NOC Mancanegara dan Pertamina

(Praktek, Permasalahan, Dukungan dan Strategi Pemerintah)

Benny Lubiantara1

Ali Nasir2

1. Pengantar

Istilah NOC (National Oil Company) umum dipakai yang di definisikan sebagai perusahaan migas milik negara (atau paling tidak pemerintah punya mayoritas saham pada perusahaan tersebut), ini untuk membedakan dengan IOC (International Oil Companies), yang umumnya sahamnya milik publik. Namun kadang ada yang bingung juga, kalau ada perusahaan yang namanya berbau nasional (padahal tidak ada saham pemerintah disana), disebut NOC juga, tentu hal ini kurang tepat. Definisi SOC (State Oil Company) sebenarnya lebih tepat, tetapi karena istilah NOC dan IOC ini sudah terlanjur umum digunakan, dan supaya tidak terlalu banyak istilah dan definisi, dalam tulisan ini kami tetap menggunakan istilah yang sudah terlanjur sering dipakai, yaitu: NOC.

Tulisan ini bertujuan untuk memberikan gambaran mengenai praktek NOC di macanegara, permasalahan yang dihadapi oleh masing masing NOC dan bagaimana bentuk dukungan (keberpihakan) serta strategi pemerintah. Pembahasan difocuskan pada peran, fungsi, tugas, kewenangan NOC serta privilege yang diberikan pemerintah masing-masing negara, terutama di negara-negara OPEC.

Pada kesempatan ini kami juga memberikan beberapa pandangan terhadap kebijakan migas di tanah air, khususnya terkait dengan keberpihakan terhadap NOC (Pertamina).

2. Peran NOC di beberapa negara anggota OPEC

Dalam tulisan ini tidak semua negara negara OPEC dibahas, pada dasarnya negara yang dipilih adalah negara negara yang mempunyai kemiripan permasalahan di tanah air. Sebagaimana kita ketahui, beberapa negara OPEC masih menutup akses terhadap cadangan migas baik sebagian atau seluruhnya. Saudi Arabia dan Kuwait sampai saat ini belum membuka akses bagi IOC terhadap cadangan mereka, begitu pula dengan Iran, namun untuk kasus Iran, karena mereka meng-anggap masih perlunya investor untuk menaikkan produksi, maka digunakanlah model kotrak yang kemudian dikenal dengan Iran buy-back. Empat negara yang dipilih adalah: Nigeria, Algeria, Venezuela dan Libya. Seperti NOC lainnya, tugas dan fungsi utama NOC di empat negara tersebut secara umum adalah untuk memenuhi kebutuhan migas dalam negeri, meningkatkan pemasukan terhadap keuangan negara dan

1 Fiscal Policy Analyst, OPEC2 Legal Adviser, Int’l Matters, OPEC

1

menjadi lokomotif pembangunan ekonomi. Walau misi yang mereka emban hampir sama, namun peran dan tingkat partisipasi mereka dalam kontrak migas di masing-masing negara berbeda.

Nigeria

Model konsesi dalam bentuk multinational Joint Venture (JV) paling umum digunakan di Nigeria, dalam model JV, maka 55 – 60% interest dimiliki oleh NOC dalam hal ini Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC). Pada saat ini, 95% dari total produksi Nigeria diperoleh dari model ini. Model lain yang tersedia adalah PSC dan SC. Untuk model PSC, Terms & Conditions (T & C) terus diperbaiki khususnya untuk lokasi laut dalam (deepwater) dengan tujuan agar T & C tersebut lebih proporsional, baik dari aspek daya tarik terhadap investor maupun jaminan pendapatan bagi pemerintah (Government Take).

Algeria

UU hidrokarbon Algeria tahun 2005 pada dasarnya mempunyai tiga tujuan: Pertama, agar fiscal regim lebih kompetitif, kedua, pemisahan peran Sonatrach dengan membuat dua badan baru, yaitu: ALNAFT3 dan ARH4; ketiga, memperkenalkan windfall profit tax.

Dilihat dari lingkup kerjanya, maka peran ALNAFT sangat mirip dengan cakupan kerja BPMigas dan Ditjen Migas, sedangkan ARH, cakupannya mirip BPH Migas dan Ditjen Migas.

Pada UU tersebut, untuk kontrak eksplorasi maupun eksploitasi, maka porsi Sonatrach sebagai NOC adalah minimum 51%, sedangkan pihak lainnya (IOCs) maksimum 49%.

Venezuela

Kasus Venezuela menarik karena disini terjadi bagaimana pada suatu era dimana NOC (PDVSA) yang menjadi aktor utama sektor migas di negara tersebut, apa yang terjadi adalah PDVSA (lebih tepat disebut segelintir oknum) mempunyai kepentingan tertentu sehingga mengeluarkan aturan yang malah merugikan Negara.

Sejarah migas Venezuela dapat dibagi menjadi tiga era :

1. Era 1910 – 1975, Ministry Energy and Petroleum (MENPET)

Minimum Royalty Rate dinaikkan dari 5% menjadi 16.67% , untuk kasus bidding round, royalty dapat mencapai 33.3%. Pajak pendapatan (income tax) naik dari 12% menjadi 75%.

2. Era 1976 – 1998 (PDVSA)

3 ALNAFT, bertanggung jawab untuk promosi industri perminyakan dan implementasi kontrak perminyakan

4 Lingkup kerja Hydrocarbons Regulatory Authority (ARH) antara lain: regulasi teknis, regulasi untuk tarif transportasi dan akses pihak ketiga terhadap jaringan pemipaan dan fasilitas tangki penimbun, serta regulasi terkait urusan HSE ( Health, Safety and Environment)

2

Minimum Royalty Rate diturunkan menjadi 1%, income tax diturunkan menjadi 34%.

3. Era 1999 - sekarang

Minimum effective Royalty Rate naik menjadi 30% untuk PDVSA (UU Hidrokarbon 2002) dan 16.67% untuk kontrak yang sedang berjalan dengan pihak swasta. Income tax dinaikkan kembali menjadi 50%.

Menurut UU Hidrokarbon 2002, PDVSA harus menjadi pemegang saham mayoritas untuk semua jenis kontrak Joint Ventures (JV), pada prakteknya minimum 60%.

Libya

Gambar 1 dibawah menunjukkan model kontrak migas yang digunakan di Libya, sedangkan gambar 2 menunjukkan persentase produksi minyak berdasarkan model kontrak. Libyan National Oil Company (LNOC) dan affiliasinya memiliki kontribusi terbesar yaitu 56%, diikuti oleh model EPSA, Participation dan concession (Gambar 2).

Gambar 1 Model kontras migas yang berlaku di Libya5

Gambar 2. Persentase produksi minyak berdasarkan model kontrak

5 W. A Otman, Appraising the Libyan Petroleum Agreements: A Comparative Analysis of Risk Factors & An Evaluation of their Effectiveness, OGEL, Nov 2007

3

Model yang saat ini banyak ditawarkan untuk blok blok baru adalah model Exploration Production Sharing Agreements (EPSA). Sejak 2004, diperkenalkan model EPSA IV. Pada dasarnya semua model kontrak mewajibkan partisipasi LNOC, begitu pula dengan model EPSA IV. Pada saat memasuki tahap pengembangan (development stage), investor dan LNOC akan menanggung biayanya, dengan demikian porsi LNOC sebesar 50%.

Dari gambaran singkat empat negara OPEC diatas terlihat bahwa dukungan dan keberpihakan pemerintah terhadap partisipasi dan peran serta NOC sangat jelas. Dengan demikian adalah wajar kalau kemudian total share NOC tersebut terhadap produksi nasional mereka relatif sangat besar, kasus ini tidak terjadi di Indonesia (lihat Box-1)

4

Box-1Sejarah PSC dan Eksistensi Pertamina

Indonesia dikenal sebagai pionir PSC yang dimulai pada awal tahun 60-an, pada era yang sama di mancanegara, negara negara produsen minyak juga sedang mencari pola pengaturan fiscal dalam kontrak migas yang lebih berimbang bagi negara sebagai pemilik aset, termasuk diantaranya melakukan nasionalisasi.

PSC di Indonesia di adopsi dari sistem paron yang biasa dilakukan dalam penggarapan sawah, yang intinya berbagi hasil antara pemilik dan penggarap dengan porsi tertentu (misal 50%- 50%). Di Negara timur tengah, negara produsen, tetap menggunakan mekanisme konsesi, namun ditambahkan hak partisipasi yang progresif (progressive participation), yang mana porsi share pemerintah (diwakili NOC) terus meningkat dengan berjalannya waktu, dan akhirnya menjadi 100% (contoh: Saudi Aramco).

Kalau kita lihat kondisi di tanah air, saat ini 88% produksi nasional dihasilkan oleh IOC, sementara Pertamina hanya 12%. Kalau kita mundur kebelakang, tampaknya visi dan keberpihakan negara terhadap NOC dapat dikatakan sangat minimal kalau tidak mau disebut tidak ada sama sekali. Government Participation di PSC Indonesia hanya di level 10%, dan besarannya tetap (tidak progresif).

PSC secara konsep adalah ide yang brilian karena mengatur bagaimana Negara dan investor berbagi resiko dan imbal hasil yang proporsional. Namun demikian, dari sisi peningkatan peran NOC, kelihatannya hal ini tidak di optimalkan. Rupanya kita masih terpaku pada sistem paron, yang secara tegas membedakan mana pemilik dan mana penggarap, jangan jangan memang tidak pernah terpikirkan bahwa kelak suatu saat (seharusnya) NOC sendirilah yang akan menjadi penggarap. Jadi kalau saat ini kontribusi Pertamina masih di sekitar belasan persen, tentu bukan suatu yang mengherankan.

3. Ranking, Cadangan dan Net Income Perusahaan Migas Dunia

Gambar 3 menunjukkan peringkat perusahaan migas dunia berdasarkan besarnya cadangan minyak. Tidak mengherankan kalau 8 dari 10 NOC dengan cadangan minyak terbesar berasal dari Negara Negara OPEC, karena negara memberikan akses yang luas kepada NOC dalam pengelolaan sumber daya migas di negara masing-masing. Kecuali Petrobras dan beberapa NOC dari Russia, hampir semua NOC dari negara produsen, sahamnya 100% dimiliki oleh Negara. Ada beberapa NOC dengan cadangan diluar 20 besar, seperti India (ONGC), Oman (PDO), Eni (Italy), CNOOC (China), StatoilHydro (Norway), Ecopetrol (Colombia) sahamnya tidak 100% dimiliki pemerintah.

5

Gambar 3 Ranking perusahaan migas berdasarkan cadangan minyak6

State ReservesRank Company Country Ownership (Million Barrels)

(%)1 Saudi Aramco Saudi Arabia 100 264.200 2 NIOC Iran 100 138.400 3 INOC Iraq 100 115.000 4 KPC Kuwait 100 101.500 5 PDVSA Venezuela 100 99.377 6 ADNOC UEA 100 52.800 7 LNOC Libya 100 30.700 8 CNPC China 100 22.447 9 NNPC Nigeria 100 21.700 10 Rosneft Russia 75 17.513 11 Lukoil Russia 12.572 12 Pemex Mexico 100 12.187 13 Sonatrach Algeria 100 11.400 14 ExxonMobil US 11.074 15 QP Qatar 100 10.624 16 BP UK 6.541 17 Petrobras Brazil 56 9.581 18 Gazprom Russia 50 9.195 19 Surgutneftegas Russia 7.929 20 Petronas Malaysia 100 7.876 21 Chevron US 7.523 22 ConocoPhillips US 6.541 25 Total France 5.778 26 Shell UK/Netherlands 4.887 29 ONGC India 74 3.607 30 PDO Oman 60 3.360 32 Eni Italy 30 3.269 43 CNOOC China 64 1.564 44 Pertamina Indonesia 100 1.505

Peringkat cadangan pada gambar 3 jelas menunjukkan bahwa NOC dari Negara OPEC mendominasi, namun demikian apabila dilihat dari net income, kita tidak tahu persis berapa yang diperoleh oleh NOC tersebut, karena sebagian besar revenue akan masuk ke kas pemerintah.

Berdasarkan laporan PIW, peringkat berdasarkan net income di dominasi oleh IOC besar, yaitu: ExxonMobil, Shell, Gazprom, BP, Petronas, Chevron dan Total. Berapa net income Saudi Aramco, NIOC, KPC tidak tersedia (tidak bisa diperkirakan). Namun demikian, kita dapat mengetahui bagian NOC dari bisnis migas untuk beberapa NOC besar sebagai berikut7:

6 Diolah dari berbagai sumber, antara lain: Petroleum Intelligence Weekly (PIW), Special Supplement Issue, December 2008 dan PFC Energy, NOCs and Global Oil Market, October 2009.7 Valerie Marcel, Oil Titans- National Oil Companies in the Middle East, 2006, hal. 134-135

6

1. Saudi Aramco, memperoleh 7% dari keuntungan perusahaan.2. KPC (Kuwait), KPC membeli minyak dan gas dari pemerintah dengan harga diskon

untuk kegiatan operasional dan 10% cadangan (legal reserves). KPC menjual minyak dan gas atas nama pemerintah dan memperoleh `marketing fee` sekitar $0.5/barrel.

3. NIOC Iran, NIOC mendapat semua revenue dari penjualan produk minyak dan gas (baik untuk ekspor dan domestik), penjualan minyak mentah untuk keperluan domestik termasuk juga revenue dari penjualan minyak bagian pemerintah dari alokasi kontrak buyback.

4. Adnoc, UEA, memperoleh dana (retain fund) untuk kegiatan operasional dan pembiayaan capital (Capex) sebelum pajak (angkanya tidak tersedia).

5. Sonatrach, Algeria, memperoleh bagian share dari penjualan produk dan minyak mentah serta net returns on investments

Terkait dengan ketersedian dana (available capital) untuk investasi bagi NOC tersebut diatas, bagi Saudi Aramco, KPC maupun Adnoc tidak ada masalah artinya dananya tersedia, sementara untuk Sonatrach dana tersedia namun perusahaan tetap harus mencari penjaman dari pasar modal. Untuk NIOC, dana sama sekali tidak tersedia, dengan demikian perusahaan/pemerintah harus mencari pinjaman dana dari pasar modal.

4. Dukungan Finansial

Kebijakan yang memberikan privilege terhadap NOC oleh pemerintah harus didukung oleh dukungan finansial. Apabila NOC memutuskan untuk mengambil hak partisipasi atau mengambil alih operatorship IOC ketika kontraknya berakhir, tentu saja memerlukan dana yang tidak sedikit.

Sebagai perbandingan, pengeluaran biaya kapital (Capex) Pertamina untuk sektor hulu, jauh tertinggal dari NOC lain (Gambar 4), seperti Petrochina, Petrobras dan Petronas, bahkan apabila dibandingkan dengan PTTEP (Thailand) pun, pengeluaran Capex Pertamina masih tertinggal. Patut dicatat disini bahwa relatif rendahnya pengeluaran Capex untuk Saudi Aramco dan Qatar Petroleum (QP) karena mereka masih menunggu kepastian recovery dari sisi permintaan, bukan karena kendala biaya (capital constraint).

7

Gambar 4 Pengeluaran biaya kapital NOC untuk sektor hulu8

NOC selalu dihadapkan pada pilihan privatisasi atau peningkatan share pemerintah. Sebagian pemerintah memilih jalur “go public” dalam rangka transparansi dan meningkatkan citra (image) NOC (Gambar 5). Untuk semua kasus, pemerintah tetap memegang kendali perusahaan.

Gambar 5 Share Pemerintah (dalam %) dari NOC yang listing di bursa9

Pemerintah mempunyai berbagai alasan sehubungan dengan upaya untuk meningkatkan atau sebaliknya, menurunkan share-nya pada NOC tersebut. Sebagai contoh:

8 PFC Energy, NOCs and Global Oil Market, October 2009 9 Ibid

8

Pemerintah Russia, setelah melalui periode konsolidasi, saat ini mempertimbangkan untuk menjual share nya di Rosneft (namun tetap mempertahankan minimal 51%). Hal ini dilakukan sebagai upaya meningkatkan citra dimata investor barat dan sebagai kontribusi terhadap kebutuhan keuangan pemerintah.

Pemerintah Kolombia, karena didesak oleh masalah anggaran negara, menjual 10% share-nya di NOC (Ecopetrol). Sebaliknya, pemerintah Brazil, sebagai bagian dari reformasi UU energi, saat ini mempertimbangkan untuk meningkatkan share permerintah di Petrobras, sekaligus untuk meningkatkan kendali terhadap potensi temuan cadangan minyak yang sangat besar disana.

Menurut laporan PIW pada gambar 3 tersebut, saat ini peringkat cadangan Pertamina berada pada ranking 44. Apabila Pertamina ingin naik kelas menjadi pemain kelas dunia maka Pertamina perlu meningkatkan cadangan minyaknya. Hal ini dapat dilakukan dengan cara memperoleh akses ke cadangan (access to reserves) baik di dalam negeri (lihat box-2) maupun luar negeri. Usaha ini tentu memerlukan dana yang tidak sedikit. Petronas (yang 100% milik Negara) dalam rangka mendanai ekspansi, disamping menggandalkan neraca yang kuat (strong balance sheet) dengan cadangan kas yang memadai, juga melakukan penggalangan dana melalui penerbitkan obligasi. Sementara Petrobras yang juga sangat ekspansif (sebagaimana diketahui, saham pemerintah di Petrobras hanya mencapai 56%) mempunyai banyak sumber dana untuk mendukung aktivitas ekspansi mereka di sektor hulu.

Wacana Pertamina untuk go public dengan melepas sebagian share pemerintah dapat menimbulkan pro dan kontra. Pilihan go public atau tidak sebagaimana laiknya suatu pilihan tentu mempunyai keuntungan dan kerugian. Seperti dibahas sebelumnya, tujuan go public beberapa NOC disamping perlunya dana segar untuk ekspansi, juga bertujuan untuk perbaikan citra dan transparansi. Go public dengan melepas sebagian share memang bukan satu satunya cara untuk memperoleh dana, pilihan dan pengalaman beberapa NOC yang melepas sebagian share pemerintah perlu dikaji lebih jauh, apakah memungkinkan bagi Pertamina kelak untuk melakukan hal seperti itu. Petrobras yang sahamnya hanya 56% milik Negara mungkin bisa dijadikan pembelajaran, paling tidak saat ini Petrobras termasuk “champion” untuk teknologi laut dalam (deepwater).

9

Box - 2Pertamina beli BP ONWJ

Ada kebanggaan ketika membaca di media bahwa Pertamina berhasil memenangkan tender kepemilikan (46%) BP di Offshore North West Java (ONWJ), walaupun kemudian timbul pertanyaan, kenapa suatu NOC harus berjuang keras di negara sendiri untuk mengais-ngais sisa ladang migas yang akan ditinggalkan IOC (BP). Menyimak proses pelepasan interest BP di blok ONWJ , terlihat sama sekali tidak ada “intervensi” dari pemerintah. Di mancanegara, intervensi pemerintah untuk mendahulukan kepentingan nasional merupakan praktek yang lazim, kita bisa menyaksikan bagaimana pemerintah AS campur tangan ketika Chevron dan CNOOC berebut asset Unocal yang akan di jual.

Kontrak perpanjangan BP ONWJ adalah 18.01.1996 selama 20 tahun, dengan demikian akan berakhir 17.01.2016. Terlepas dari jumlah yang dibayar merupakan hasil tender, namun dengan harga transaksi sekitar 280 MM$ tersebut merupakan biaya yang sangat mahal yang harus dikeluarkan Pertamina.

Dalam kasus ini kenapa Pemerintah tidak melakukan sedikit “intervensi“, mengingat kontrak blok ONWJ akan berakhir 6-7 tahun lagi, pemerintah bisa saja mengirimkan sinyal ke pasar bahwa kontrak ini kelak tidak akan diperpanjang. Dengan adanya sinyal ini, kami kira investor lain akan kurang berminat, konsekuensinya posisi tawar menawar BP akan turun, akibatnya Pertamina tidak perlu merasa harus mengalahkan pesaing (investor lain) dengan membayar harga yang terlalu mahal. Dalam kondisi paling buruk pun, seandainya BP memilih untuk bertahan sampai akhir kontrak, Pertamina dapat mengalokasikan dana tersebut untuk proyek lainnya sambil bersiap mengambil alih kontrak blok ONWJ yang tidak akan lama lagi berakhir.

5. Strategi Pengembangan NOC

Vahan Zanoyan dari PFC Energy yang banyak mengamati masalah NOC dan IOC membuat empat pilihan alternatif sebagaimana ditunjukkan pada gambar 6.

Gambar 6 Alternatif Bagi Negara Produsen Migas10

10 Zanoyan, Institutional Cooperation in Oil and Gas: Governments, Companies and the Investment Climate, IEF, 2004

10

Saudi Arabia merupakan contoh yang pas untuk pendekatan model yang pertama (a), pendekatan ini mensyaratkan NOC mempunyai kemampuan yang lebih dari sekedar memadai dalam menjalankan operasional dan pengembangan asset sektor hulu. Dalam prakteknya, pendekatan ini bervariasi, di beberapa negara, karena masalah kemampuan teknis, manajerial serta finansial, pemerintah belum (tidak) memberikan mandat kepada NOC untuk berperan penuh seperti model ini. NOC umumnya hanya berperan sebagai patner yang pasif (non operasional), walaupun dalam beberapa kasus mereka sebagai pemegang mayoritas dari kepemilikan suatu wilayah kerja (working interest) tersebut. Sementara di beberapa Negara lain, NOC memperoleh mandat untuk berperan secara operasional, namun NOC ini mulai terkendala oleh masalah tingginya biaya per unit produksi (cost per barrel) dan teknologi seiring dengan semakin kompleknya permasalahan di lapangan migas yang sudah memasuki tahap “mature fields”.

Pemerintah dapat memilih pendekatan model (b), dalam model ini pemerintah menciptakan iklim dan kondisi lingkungan usaha yang kondusif bagi IOC sehingga mereka tertarik melakukan investasi di sektor migas. Sementara pendekatam model (c) mirip dengan model (b) namun disini pemerintah lebih memilih bekerjasama dengan NOC lain ketimbang IOC. Model (c) ini belakangan cukup menarik perhatian karena ada kecenderungan semakin meningkatnya kerjasama antar NOC di mancanegara sebagaimana ditunjukkan oleh gambar 7.

Gambar 7: Kecenderungan peningkatan kerjasama sesama NOC11

11 Sumber: PFC Energy11

Tentu saja, pada prakteknya lebih banyak pemerintah melakukan kombinasi dari model model tersebut diatas. Karena permasalahan sektor migas sifatnya unik dan bervariasi, dapat dikatakan tidak ada model yang dianggap paling baik, pilihan model yang tepat tergantung obyektif dan kendala yang dihadapi oleh masing masing negara.

Untuk kasus Pertamina sendiri, saat ini baik kerjasama dengan IOC dalam bentuk JOB maupun kerjasama dengan NOC (Petronas dan NOC Vietnam) telah berjalan dengan baik, pertanyaan mengenai keraguan terhadap kemampuan (skill) Pertamina seyogyanya tidak perlu menimbulkan kekhawatiran yang berlebihan (lihat Box-3).

Box 3Mampukah Pertamina?

12

Pertanyaan yang paling mendasar bagi orang yang berada diluar Pertamina adalah, mampukah secara teknis dan manajerial1 Pertamina mengelola blok yang ditinggalkan IOC. Secara umum banyak pihak tidak mempunyai keraguan atas kemampuan teknis Pertamina, khususnya tenaga kerja nasional. Dua perusahaan nasional yang telah berkiprah, seperti Medco dan Energi Mega Persada (EMP) sudah membuktikan hal tersebut.

Beberapa kolega Pertamina yang pernah mendapat penugasan (secondeed) di IOC menceritakan pengalaman betapa mereka memperoleh banyak nilai tambah selama penugasan di IOC tersebut. Harus diakui, bagaimanapun IOC mempunyai pengalaman yang luas dalam mengelola lapangan migas. IOC mendapat keuntungan melalui pembelajaran dari semua operasi mereka di mancanegara. Pengalaman lapangan yang unik dan spesifik tentu tidak akan didapatkan dari bangku kuliah, workshop maupun kursus, tetapi dari praktek nyata di lapangan.

Hal lain yang penting adalah kemampuan manajerial dan leadership, kolega yang sama menceritakan bagaimana proses pengambilan keputusan di IOC dilakukan secara lebih terintegrasi dan advanced dibandingkan pengalamannya pada saat terlibat proyek sejenis di Pertamina.

Untuk dapat mengelola blok yang telah habis masa kontraknya, seyogyanya ada klausul didalam kontrak PSC yang secara spesifik menyebutkan perlunya masa transisi (5-6 tahun sebelum kontrak berakhir)2 . Pada masa transisi ini, maka staff Pertamina mulai dilibatkan dalam kegiatan manajerial dan operasional. Adalah logis apabila IOC menjelang kontrak berakhir akan mengurangi atau menghentikan sama sekali investasi Capex, dalam masa transisi ini, perlu dibuatkan aturan dan mekanime pembiayaan Capex yang akan ditanggung sebagian atau seluruhnya oleh Pertamina.

____________1 Pertanyaan serupa untuk masalah kemampuan finansial, yaitu: bagaimana Pertamina memenuhi kebutuhan finansialnya, apakah memperoleh dukungan langsung dari share pemerintah, dukungan dari institusi keuangan pemerintah dan swasta maupun melalui pasar modal (go publik). Kemampuan Pertamina dalam Box ini difokuskan pada kemampuan teknis dan manajerial mengelola lapangan migas. 2 Ide ini diadopsi dari sesi brainstorming dengan Bpk. Suyitno Patmosukismo saat beliau berkunjung ke Sekretariat OPEC untuk berdiskusi dan mencari referensi terkait disertasi beliau yang topiknya mengenai hukum politik pengusahaan migas.

6. Perlunya Strategi Pemerintah terhadap NOC

IOC dan NOC mempunyai bisnis yang sama, namun ‘concern’ yang berbeda seperti dapat dilihat pada gambar 8. Salah satu concern utama IOC adalah tingkat keuntungan (profitability), sementara hal ini bukan menjadi concern utama bagi NOC. Kita tidak perlu heran ketika melihat bahwa walaupun produksi dan cadangan NOC besar seperti dilihat pada gambar sebelumnya (gambar 3), namun tidak demikian dengan tingkat keuntungannya.

Gambar 8 Perbedaan ‘concern’ antara IOC & NOC12

12 Zanoyan, Evolving relations between National and International Oil Companies, OPEC Seminar 2006

13

Dikaitkan dengan Pertamina, kami kira sebagai NOC tentu akan menghadapi concern serupa. Apabila Pertamina ingin menjadi perusahaan kelas dunia, tantangan utamanya adalah bagaimana mengintegrasikan masing masing concerns ini menjadi suatu peluang. Karena concern yang paling utama sebagaimana ditunjukkan oleh gambar 8 adalah ”government strategy”, tentu ini harus di clear kan terlebih dahulu. Keinginan Pertamina sebagai NOC tidak mungkin bertentangan dengan keinginan pemerintah, timbul pertanyaan apakah pemerintah punya strategi terhadap NOC -nya?

Setelah concern utama ini dapat dituntaskan, mudah mudahan concern concern berikutnya yang lebih bersifat teknis akan lebih mudah dicarikan solusinya.

7. Penutup

Dilihat dari peran dan kiprahnya, NOC dunia dapat dikelompokkan menjadi tiga: NOC Negara penghasil, NOC Negara konsumen dan NOC khusus13. Namun, karena kemiripan permasalahan Indonesia dengan beberapa negara OPEC, maka focus pembahasan dan perbandingan adalah NOC di negara OPEC tersebut.

Secara umum mandat yang diberikan negara kepada NOC adalah sama. Namun, peran dan partisipasi mereka berbeda-beda, tergantung kebijakan di masing-masing negara, dan tentunya dilatarbelakangi oleh kepentingan dan prioritas yang berbeda pula.

Satu hal yang menarik untuk diamati adalah hampir semua negara14 memberikan akses yang cukup besar terhadap pengelolaan sumber daya migas kepada NOC mereka. Sebagai contoh Algeria. Walau undang-undang hydrokarbon mereka yang baru memisahkan peran regulator dari Sonatrach, namun Sonatrach diberi hak istimewa dalam kontrak ekplorasi dan

13 NOC negara-negara OPEC, dan beberapa negara Non-OPEC seperti Russia, Mexico, Khazastan masuk dalam kelompok pertama dan NOC dari China, India, Thailand, Vietnam masuk dalam kategori kedua. Sedangkan NOC dari Malaysia (Petronas), Brasil (Petrobas) dan Norwegia (StatoilHydro) masuk dalam kategori khusus karena kiprah mereka sudah mendunia mirip IOC. Pertamina, walau sudah tidak berasal dari negara penghasil (pengekspor), karena sejarah panjangnya di OPEC, masih digolongkan sebagai NOC Neagra Penghasil Lihat The Quest for Dominance: NOC-IOC Rivalries, Alliances and the Shape of the New Global Oil Industry, Energy Intelligence Research 2008.

14 Negara yang dijadikan perbandingan dalam tulisan ini: Nigeria, Algeria, Venezuela dan Libya.14

eksploitasi.15 Hal ini sungguh kontras dengan Pertamina yang tidak mempunyai keistimewaan apapun setelah peran regulator dilepaskan.

Adalah suatu kemustahilan mengharapkan NOCs, termasuk Pertamina, dapat bersaing dengan IOCs tanpa keistimewaan apapun. Hal ini bukan berarti bahwa dengan keistimewaaan (privilege) NOC akan otomatis menjadi perusahaan kelas dunia. Masih banyak hal lain yang mempengaruhi kemampuan NOC untuk berevolusi menjadi perusahaan kelas dunia, namun keistimewaan “menjadi tuan rumah di negeri sendiri“ merupakan modal yang sangat diperlukan jika NOC diharapkan menjadi perusahaan kelas dunia.

15 Minimal bagian Sonatract adalah 51% untuk setiap kontrak eksplorasi dan eksploitasi.15