik Pemerintah

Produksi dibagi hasilkan pada point of liftings. Alokasi domestik untuk minyak diatur dalam Kontrak. Sedang untuk gas berdasarkan kebijakan Pemerintah dengan mempertimbangkan sisi keekonomian, kemampuan absorpsi domestik, kesiapan infrastruktur dsb.

 c)    Bagaimana bentuk kesepakatan program kerja dalam PSC?

Operator PSC setelah menyepakati secara internal dengan mitra-mitra non operatornya, mengajukan Program Kerja dan Anggaran ke skkmigas.

Pembahasan dan diskusi teknis, komersial dan operasional dilaksanakan dengan berbagai fungsi di skkmigas untuk mendapatkan persetujuan Manajerial. Faktor kebijakan Pemerintah seperti target produksi, penyeimbangan upaya penemuan cadangan baru dengan optimasi produksi, alokasi migas dan transfer teknologi serta peningkatan kapasitas nasional didiskusikan secara rasional agar workable.

 d)    Kabarnya saat ini pemerintah tengah memfinalisasi Peraturan Menteri perpanjangan untuk kontrak bagi hasil atau PSC yang akan habis, seperti Kampar, Siak, dan Mahakam. Sudah sejauh apa prosesnya?

Sesuai Peraturan Pemerintah, memang kebijakan atas suatu wilayah kerja yang akan berakhir ada pada Pemerintah dalam hal ini leading sectornya adalah KESDM.

SKKMIGAS memberikan masukan dan pertimbangan dari sisi operasional. Termasuk di dalamnya potensi cadangan migas yang masih ada, kinerja Operator sebelumnya, dan jangka waktu minimal yang diperlukan untuk smoothness dan kontinuitas operasional. Pemerintah juga mempertimbangkan potensi pemberdayaan Perusahaan Negara/ Perusahaan Nasional/ Perusahaan Daerah dengan terms yang lebih baik tetapi reasonable. Diskusi dan pembahasan masih terus berlanjut dan kita masih menunggu terbitnya PerMen tersebut.

Q2  

a)    Jika dibandingkan dengan negara lain di dunia, kabarnya pada tahun 2012 Indonesia adalah negara nomor lima yang paling besar mengambil manfaat atau keuntungan dari hasil pengelolaan migas, dari sistem PSC. Untuk tahun 2013 ini seperti apa hasilnya?

Mungkin yang dimaksudkan penanya  adalah fiscal terms dari sisi perbandingan Government take versus Contractors take ya ?.

Target-target yang dibebankan Pemerintah secara spesifik adalah menyangkut Produksi migas, Penerimaan Negara dan Pengendalian Cost Recovery. Secara umum pencapaian industri hulu migas kita di tahun 2013 adalah antara 97 % – 105% dari target. Dari hasil penjualan migas,  Total bagian Pemerintah  $ 31.315 juta (55%), biaya operasi $15.978 juta (28%), dan Net Contractor Share $9.264 juta (16%).

Selain itu kita juga berhasil meningkatkan penyaluran gas ke domestik dgn trend peningkatan 9%/ thn sejak 2003. Dalam 2013 volume penyerapan domestiknya sudah 52.1% (3.660 BBTUD). Dari total pengadaan $11.777 juta, Persentase TKDN 56.42%, dana ASR pada perbankan nasional meningkat signifikan  hingga $ 478 juta

b)    Apa yang dilakukan SKK Migas untuk memilih kontraktor yang dinilai berkompeten dalam menjalankan kegiatan industri ini?

Yang memilih dan menetapkan Kontraktor Operator migas adalah Pemerintah. skkmigas memberikan pertimbangan meliputi kemampuan teknis, operasional, profesionalism skill, track records dan hal relevan lainnya.

c)    Saat ini berapa jumlah kontraktor hulu Migas di Indonesia? Fase eksplorasi berapa? Fase pengembangan berapa?

EKS 213 (incl GMB 43), EPT 82, Terminasi 23

 d)    Benarkah dokumen PSC antara SKK Migas dan pihak kontraktor bersifat rahasia dan tidak bisa dibuka ke public? Jika ada sengketa, bagaimana penyelesaiannya secara hukum?

Kontrak PSC itu adalah Dokumen Kontrak Perdata yang dibuat dan mendapatkan persetujuan Pemerintah. SKKMIGAS adalah salah satu di antara Pihak di dalamnya. Undang-undang Migas menegaskan bahwa  setiap KKS/ PSC yang sudah ditandatangani diberitahukan secara tertulis kepada DPR RI – dalam hal ini Komisi yang membidangi migas (ps 11 ayat 2 UU 22/2001). Dalam hal ini lah telah terakomodir keterbukaan kepada publik melalui lembaga DPR.

Kalau ada sengketa, tentu dilhat dulu sifat, lingkup dan kompetensi penyelesaian sengketa dimaksud, apakah antara PSC dengan para kontraktor dan rekanannya dsb dimana skkmigas diikutkan sebagai pihak. Dalam hal ini akan tunduk kepada ketentuan hukum perdata.

Sepanjang menyangkut dengan skkmigas, jika itu adalah menyangkut kewenangan Publik dan Administratif yang embedded berdasarkan penugasan Pemerintah, akan tunduk pada juridiksi dan kompetensi tersebut.

Namun apabila menyangkut penafsiran dan pelaksanaan kontrak, apabila timbul perselisihan, akan diusahakan penyelesaian dan konsultasi secara musyawarah (amicably). Dalam hal tidak tercapai, akan maju ke forum penyelesaian sengketa yang disepakati. Pada umumnya adalah pada forum penyelesaian sengketa di luar pengadilan, seperti pada Badan Arbitrase sesuai ketentuan yang dipilih dalam Kontrak PSC masing-masing. Namun perlu digaris bawahi, bahwa pada forum apapun penyelesaian sengketanya, Governing Laws PSC adalah Hukum Indonesia.

Q3

a)    Seperti kita ketahui, industri hulu migas adalah industri yang beresiko tinggi. Investasi sudah dikeluarkan, namun bisa jadi tidak ditemukan cadangan migas. Sejauh mana skema PSC mengatur agar resiko dapat diminimalkan, dan kedua pihak bisa terlindungi dari resiko itu?

Resiko pada dasarnya sangat variatif dan harus dimanage dengan proper. Ada resiko geologis, resiko operasi, resiko pasar, resiko eksternal dan sebagainya. Dalam PSC telah diatur dan didefinisikan dengan jelas apa yang dimaksud dengan Petroleum operation, prinsip kehati-hatian, profesionalisme dalam semangat good corporate governance dan Good Engineering Practices pada setiap tahapan value chain activities. Jadi merupakan kombinasi cermat antara “taat prosedur – paham substansi, pada sense business yang meng assess secara cerdas peluang dan tantangan yang ada. Sepanjang sesuai dengan S.O.P, due professional care, maka business judgements rules akan melindungi para pihak.

b)    Sampai saat ini berapa jumlah proyek yang gagal lanjut ke fase produksi?

Ada cukup banyak, dan dalam catatan kami ada 23 PSC yang saat ini dalam proses terminasi.

c)    Besaran prosentase bagi hasil antara pemerintah dengan K3S yang diatur dalam PSC adalah sebesar 85:15 untuk produksi minyak dan 70:30 untuk produksi gas. Kalau dari pembagian ini, negara mendapat keuntungan yang lebih besar. Apakah memang demikian realitasnya?

