Implikasi Kontrak Migas bagi Daerah

Oleh Ardy Muawin

Peraturan Menteri ESDM No 8 Tahun 2017 berisi ketentuan baru tentang kontrak bagi hasil usaha migas dengan skema gross split.

Ini menimbulkan implikasi bagi daerah penghasil migas seperti Jawa Barat. Sistem baru cenderung menghilangkan kontrol pemerintah terhadap kontraktor dalam penggunaan komponen dalam negeri serta pemakaian SDM lokal.

Dengan skema gross split pemerintah tidak lagi mengontrol operasi keseharian dan pengeluaran kontraktor. Pada saat bersamaan, kepemilikan fasilitas migas tidak lagi menjadi hak pemerintah karena dibeli dari bagian kontraktor.

Model gross split sebenarnya tidak jauh berbeda dengan royalti, konsep lama. Kontraktor memberi royalti atau persentasi dari revenue kepada pemilik lahan.

Pihak pertama yang memakai skema gross split adalah kontraktor nasional, PT Pertamina Hulu Energi (PHE), anak usaha PT Pertamina (Persero), selaku kontraktor Blok Offshore North West Java (ONWJ) Jawa Barat.

Blok ONWJ bagi hasil untuk negara dan kontraktor dalam skema gross split masing-masing 37,5:62,5 untuk minyak dan 42,5:57,5 buat gas, sedangkan skema cost recovery rata-rata bagi hasilnya 70:30 dan 85:15.

PSC konvensional pada prinsipnya memproteksi kontraktor migas dalam menghadapi downside condition. Dalam PSC konvensional, saat biaya produksi meninggi, kontraktor tetap dijamin melalui cost recovery.

Juga ketika harga minyak rendah, kontraktor migas tetap dapat menutup biaya produksi dengan cost recovery. Bahkan, persentase after tax split produksi akan membesar seiring jumlah minyak yang diperlukan menjadi lebih besar untuk cost recovery.

Sudah dua tahun terakhir, harga minyak dunia dalam posisi rendah, sekitar 50 dollar AS/barel. Ke depan, harga minyak masih diprediksi tetap segitu.

Saat harga rendah, dengan downside protection, PSC konvensional lebih menarik secara ekonomi daripada gross split. Gross split malahan membuat kontraktor migas tidak mendapat downside protection karena harga cenderung rendah.

Lapangan migas secara alami menurun produksi seiiring bertambahnya usia. Ini menyebabkan biaya pengelolaan sumur lebih mahal, baik untuk kegiatan secondary/enhanced oil recovery, workover sumur, ataupun perawatan fasilitasi produksi. ONWJ sendiri merupakan lapangan yang cukup tua karena mulai beroperasi tahun 1971.

Pada kasus ONWJ, Provinsi Jawa Barat telah mengambil 10 persen participating interest melalui PT Migas Hulu Jabar (HMJ).

Perusahaan Daerah ini mitra Pertamina sebagai kontraktor dalam mengelola blok ONWJ. Pemerintah dan Pertamina sudah sepakat mengenai syarat dan ketentuan (terms and condition/T&C) pengembangan blok ONWJ dan Net Present Value (NPV) dengan gross split terbilang sama dengan PSC sebelumnya.

Sebagai catatan NPV sama dengan asumsi tertentu seperti harga minyak, volume produksi dan biaya produksi. Dari kondisi ini, gross split malah berpeluang mengurangi keekonomian blok ONWJ karena meningkatnya risiko karena tidak adanya downside protection terhadap penurunan harga minyak, rendahnya volume produksi, dan kenaikan biaya produksi.

Risiko

Berbeda dengan Pertamina yang merupakan milik pemerintah sehingga dampak perubahan ke gross split minimal seperti memindahkan dari kantong kiri ke kanan, pemerintah Provinsi Jawa Barat (Jabar) akan menanggung risiko karena hilangnya downside protection tadi.

Keuntungan pengoperasian migas yang menjadi hak Jabar menurun. Ini mengurangi manfaat penyertaan participating interest berupa pemerataan hasil migas ke daerah.

