Implikasi Cost Recovery(2008)

Benny Lubiantara

Cost recovery merupakan salah satu topik yang paling sering menjadi bahan pembicaraan, tidak saja terbatas di kalangan migas, namun juga menarik bagi masyarakat awam. Tidak mengherankan kalau kita sering melihat komentar yang terkadang kurang proporsional, hal ini timbul semata mata karena belum begitu dipahaminya mekanisme cost recovery ini, khususnya dalam PSC Indonesia.

Didalam kontrak migas antara Pemerintah dengan Perusahaan Migas (Kontraktor), pada dasarnya apapun bentuknya, pasti ada yang namanya mekanisme cost recovery, cost recovery sebenarnya tidak hanya terdapat didalam model PSC, didalam sistem Concession (Royalty/Tax) pun sebenarnya ada, memang istilahnya bukan cost recovery, lebih sering digunakan istilah cost deductions, dalam Service Contract, pun demikian, ada mekanisme seperti diatas. Pada intinya: Perusahaan migas itu melakukan investasi dengan uang mereka, jadi setelah usaha tersebut menghasilkan sesuatu, adalah wajar apabila biaya biaya yang sudah dikeluarkan tersebut dibayarkan kembali.

Kapan cost recovery bisa dilakukan?, tergantung terms & conditions didlam kontraknya, sebagian besar Fiscal Terms didunia ini, mengenakan royalty, artinya prioritas pertama dari gross revenue itu adalah untuk membayar royalty terlebih dahulu, setelah itu, sisanya dapat digunakan untuk membayar biaya yang telah dikeluarkan (cost recovery). Indonesia agak unik, karena ada FTP (First Tranch Petroleum) besarnya 15%-20%, berbeda dengan royalty, FTP ini dibagi antara bagian pemerintah dengan Kontraktor.

Beberapa negara tertentu tidak mengenakan royalty, jadi grosss revenue bisa langsung digunakan untuk membayar cost recovery, dalam banyak kasus, cost recovery ini dibatasi misalnya 70% dari gross revenue pada tahun tersebut, apabila jumlahnya tidak cukup, maka sisanya akan dibayarkan ke tahun berikutnya (carry forward).

Apa tujuan utama: royalty, FTP dan cost recovery limit? Mengingat investasi migas ini memerlukan biaya yang sangat besar, tujuan utamanya tidak lain untuk menjamin agar pemerintah memperoleh bagian migas dari saat awal produksi. Apabila tidak ada royalty atau FTP atau cost recovery limit, pemerintah tidak akan memperoleh bagian profit oil, semua gross revenue akan digunakan untuk membayar kembali biaya biaya yang telah dikeluarkan (cost recovery).

1

Didalam sistem PSC, dikenal istilah profit oil, yaitu: gross revenue – FTP – cost recovery, yang selanjutnya dibagi antara pemerintah dan Kontraktor. metode pembagiannya bervariasi, ada yang besarnya tetap (fixed), bergantung laju produksi, berdasarkan kumulatif produksi, faktor faktor tertentu (“R” faktor), ROR, harga minyak, kondisi geologi (frontier area, kedalaman, etc), dan ada juga yang berdasarkan sifat minyaknya (API gravity) dan lain lain.

Setelah profit oil dibagi, maka Kontractor akan dikenakan pajak, tergantung kontraknya, apakah besarnya profit oil split tersebut sebelum dikenakan pajak (before tax) atau setelah dikenakan pajak (after tax). Tentu ada parameter lain, seperti DMO (Domestic Market Obligation), state participation dan lain lain. Dari pembagian iini selanjutnya Kontraktor dapat menghitung arus kas (cash flow) mereka.

Goldplating

Ada istilah yang cukup dikenal yang disebut goldplating, yaitu kecenderungan Kontraktor untuk melakukan investasi yang sebenarnya tidak begitu diperlukan (unnecesarry investment). Goldplating ini menjadi topik yang hangat, khususnya bagi negara negara tuan rumah (host countries). Alur pemikirannya seperti ini: dengan adanya mekanisme cost recovery, maka semua biaya pada akhirnya akan dikembalikan juga, dengan demikian negara pasti akan mengalami kerugian, sampai disini cukup jelas bahwa semakin tinggi cost recovery, semakin berkuranglah bagian yang akan masuk ke pundi pundi negara. Hal yang perlu di analisa lebih lanjut adalah benarkah kalau cost recovery naik, keuntungan Kontraktor akan meningkat?

Lihat gambar dibawah, diasumsikan telah terjadi “goldplating” sebesar $1, gambar disebelah kiri sebelum ada “goldplating”, gambar sebelah kanan, terjadi goldplating sebesar $1, (sehingga “cost oil” naik dari $39 menjadi $40).

2

Siapa yang diuntungkan kalau biaya naik? Kita dapat melihat bahwa negara (host country) jelas akan mengalami kerugian, bagiannya dari gross revenue turun dari $51.85 menjadi $51 (atau turun sebesar $0.85). Bagaimana dengan Kontrakor? profit oil Kontraktor turun dari $12.32 menjadi $12.06, akibatnya pajak yang harus dibayarkan juga turun dari $7.19 ke $7.07, dengan demikian total profit oil setelah pajak Kontraktor juga mengalami penurunan sebesar $0.15 (angkanya tidak persis $0.15 karena ada faktor pembulatan).

Dengan demikian, akibat kenaikan biaya sebesar $1 tersebut, Kontraktor sebenarnya mengalami kerugian dan yang lebih mengalami kerugian tentunya Negara. Siapa yang diuntungkan? Jawabnya: Oknum!. Goldplating atau mark-up sebesar $1 itu akan masuk kantong oknum, tentu saja oknum ini bisa siapa saja, baik oknum yang berkerja di perusahaan Kontraktor, maupun oknum di perusahaan penyedia jasa (service companies) atau bahkan oknum dari host country tersebut.

Namun demikian, kita sebaiknya tetap harus memilah milah, apabila cost recovery mengalami kenaikan, tidak selalu hal tersebut dikonotasikan sebagai goldplating atau mark-up. Kalau harga minyak naik, biasanya harga harga komoditi penunjang migas dan jasa penunjang ikut mengalami kenaikan, akibatnya: tentu cost recovery akan meningkat pula. Sebaiknya kita jangan semata mata melihat nilai nominalnya, karena pada saat yang sama (karena naiknya harga mintak), maka gross revenue juga akan naik, Tentu akan lebih proporsional apabila kita melihat cost recovery tersebut sebagai persentase dari Gross revenue.

3

Cost Recovery Limit

Kalau kita melihat model model kontrak migas di mancanegara, banyak yang menggunakan cost recovery limit, artinya dalam satu tahun kalender, biaya biaya yang boleh dibebankan oleh Kontraktor dibatasi sampai sekian persen dari gross revenue. Sisanya dapat di carry forward ke tahun berikutnya. Besarnya limit bervariasi mulai dari 30% gross revenue sampai 100% (100% gross revenue sama dengan tidak ada cost cost recovery limit). Biasanya negara yang menggunakan cost recovery limit yang cukup signifikan besarnya (misal: 25-50%), umumnya tidak mengenakan royalty, dengan demikian dari gross revenue bisa langsung diambil untuk pembayaran cost recovery. Cost recovery limit dalam kasus ini menjamin pemerintah mendapat bagiannya dari saat awal produksi.

Excess Cost Oil (ECO)

Didalam beberapa model kontrak migas yang mempunyai pembatasan biaya yang akan dibayarkan (cost recovery limit), biasanya muncul istilah excess cost oil atau unused cost oil. Penjelasan kiira kira begini: apabila biaya biaya (depresiasi capex + opex + unrecovered previous cost) pada tahun kalender itu lebih kecil dari cost recovery limit, maka sisanya disebut ECO. contoh: untuk satu tahun kalender, gross revenue = 100 MM$, total biaya dari komponen biaya biaya tersebut adalah 30 MM$, gross revenue = 100 MM$, asumsi cost recovery limit = 40%, maka ECO = 10 MM$ (40 MM$ - 30 MM$).

Bagaimana perlakuan terhadap excess cost oil ini?, hal ini akan tergantung dengan kontraknya, pada beberapa model kontrak migas, ECO langsung menjadi bagian Pemerintah dan dibagi dengan Kontraktor. Contoh: PSC Egypt, Sudan (model PSC 1999) – Lihat Gambar, sebelah kanan

4

Pada umumnya, ECO ini dibagi antara pemerintah dan Kontraktor yang mana proporsinya sama dengan pembagian keuntungan (profit oil split), atau dengan kata lain, karena proporsi pembagiannya sama, maka dapat dikatakan ECO langsung menjadi bagian profit oil (Gambar xx, sebelah kiri).

Di beberapa model yang lain, ECO ini dibagi antara pemerintah dan Kontraktor dengan proporsi yang berbeda dengan profit oil split. Pembagian ECO tersebut bisa menjadi lebih baik untuk Kontraktor atau sebaliknya, untuk kasus yang lebih baik contohnya: model R/C nya Malaysia.

Perlakuan terhadap ECO ini memang harus dipahami benar, kecenderungannya saat ini model ECO yang tidak dibagi dengan Kontraktor mulai jarang dipergunakan, salah satu pertimbangannya adalah bahwa model seperti ini tidak mendorong Kontraktor untuk melakukan cost saving.

5

Saving Index

Istilah saving index (SI) untuk petroleum fiscal diperkenalkan oleh Daniel Johnston, pada dasarnya konsep ini bertujuan untuk melihat apakah suatu fiscal terms itu memberikan insentif atau dorongan bagi Kontraktor untuk melakukan cost saving. Seberapa jauh manfaat yang diperoleh Kontraktor apabila mereka melakukan cost saving?.

Konsep SI ini sebenarnya sederhana saja, caranya adalah dengan menguji apabila terjadi cost saving sebesar $1, maka berapa bagian dari pengurangan cost tersebut yang akan menjadi bagian Kontraktor. Seperti kita ketahui, naiknya profit oil Kontraktor juga akan berakibat naiknya pajak yang harus dibayar oleh Kontraktor tersebut.

Konsep SI ini ilustrasinya sebagai berikut: Misalkan suatu fiscal di negara “XYZ” dengan terms sebagai berikut: Royalti = 10%, Profit oil split = 30: 70 (Contractor : Host Country), Tax = 35% . Lihat Gambar:

Supaya ilustrasi ini lebih sederhana, kita tambahkan asumsi, yaitu: Gross Revenue = $100, cost recovery = $40. Gambar sebelah kiri meruapkan hasil perhitungan pembagian antara Kontraktor dan Negara (host country). Untuk menghitung SI, caranya adalah

6

dengan mengasumsi terjadi penurunan biaya akibat cost saving sebesar $1, sehingga cost recovery turun menjadi $39 (gambar sebelah kanan).

SI adalah selisih profit oil split Kontractor dan tax, yaitu: $0.2 atau 20 cents, artinya “net benefit” dengan turunnya cost sebesar $1, tersebut adalah 20 cents buat Kontraktor.

Bagaimana SI untuk PSC standard kita, dengan cara yang sama kita peroleh sebagai berikut (lihat gambar):

Dari Gambar diatas dapat kita lihat bahwa Saving Index untuk PSC standard kita sebesar 15 cents.

Bagaimana SI suatu fiscal terms yang mendorong supaya kontraktor melakukan cost saving? Misalkan kita asumsi cost recovery diberi batasan (limit) sebesar 50% dari Gross Revenue, apabila cost oil dibawah 50%, maka kontraktor akan memperoleh split yang berbeda dengan profit oil split. Contohnya Proft oil split (30:70), tetapi ECO split sebesar (50:50). Lihat perhitungan pada gambar berikut:

7

Apakah SI-nya lebih baik? Tentu lebih baik, kita lihat SI sebesar 33 cents.

Sekarang mari kita lihat kondisi yang ekstrim, apakah ada fiscal terms yang Saving Index (SI) = $1 atau 100 cents ?. Jawabnya : ada yaitu fiscal terms yang pembagiannya berdasarkan Gross Revenue. Dalam hali ini, apabila terjadi cost saving $1, maka $1 itu semuanya akan menjadi baian Kontraktor. Sebaliknya, apakah ada fiscal terms yang SI nya = 0 cents, dalam hal ini sama sekali tidak ada insentif bagi Kontraktor untuk melakukan cost saving?. Secara teroritis jawabnya ada juga, misalnya suatu fiscal sistem dimana ECO semuanya menjadi bagian pemerintah, atau suatu sistem yang mempunyai insentif capital cost uplift yang terlalu besar, ini juga merangsang Kontraktor untuk tidak melakukan cost saving. Begitu juga sistem yang profit oil splitnya berdasarkan ROR yang tidak didisain dengan baik. Model seperti ini bisa juga mendorong Kontraktor untuk tidak melakukan cost saving. Kenapa? Karena biasanya kalau ROR naik ke batas tertentu, profit oil split nya berubah menjadi lebih baik buat pemerintah, akibatnya ada kondisi tersebut tidak ada lagi motivasi Kontraktor untuk melakukan cost saving lagi.

8

Model Kontrak untuk menghindari Cost Recovery?

Adanya kontroversi mengenai Cost Recovery, mulai dari terus meningkatnya cost recovery sampai ke masalah sulitnya mengawasi mekanisme cost recovery membuat beberapa pihak merasa perlu untuk melihat suatu model kontrak yang “bebas dari urusan cost recovery”. Wacana yang timbul sebagai alternatif adalah menggunakan model kontrak migas berdasarkan pembagian dari Gross Revenue (GR). Para pendukung model ini beragumentasi bahwa model kontrak seperti ini mempunyai 2 kelebihan, yaitu: Pertama, lebih mudah karena tidak lagi berurusan dengan mekanisme cost recovery, kedua, lebih mudah mekanisme perhitungannya.

Apabila tujuan utama dari kebijakan ini adalah untuk memperoleh dua hal tersebut diatas, maka pembagian berdasarkan GR ini merupakan sesuautu yang dapat diterima. Apakah model kontrak seperti ini akan memberikan hasil yang paling optimum untuk Negara? wacana inilah yang perlu dikaji lebih jauh.