 Itu sebetulnya adalah penyederhanaan saja dari antara Split dan Corporate tax dari bagian Kontraktor. Dan fiscal terms dapat bervariasi pada berbagai Kontrak, dengan mempertimbangkan resiko geologis, cadangan, infrastruktur dan persaingan regional dan global. Tetapi memang mainstreamnya seperti itu

Yang harus kita ingat adalah bahwa sistem PSC ini adalah sama dengan bisnis biasa, dimana liftings kita analogkan dengan omzet. Cost recovery dengan biaya operasi, dan net split merupakan keuntungan bagi para share holders setelah dikurangi pajak. Dalam sistem PSC, Pemerintah selain mendapatkan pajak, juga ada bagian produksi yang merupakan entitlementnya. Pemerintah sebetulnya mendapat lebih banyak lagi, karena  ada  DMO bagian Kontraktor dari minyak yang diserahkan menjadi bagian Pemerintah pada harga yang lebih rendah dari ICP.

Tetapi secara keseluruhan benar, bahwa keuntungan pada sisi Pemerintah sangat signifikan.

Q4

a)    Dalam perjanjian Kontrak Bagi Hasil, dikenal skema Cost Recovery. Bisa dijelaskan tentang hal ini?

Cost recovery pada dasarnya adalah sama dengan biaya operasi dalam bisnis biasa. Itu adalah biaya-biaya yang telah dikeluarkan terlebih dahulu oleh pengusaha/ Kontraktor migasnya untuk membiayai usaha tersebut, misalnya untuk menyewa peralatan seismik, operasi pemboran, sewa rig, pemurnian lapangan, sewa kapal, biaya administrasi, personalia, sewa gedung dsb. , yang sudah dikeluarkan dan dibayarkan Kontraktor migas terlebih dahulu kepada pihak lain.

Pengembalian biaya operasi ini, diperhitungkan dari hasil migas. Sama seperti biaya-biaya operasi bisnis biasa yang diperhitungkan terlebih dahulu sebelum perhitungan laba kena pajak.

b)    Apa yang menjadi persyaratan untuk mendapatkan cost recovery?

Dalam Kontrak PSC telah diatur, bahwa hanya pengeluaran yang berkualifikasi sebagai Petroleum Operation Cost yang dapat dibebankan sebagai biaya operasi. Pengembalian biaya operasi tersebutpun adalah secara bertahap., mekanismenya di atur dalam exhibit C, yang merupakan pedoman dan prosedur akuntansi untuk memperhitungkan biaya. Seperti dijelaskan di atas, untuk kegiatan Petroleum Operation, setiap tahun Kontraktor migas mengajukan Rencana Kerja dan Anggaran yang dibahas secara teknikal, komersial dan operasional. Dalam eksekusinya, seperti pengadaan barang dan jasa, maupun prosedur operasi tunduk pada S.O.P, good engineering practices dan Ketentuan Pemerintah. Kemudian ada post audit baik secara operasional maupun finansial oleh berbagai institusi, seperti skkmigas, bpkp, bpk, instansi pajak dan sebagainya.

c)    Bagaimana cara menilai kewajaran dalam besaran cost recovery?

Dalam tahapan perencanaan, ada semacam benchmark, standar, dan historical cost dengan antisipasi pergerakan harga ke depan. Realisasinya, seperti dalam pengadaan barang dan jasa, tentu harga mengikuti mekanisme pasar. Dengan demikian, menilai cost recovery tidak boleh dipisahkan dari perbandingan relatif terhadap keuntungan. Itulah bisnis. Misalnya pengusaha yang rasional akan lebih memilih mengeluarkan biaya   1 juta dolar dengan keuntungan empat ratus ribu dolar , atau untung 40 %, dibanding pengusaha lain yang mengeluarkan biaya 500.000 dolar, tetapi keuntungan 100.000 dolar, atau hanya 20%. Jadi adalah menyesatkan mana kala ada pengamat yang hanya mempersoalkan cost tanpa membandingkan dengan revenue atau keuntungan yang diperoleh. Itu adalah pengamat sesat yang tidak memahami bisnis.

d)    Apakah semakin besar penggantian biaya produksi ini berarti semakin besar pula keuntungan yang didapat negara dari hasil eksplorasi dan produksi?

Kita harus melihat di sisi positifnya, dengan urutan-urutan : Investasi – biaya operasi – cost recovery. Dalam konteks ini, maka cost recovery adalah muara dari suatu investasi yang berhasil menemukan produksi migas secara komersial. Kita juga perlu memastikan bahwa penggantian biaya operasi telah dilaksanakan secara prudent sesuai dengan mekanisme dan ketentuan kontrak PSC yang dibuat oleh Pemerintah .Tanpa investasi, tidak ada pergerakan lokomotif ekonomi untuk pengadaan barang dan jasa, tidak ada cadangan migas baru, tidak ada produksi migas. Yang perlu dan penting dijaga adalah keseimbangan portofolio yang memanage kegiatan eksplorasi dan eksploitasi antara mendapatkan hasil produksi, dengan mempersiapkan cadangan pengganti, sambil meningkatkan dan memberdayakan kapasitas nasional. Itulah esensi kegiatan migas untuk mentranformasi dan menggerakkan ekonomi nasional untuk masyarakat bangsa dan negara kita termasuk generasi yang akan datang.

Terima kasih, Jakarta  10 Januari 2014

Menuju Ketahanan Energi Nasional

Menuju Ketahanan Energi Nasional – Diversifikasi Sumber dan Penggunaan

Oleh : Sampe L. Purba

Tahun 2014 adalah tahun terakhir dari Rencana Pembangunan Jangka Menengah Nasional (RPJMN) 2010 – 2014. Rencana Kerja Pemerintah tahun 2014 menekankan pada isu strategis (1) pemantapan perekonomian nasional, (2) peningkatan kesejahteraan rakyat, dan (3) pemeliharaan stabilitas sosial dan politik.  Asumsi dasar RAPBN 2014 menetapkan pertumbuhan ekonomi 6 %. Lifting minyak 870.000 barel/ hari (bph) dan liftings gas 1.240 ribu barel setara minyak per hari. Harga minyak ICP US $ 105/ barel. Total kebutuhan BBM adalah 1,4 juta bph. Pemerintah melalui Pertamina mengimpor minyak mentah 350.000 bph dan produk bbm 400.000 bph. Dalam rencana belanja negara sebesar Rp. 1.842,5 triliun, terdapat subsidi energi  sebesar Rp. 282,1  triliun.  Jumlah ini jauh lebih besar dari realisasi APBD seluruh Indonesia tahun 2013 untuk belanja modal, barang dan jasa yang hanya Rp. 94 triliun.  Ironisnya dalam tahun 2012 diinformasikan bahwa 77% subsidi tidak tepat sasaran.

Meningkatkan produksi migas dari lapangan-lapangan  tua memerlukan biaya yang relatif lebih besar karena produktivitas lapangan yang menurun dan biaya perawatan alat-alat produksi yang meningkat untuk menjaga keandalan fasilitas. Lemahnya implementasi koordinasi percepatan penyelesaian pemasalahan yang berkaitan dengan perizinan, tumpang tindih dan pembebasan lahan serta keamanan, sekalipun telah diterbitkan Inpres no. 2 tahun 2012, dan tambahan beban bagi aktivitas eksplorasi dengan ekstensifikasi perpajakan, bea dan pungutan lainnya, merupakan disinsentif kegiatan hulu migas.

Pertumbuhan ekonomi di satu sisi, dan produksi migas yang menurun secara alamiah, membuat gap/ jurang antara sisi supply dan demand semakin melebar.  Mengandalkan migas untuk penerimaan negara dan sebagai sumber energi baik untuk konsumsi, kelistrikan, industri dan transportasi sudah tidak tepat.  Karena itu adalah penting untuk mewujudkan diversifikasi sumber daya energi Indonesia sebagaimana diamanatkan dalam  Perpres 5 tahun 2006 tentang Bauran Energi Nasional. Saat ini minyak masih merupakan porsi terbesar dalam bauran energi (49,7%). Energi terbarukan (EBT) masih sekitar 6%.  Sesuai PerPres tersebut, pada tahun 2025, komposisi bauran energi nasional terdiri dari minyak 20%, gas 30%, batu bara 33% dan EBT 17%. Diperlukan Kolaborasi Pemerintah dan swasta dalam bentuk public private partnership (PPP) untuk mengakselerasinya.