HMJ dijamin Pertamina sebesar 1,0 triliun rupiah untuk membeli participating interess 10 persen. Asumsinya nilai 1,0 triliun sebagai fair value terhadap nilai blok ONWJ.

MHJ harus mendapat profit sharing cukup dari ONWJ agar dapat membayar cicilan utang dan bunga pembelian 10 persen participating interest tersebut.

Apabila profit sharing tidak cukup menutup cicilan utang dan bunga sehingga terjadi negative cash flow, akan membebani keuangan Jabar.

Berbeda dengan PSC Konvensional, dalam gross split kontraktor terima higher profit bila harga minyak tinggi, produksi tinggi, dan biaya rendah.

Sebaliknya, lower profit kerugian bila harga minyak rendah, produksi rendah atau biaya tinggi dari perkiraan awal. Dengan kondisi ONWJ saat ini di mana harga minyak rendah, lapangan tua, risiko downside condition perlu dicermati MHJ.

Dengan menggunakan gross split dan semakin berumurnya lapangan, keuntungan kontraktor migas cenderung menurun karena produksi anjlok dan biaya meninggi tanpa cost recovery. Batas economics life makin pendek.

Economics life adalah batas keekonomian sebuah lapangan dalam memberi nilai ekonomi. Bila biaya melebih revenue, lapangan tersebut sudah mencapai end of economics life.

Dengan tidak adanya cost recovery, kontraktor migas akan cenderung menutup lapangan lebih cepat. Hal ini menimbulkan kerugian kontrakor dan pemerintah karena cadangan minyak tidak dapat produksi. Jabar juga rugi karena cadangan migas tidak produksi karena batas economics life yang datang lebih cepat.

Sepanjang 2016, peminat lelang blok migas berkurang karena keekonomian yang ditawarkan. Untuk menghitung keekonomian, perusahaan migas selalu melakukan risk-reward analysis. Keuntungan sebuah projek harus melebihi risiko seperti kegagalan eksplorasi.

Beberapa faktor utama dalam risk-reward analysis tersebut besarnya potensi cadangan migas, kemungkinan penemuan cadangan, biaya eksplorasi, eksploitasi lapangan, serta perkiraan harga minyak masa depan yang menjadi acuan.

Banyak lapangan migas dilelang berada pada lokasi terpencil atau lepas pantai yang sangat dalam. Ini membutuhkan biaya amat besar.

Perhitungan awal dari dokumen Ditjen Migas, potensi cadangan kemungkinan tidak cukup besar untuk memberikan reward atas risiko kegagalan pengeboran alias tidak menemukan cadangan.

Ditambah lagi dengan harga minyak yang saat ini rendah dan perkiraan harga minyak jangka panjang yang belum akan beranjak dari 100 dollar AS per barel. Ini sangat mungkin menyebabkan tingkat keekonomian lapangan migas tidak menarik peserta lelang.

Dengan penggunaan gross split, dikhawatirkan akan memperburuk situasi sehingga minat kontraktor semakin rendah dalam lelang, antara lain karena downside protection yang dulu disediakan PSC konvensional tidak lagi terdapat di gross split.

Risiko pembengkakan biaya produksi karena lokasi lapangan migas menjadi tanggung jawab sepenuhnya kontraktor di dalamnya, termasuk pemerintah daerah melalui 10 persen participating interest. (Sumber: Koran Jakarta, 13 Februari 2017)

 

Tentang penulis:

Ardy Muawin Penulis Lulusan University of Michigan, Master Plan Manager The Abu Dhabi Company for Petroleum Operations United Arab Emirates

Iklan


ISSN 1979-9373
ISSN GagasanHukum.WordPress.Com

ARSIP

STATISTIK PENGUNJUNG

  • 1,653,547 hits
Februari 2017
S S R K J S M
« Jan   Mar »
 12345
6789101112
13141516171819
20212223242526
2728  

%d blogger menyukai ini: