PERMEN ESDM NO. 08 TAHUN 2017 KONTRAK BAGI HASIL GROSS SPLIT BAGIAN HUKUM DIREKTORAT JENDERAL MINYAK DAN GAS BUMI

(1)

PERMEN ESDM NO. 08 TAHUN 2017

(2)

2

LATAR BELAKANG

(3)

1. Skema PSC Cost Recovery kurang efektif dan tidak mendorong terciptanya

efisiensi.

a. Reserve replacement ratio Indonesia (dengan skema PSC saat ini) lebih

rendah dari beberapa negara, bahkan dari Vietnam dan Myanmar.

b. Waktu yang diperlukan oleh kontraktor dari eksplorasi hingga produksi saat ini dapat mencapai 15 tahun.

2. Porsi penerimaan negara dari migas dengan split minyak 85%:15% dan gas 70%:30% pada PSC Cost Recovery apabila dihitung secara gross, berada pada dikisaran 30%-70%, dan terus menurun seiring dengan menurunnya penerimaan migas nasional.

3. Dalam rangka peningkatan efisiensi dan efektivitas pola bagi hasil produksi Minyak dan Gas Bumi, Pemerintah menetapkan bentuk dan ketentuan-ketentuan pokok kontrak bagi hasil tanpa mekanisme pengembalian biaya

(4)

4

Background: Reserve Replacement

0% 50% 100% 150% 200% Vietnam Malaysia Australia India Indonesia Thailand Reserve Replacement (2011-2015)

(5)

Time to Production in Indonesia

0 5 10 15 20 1970s 1980s 1990s 2000s Years

Time Between Discovery and First Oil

(6)

6

Tantangan Pengelolaan Hulu MIGAS

1. Harga Migas ditentukan oleh mekanisme pasar dunia,

2. Kontraktor Migas (K3S) harus mengelola biaya dengan baik dengan memperhatikan:

• Cost and Risk Management.

• The best Cost and the best Technology.

• Biaya operasi dan sunk cost (investasi) harus makin lama makin efisien dan efektif sehingga industri hulu Migas akan selalu dapat menghadapi konjungtur harga Migas yang

(7)

LANDASAN HUKUM

(8)

8

Dasar Pengaturan

1. Pasal 1 angka 19 UU No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi:

Kontrak Kerja Sama adalah Kontrak Bagi Hasil atau bentuk kontrak kerja sama lain dalam kegiatan Eksplorasi dan Eksploitasi yang lebih menguntungkan Negara dan hasulnya dipergunakan untuk sebesar-besar kemakmuran rakyat.

2. Pasal 6 ayat (2) UU No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, Kontrak kerja sama paling sedikit memuat persyaratan:

a. Kepemilikan sumber daya alam tetap di tangan Pemerintah sampai pada titik penyerahan;

b. Pengendalian manajemen operasi berada pada SKK Migas;

c. Modla dan risiko seluruhnya ditanggung Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap.

3. Pasal 1 angka 4 PP N0. 35 Tahun 2004 tentang Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi:

Kontrak Bagi Hasil adalah suatu bentuk Kontrak Kerja Sama dalam Kegiatan Usaha Hulu berdasarkan prinsip pembagian hasil produksi

(9)

Skema Gross Split

(10)

10

Tujuan Gross Split

1. Mendorong usaha eksplorasi dan eksploitasi yang lebih efektif dan cepat.

2. Mendorong para kontraktor Migas dan Industri Penunjang Migas untuk lebih efisien sehingga lebih mampu menghadapi gejolak harga minyak dari waktu ke waktu.

3. Mendorong Bisnis Proses Kontraktor Hulu Migas (K3S) dan SKK Migas menjadi lebih sederhana dan akuntabel. Dengan demikian Sistem Pengadaan (procurement) yang birokratis dan perdebatan yang terjadi selama ini menjadi berkurang. 4. Mendorong K3S untuk mengelola biaya operasi dan

investasinya dengan berpijak kepada sistem keuangan korporasi bukan sistem keuangan negara.

(11)

Kedaulatan Negara

Gross Split TIDAK akan menghilangkan kendali negara karena: 1. Penentuan wilayah kerja ditangan negara.

2. Penentuan kapasitas produksi dan lifting ditentukan negara serta aspek komersil Migas.

3. Pembagian hasil ditentukan negara.

4. Penerimaan Negara menjadi lebih pasti. 5. Produksi dibagi di titik serah.

(12)

12

Prinsip Umum Gross Split

- Barang milik negara (Pasal 21 Permen ESDM No. 08 Tahun 2017)

”seluruh barang dan peralatan yang secara langsung digunakan dalam Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi yang dibeli Kontraktor menjadi milik/kekayaan Negara yang pembinaannya dilakukan oleh Pemerintah dan dikelola oleh SKK Migas”

- Pengadaan Barang dilakukan Oleh Kontraktor Secara Mandiri (Pasal

18 Permen ESDM No. 08 Tahun 2017)

Ayat (1) : “Kontraktor wajib mengutamakan penggunaan tenaga kerja warga negara

Indonesia, pemanfaatan barang, jasa, teknologi, serta kemampuan rekayasa dan rancang bangun dalam negeri.”