Pemanfaatan gas bumi nasional diharapkan berimbang dengan proyeksi 56% untuk ekspor dan 44% untuk domestik. Masih tingginya proporsi ekspor adalah karena beberapa lapangan gas telah terikat dengan kontrak jangka panjang, harga ekspor yang jauh lebih mahal perlu untuk menambah penerimaan Pemerintah dan meningkatkan keekonomian lapangan, serta terbatasnya infrastruktur domestik.

Kebijakan pengelolaan energi harus mengubah paradigma sumber daya energi sebagai komoditas menjadi modal pembangunan nasional. Untuk menghilangkan kerancuan perlu dibedakan antara kedaulatan energi, ketahanan energi dan kemandirian energi. Ketahanan energi adalah terpenuhinya ketersediaan (availability), kemampuan untuk membeli (affordability), dan adanya akses (accessibility), serta ramah lingkungan (environment friendly). Kemandirian energi adalah kemampuan negara dan bangsa untuk memanfaatkan keaneka ragaman energi dengan memanfaatkan potensi sumber daya alam, manusia, sosial, ekonomi dan kearifan lokal secara bermartabat. Kedaulatan energi adalah hak negara dan bangsa untuk secara mandiri menentukan kebijakan pengelolaan energi untuk mencapai ketahanan dan kemandirian energi.

Pemanfaatan Sumber Daya Energi dalam Pembangunan Ekonomi Nasional adalah untuk memenuhi kebutuhan kontemporer dan sekaligus mampu menetapkan dan mengamankan cadangan penyangga energi nasional. Implementasi kedaulatan energi akan diuji tidak saja pada tataran normatif tetapi akan konkrit pada berbagai kebijakan.  Proyek Asahan misalnya dapat menjadi test case.  Kebutuhan Listrik saat ini di Sumatera Bagian Utara pada beban puncak mencapai 1.655 MW, sementara kemampuan pasok seluruh pembangkit yang ada  hanya sekitar 1.405 MW sehingga ada defisit 250 MW. Apakah Pemerintah mampu membuat new deal dengan PT INALUM untuk mengalihkan sebagian dari kapasitas pembangkit listriknya untuk menutup defisit listrik. Proyek PLTA INALUM menghasilkan listrik  604 MW dipasok pada harga hanya  US$ 1 sen/ KwH ke afiliasinya Pabrik Pengolahan Aluminium Kuala Tanjung, sementara  harga listrik untuk industri wilayah sekitar adalah $ 8 – 9 sen/KwH.

Peran energi harus mampu meningkatkan kegiatan ekonomi sekaligus sebagai alat ketahanan nasional. Akses terhadap energi masih terbatas. Rasio elektrifikasi nasional adalah  73%, dengan penyerapan yang timpang. Kalau di Jakarta sudah hampir 100%, sementara di Nusa Tenggara dan Papua hanya berkisar 30 – 40%. Pulau Jawa sendiri menyerap 88,2% konsumsi listrik Nasional.

Selain jaminan pasokan dan harga energi dari supply side, perlu ditata juga dari demand side. Untuk menekan demand side, Pemerintah perlu membangun sistem transformasi massal. Hal ini jauh lebih penting daripada memberikan fasilitas PPnBM pada Low Cost Green Car yang malah mendorong peningkatan konsumsi energi. Peningkatan kesadaran pelaku usaha dan masyarakat, dengan diversifikasi dan konservasi energi, hanya akan efektif mana kala Pemerintah memiliki konsep dan prioritas yang diimplementasikan secara konsisten. Untuk Indonesia yang lebih baik.

Jakarta,  Januari 2014