Kalau kita melihat model kontrak di mancanegara, pembagian berdasarkan GR hampir tidak pernah dijumpai lagi. Berangkat dari data ini, cukup logis kalau timbul pertanyaan: “kenapa tidak ada (atau kalaupun ada, sedikit sekali) yang menggunakan model seperti ini?”.

Kelemahan model pembagian berdasarkan GR

Mari kita lihat kelemahan model kontrak ini, misalkan kita memilih pembagian berdasarkan GR (X% : Y%), X% buat host country, dan Y% buat Kontraktor. Sekarang mari kita lihat bagaimana perilaku model kontrak dalam hali ini sensitivitas Government Take (GT) terhadap tingkat keuntungan (profit). Apakah GT akan naik, konstan atau turun dengan kenaikan profit?, kenaikan profit yang paling umum disebabkan oleh kenaikan harga minyak, bisa juga karena meningkatnya cadangan minyak (recoverable reserves) atau karena biaya biaya turun.

Suatu sistem disebut “regresif” apabila GT turun dengan kenaikan profit, “netral” apabila tidak berubah (konstan) dengan kenaikan profit dan “progresif” apabila meningkat dengan kenaikan profit.

Gambar dibawah menunjukkan GT model kontrak pembagian dengan Gross revenue antara pemerintah dan Kontraktor, yaitu (70:30) dan (60:40) dengan PSC standard.

9

Sekarang kita bandingkan dengan PSC standard, PSC standard cenderung netral, dengan kenaikan profit, GT akan cenderung tetap, sekitar 85% (sedikit lebih tinggi karena pengaruh DMO). Apabila kita bandingkan dengan sistem pembagian berdasarkan GR, maka untuk kasus dimana persentase cost terhadap biaya besar (hal ini bisa terjadi karena harga minyak rendah, cadangan yang bisa terangkat reserves lebih jelek dari yang diperkirakan dan atau biaya meningkat), maka model kontrak pembagian berdasarkan GR ini akan lebih baik dibandingkan PSC standard. Namun sebaliknya, apabila nantinya parameter yang memicu meningkatnya keuntungan (harga minyak meningkat, cadangan yang bisa terangkat lebih banyak dari yang diperkirakan) maka sebenarnya GT untuk model pembagian berdasarkan GR akan lebih jelek dibandingkan sistem PSC standard.

Gambar xx perlu dipahami dari awal, jangan sampai kita membuat model kontrak yang ternyata tidak lebih baik. Pendukung model kontrak pembagian berdasarkan GR mempunyai argumentasi bahwa dengan model ini maka Kontraktor mempunyai insentif untuk menurunkan biaya, mengingat model seperti ini mempunyai SI = 100%. Pendapat seperti ini tentu tidak salah, namun demikian harus diingat bahwa apabila harga minyak naik, maka biaya sebagai persentase dari gross revenue akan turun, begitu pula apabila kinerja lapangan lebih baik dari perkiraan, maka cost sebagai persentase dari gross revenue juga akan turun dengan sendirinya. Jadi pada akhirnya, apabila ternyata cost sebagai persentase dari gross revenue turun, hal itu kemungkinan besar lebih banyak dipicu oleh kenaikan harga minyak dan atau kenaikan cadangan yang dapat terambil, bukan karena program cost saving oleh Kontraktor.

10

Masalah perpajakan untuk model pembagian berdasarkan GR

Dari aspek perpajakan, pembagian berdasarkan GR akan mempunyai dua kemungkinan:

1. Kontraktor masih membayar pajak dari pembagian tersebut

2. Bagian Kontraktor sudah termasuk pajak

Kemungkinan pertama tentu tidak ada masalah dari aspek perpajakan, yang menjadi masalah adalah kemungkinan kedua, dimana bagian Kontraktor sudah “net”, dalam kasus ini “seolah olah” bagian tersebut sudah dikenakan pajak, dengan demikian Kontraktor tidak dikenakan pajak lagi.

Untuk kasus seperti ini, ada kemungkinan akan timbul masalah perpajakan di negara asal (home country) Kontraktor tersebut, karena kontraktor seolah olah “belum/tidak membayar pajak” di negara tempat mereka melakukan investasi. Kontraktor bisa berdalih bahwa pembagian ini sudah termasuk pajak didalamnya, namun kemungkinan otoritas pajak di negara asalnya tidak mengakui. Hal semacam ini akan menjadi dis-insentif buat Kontraktor tentunya. Oleh karena itu, perlu kajian dari pakar perpajakan yang memahami international taxation untuk model pembagian berdasarkan GR ini. Bukankah dalam PSC kita generasi sebelumnya, kita pernah mengalami masalah perpajakan seperti ini?, Ha inilah yang membuat RI harus mendisain kembali PSC generasi berikutnya.

11