- Biaya operasi dapat digunakan sebagai pengurang penghasilan dalam

menghitung penghasilan kena pajak Kontraktor (Pasal 14 Permen

ESDM No. 08 Tahun 2017)

- SKK MIGAS Menyetujui atau Menolak Rencana Kerja Kontraktor,

sedangkan Anggaran hanya sebatas sebagai data dukung dalam evaluasi Rencana Kerja (Pasal 15 Permen ESDM No. 08 Tahun 2017)

(13)

Manfaat dari Sistem Gross Split

1. Share Pain – Share Gain.

2. Resiko Bisnis dimitigasi melalui incentive split.

3. Bisnis Governance: Kontraktor lebih independen dalam pengambilan keputusan bisnis. Penguatan Fungsi SKK Migas menjadi lebih fokus menjalankan fungsinya sebagai badan pengawas dan pelaksana.

4. Mempersingkat Bisnis Proses. Paling tidak akan menghemat waktu 2-3 tahun dalam hal procurement proses sehingga Early Production akan terjadi. Meningkatkan keekonomian lapangan (IRR).

5. Mendorong Industri migas lebih kompetitif, pengelolaan SDM, Teknologi dan sistem dan biaya operasi.

6. TKDN dipersyaratkan sebagai bagian dari insentif.

(14)

14 14 14 Gross Revenue Deductible Expenses Government Take Contractor Taxable Profit A% Contractor Take PPh Split Income Tax Exploration, Development & Production Expenditure

CAPEX OPEX

Depreciation

1-A%

(15)

Penawaran WK

•Base Split, kriteria variable dan progressive points ditentukan di awal. •Dievaluasi berdasarkan komitmen

eksplorasi, bonus, dll

Eksplorasi

•SKK Migas mereview dan menyetujui Work & Program. Sementara Budget, SKK Migas hanya melakukan review.

Penemuan cadangan

•Investor menentukan komersialitas dari lapangan.

•Gross Split ditentukan berdasarkan point dari kriteria yang sudah ditentukan

(diberikan tambahan sesuai tingkat kesulitan teknis)

Proses Bisnis PSC Gross Split

• Diskresi pemerintah untuk menaikan split (max +5%) • Data milik negara • Lapangan dikembalikan ke Pemerintah dan dapat ditawarkan • Diskresi pemerintah untuk menurunkan NO YES

(16)

16

Contractor Split

Contractor Split Base Split Komponen

Variabel

Komponen Progresif

= + +

Kriteria penambahan split:

1. Status lapangan

2. Lokasi lapangan (onshore, offshore) 3. Kedalaman reservoir 4. Ketersediaan infrastruktur pendukung 5. Kondisi reservoir 6. Kondisi CO₂ 7. Kondisi H₂S

8. Berat Jenis Minyak Bumi (API)

9. Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN)

10. Tahapan Produksi

Kriteria penambahan split:

1. Harga minyak 2. Kumulatif Produksi

(17)

Pemerintah Kontraktor

Minyak

57

43 Gas

52

48

(18)

18

Komponen Variabel

Karakteristik Koreksi Split Bagian Kontraktor 1 Status Lapangan POD I 5% POD II dst 0% POFD 0% No POD -5% 2 Lokasi Lapangan Onshore 0.0% Offshore (0<h≤20m) 8.0% Offshore (20<h≤50m) 10.0% Offshore (50<h≤150m) 12.0% Offshore (150<h≤1000m) 14.0% Offshore (>1000m) 16.0%

(19)

Karakteristik Koreksi Split Bagian Kontraktor 3 Kedalaman reservoir ≤ 2500 m 0 > 2500 m 1% 4 Ketersediaan infrastruktur pendukung Well developed 0 New Frontier 2% 5 Kondisi reservoir Konvensional 0 Non Konvensional 16%

Komponen Variabel

(20)

20

Karakteristik Koreksi Split Bagian Kontraktor 6 Kandungan CO2 (%) <5% 0.0% 5%≤x<10% 0.5% 10%≤x<20% 1.0% 20≤x<40% 1.5% 40%≤x<60% 2.0% x≥60% 4.0% 7 Kandungan H2S (ppm) <100 0.0% 100≤x<300 0.5% 300≤x<500 0.75% x≥500 1.0% 8 Berat Jenis Minyak Bumi (API) API<25 1% API≥25 0

Kriteria Pemberian Insentif

₍₃₎

(21)

Karakteristik Koreksi Split Bagian Kontraktor 9 Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN) <30% 0 % 30%≤x<50% 2.0% 50%≤x<70% 3.0% 70%≤x<100% 4.0% 10 Tahapan Produksi Primer 0% Sekunder 3%

Kriteria Pemberian Insentif

₍₄₎

(22)

22

Karakteristik Koreksi Split Bagian Kontraktor 11 Harga Minyak Mentah (US$/bbl) <40 7.5% 40≤x<55 5.0% 55≤x<70 2.5% 70≤x<85 0.0% 85≤x<100 -2.5% 100≤x<115 -5.0% ≥115 -7.5% 12 Kumulatif Produksi <1 mmboe 5.0% 1≤x<10 mmboe 4.0% 10≤x<20 mmboe 3.0% 20≤x<50 mmboe 2.0% 50≤x<150 mmboe 1.0% ