Post-issued in January 2017, the gross split policy (Minister of Energy and Mineral Resources Regulation No. 8/2017) seems relatively unresponsive to the upstream oil and gas industry. Although not the main cause, gross split policy allegedly contributed to the absence of enthusiasts working area of oil and gas offered this year.
The implementation of the gross split policy actually departs from the goodwill of the government, which is to solve the problem of cost recovery and bureaucracy which is considered more complex on regular production sharing contract (PSC) model.
Gross split is believed to benefit both parties, government and industry players (contractors). The government will benefit because there is no longer cost recovery that has been a polemic. While the contractor will benefit from the absence of a necessity to develop a plant of development (POD).
In relation to gross split, since the discourse I recommend that the implementation of this policy is optional. Without prejudice to its advantages, I see this contract model can not be forced to apply to certain field conditions.
In this case, the optional nature is essentially also relevant to the provisions of the Oil and Gas Law no. 22/2001 and its implementation rules. If you look at the substance of Minister of Energy and Mineral Resources Regulation no. 8/2017, it appears that all oil and gas contracts in Indonesia will be directed to use the gross split contract.
Taking into account existing developments, the implementation of these regulations may not be easy and will face constraints at the operational level. Economic problems are likely to become an issue and a clerical constraint. In terms of economic issues, my review found that in some cases the gross split PSC is not quite feasible compared to the cost recovery PSC contract.
Compared to PSC cost recovery model, the application of gross split PSC from the side of economic calculation tends to hurt both parties. Among the potential losses that can be generated is to reduce revenue, both for government and contractors.
Simulations with the same assumptions and parameters, found that the Net Present Value (NPV), the Internal Rate of Return (IRR), the Pay Out Time (POT), the age of the field, and the government revenue on the gross split PSC model were no better than the PSC cost Recovery.
The NPV and IRR on the gross split PSC are potentially lower because the contractor has to bear all the risks and costs. The economic age of the field is potentially shorter because the contractor's portion can be allocated as less operating cost.
While the loss of cost recovery will reduce the ability of contractors to cover investment costs for each year. This condition puts POT on longer. The ultimate impact is the government revenue from the entire project life will be reduced.
One weakness of PSC gross split relative to PSC cost recovery is that this contract model indirectly limits contractors to cover operating costs. The impact of these restrictions is not simple, as it will shorten the economic life of the field and decrease production over the overall life of the project.
As a result, gross revenue to be shared for both sides will also be reduced. Another weakness found is the gross split PSC model was more sensitive to oil price fluctuations. Thus the contractor will relatively bear a higher risk if there is an oil price fluctuation.
Without additional incentives or fundamental changes to the scheme of this model, it is almost certain that the gross split PSC economy is no more attractive than the cost recovery PSC model. In addition to economic issues, the implementation of PSC gross split policy is also relatively problematic in the construction of its legal umbrella.
Viewed from several aspects, Minister of Energy and Mineral Resources Regulation no. 8/2017 is not solid enough to be a cornerstone in the implementation of upstream oil and gas management and operation.
Regulation at the level of Ministerial Regulation can not be used as a basis for resolving cross-cutting issues. While the slice of oil and gas sector problems with other sectors is quite large.
One of them is taxation problem whose authority is in the Ministry of Finance. Although for this issue the government has submitted to prepare a special Government Regulation (PP) to regulate the taxation of PSC gross split, but from the aspect of regulatory hierarchy, this is not unusual.
Strange if a PP issued by Ministerial Regulation which is the level of regulations below it. From the aspect of certainty, the regulation at the level of Ministerial Regulation is also vulnerable. A Ministerial Regulation is relatively easy to undo by either the same minister or a different minister in the event of a cabinet reshuffle / ministerial change.
While the oil and gas business contract is a long-term contract that requires regulatory certainty. Substance Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No. 8/2017 is also not automatically in line with the revision of the Oil and Gas Act which is currently being rolled in the House.
Thus it is possible the enactment of the Oil and Gas revisions later it will annul this regulation. Observing a number of potential problems that may arise, the government would need to review the implementation of the PSC policy gross split.
Related to the potential costs and benefits that will be brought about, it would be better if the application of gross PSC split is optional, assigned to the contractor to choose which is more suitable. The simple thing that we sometimes forget is that the gross split PSC contract model is not really a new thing. But why for decades did Indonesia use PSC cost recovery?
It could be because the PSC gross split does not match the conditions and characteristics of upstream oil and gas business in Indonesia.
IN INDONESIA
Biaya Manfaat Kebijakan Gross Split
Pasca diterbitkan pada Januari 2017, kebijakan gross split (Peraturan Menteri ESDM No. 8/2017) tampaknya relatif tidak memperoleh respon positif pelaku industri hulu migas. Meski bukan penyebab utama, kebijakan gross split disinyalir memberikan kontribusi atas belum adanya peminat wilayah kerja migas yang ditawarkan pada tahun ini.
Penerapan kebijakan gross split sesungguhnya berangkat dari niat baik pemerintah, yaitu menyelesaikan masalah cost recovery dan birokrasi yang dinilai lebih kompleks pada model production sharing contract (PSC) reguler.
Gross split diyakini akan menguntungkan kedua belah pihak, pemerintah dan pelaku industri (kontraktor). Pemerintah akan diuntungkan karena tidak ada lagi cost recovery yang selama ini sering menjadi polemik. Sementara kontraktor akan diuntungkan dengan tidak adanya keharusan untuk menyusun plant of development (POD).
Terkait dengan gross split, sejak diwacanakan saya merekomendasikan agar penerapannya kebijakan ini bersifat opsional. Tanpa mengesampingkan kelebihannya, saya melihat model kontrak ini tidak dapat dipaksakan untuk diterapkan pada kondisi lapangan tertentu.
Dalam hal ini, sifat opsional pada dasarnya juga relevan dengan ketentuan Undang-Undang Migas No. 22/2001 dan aturan pelaksanaannya. Jika mencermati substansi Peraturan Menteri ESDM No. 8/2017, tampak bahwa seluruh kontrak migas di Indonesia akan diarahkan untuk menggunakan kontrak gross split.
Mencermati perkembangan yang ada, penerapan regulasi ini kemungkinan tidak mudah dan akan menghadapi kendala pada tingkat operasional. Masalah keekonomian kemungkinan akan menjadi isu dan kendala ulama. Terkait dengan masalah keekonomian, review yang saya lakukan menemukan bahwa pada kasus tertentu PSC gross split tidak cukup layak dibandingkan kontrak PSC cost recovery.
Dibandingkan model PSC cost recovery, penerapan PSC gross split dari sisi hitungan keekonomian cenderung merugikan kedua belah pihak. Di antara potensi kerugian yang dapat ditimbulkan adalah akan menurunkan penerimaan, baik untuk pemerintah maupun kontraktor.
Simulasi dengan asumsi dan parameter yang sama, menemukan bahwa Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Pay Out Time (POT), umur lapangan, dan pendapatan pemerintah pada model PSC gross split tidak lebih baik dibandingkan dengan PSC cost recovery.
NPV dan IRR pada PSC gross split berpotensi lebih rendah karena kontraktor harus menanggung seluruh resiko dan biaya. Umur ekonomis lapangan berpotensi lebih pendek karena bagian kontraktor yang dapat dialokasikan sebagai operating cost lebih sedikit.
Sementara hilangnya cost recovery akan mengurangi kemampuan kontraktor menutup biaya investasi untuk setiap tahunnya. Kondisi ini menyebahkan POT semakin lama. Dampak akhirnya adalah pendapatan pemerintah dari keseluruhan umur proyek akan berkurang.
Salah satu kelemahan PSC gross split secara relatif dibanding PSC cost recovery adalah model kontrak ini secara tidak langsung membatasi kontraktor dalam menutup biaya operasi. Dampak dari pembatasan ini tidak sederhana, karena akan memperpendek umur ekonomis lapangan dan menurunkan produksi pada keseluruhan umur proyek.
Akibatnya, gross revenue yang akan dibagi untuk kedua belah pihak juga akan berkurang. Kelemahan lain yang ditemukan adalah model PSC gross split ternyata lebih sensitif terhadap gejolak harga minyak. Dengan demikian kontraktor secara relatif akan menanggung risiko yang lebih tinggi jika terdapat gejolak harga minyak.
Tanpa adanya insentif tambahan atau perubahan mendasar dari skema model ini, hampir dapat dipastikan keekonomian PSC gross split tidak lebih menarik dibandingkan model PSC cost recovery. Selain masalah keekonomian, penerapan kebijakan PSC gross split juga relatif bermasalah dalam konstruksi payung hukumnya.
Ditinjau dari beberapa aspek, Peraturan Menteri ESDM No. 8/2017 tidak cukup solid untuk dapat dijadikan landasan dalam pelaksanaan pengelolaan dan pengusahaan hulu migas.
Regulasi setingkat Peraturan Menteri tidak dapat digunakan sebagai landasan untuk menyelesaikan permasalahan lintas sektor. Sementara irisan permasalahan sektor migas dengan sektor yang lainnya cukup besar.
Salah satunya masalah perpajakan yang kewenangannya berada di Kementerian Keuangan. Meskipun untuk masalah ini pemerintah menyampaikan akan menyiapkan Peraturan Pemerintah (PP) khusus untuk mengatur perpajakan PSC gross split, tetapi dari aspek hierarki regulasi, hal ini sesungguhnya tidak lazim.
Aneh jika sebuah PP terbit berdasarkan Peraturan Menteri yang merupakan level peraturan di bawahnya. Dari aspek kepastian, regulasi setingkat Peraturan Menteri juga rentan. Sebuah Peraturan Menteri secara relatif akan sangat mudah dibatalkan pemberlakuannya baik oleh menteri yang sama atau menteri yang berbeda ketika terjadi reshuffle kabinet/pergantian menteri.
Sementara kontrak pengusahaan migas merupakan kontrak jangka panjang yang memerlukan kepastian regulasi. Substansi Peraturan Menteri ESDM No. 8/2017 tersebut juga tidak secara otomatis sejalan dengan proses revisi Undang-Undang Migas yang saat ini sedang bergulir di DPR.
Dengan demikian tidak menutup kemungkinan pemberlakuan Undang-Undang Migas revisi nantinya justru akan menganulir Peraturan Menteri ini. Mencermati sejumlah potensi permasalahan yang dapat ditimbulkan, pemerintah kiranya perlu meninjau kembali penerapan kebijakan PSC gross split.
Terkait dengan potensi biaya dan manfaat yang akan ditimbulkan, akan lebih baik jika penerapan PSC gross split bersifat opsional, diserahkan kepada kontraktor untuk memilih mana yang lebih cocok. Hal sederhana yang terkadang kita lupakan adalah bahwa model kontrak PSC gross split sesungguhnya bukan hal baru. Tetapi mengapa selama puluhan tahun Indonesia menggunakan PSC cost recovery?
Bisa jadi karena memang PSC gross split tidak cocok dengan kondisi dan karakteristik pengusahaan hulu migas di Indonesia.
Bisnis Indonesia, Page-2, Tuesday, August 8, 2017
No comments:
Post a Comment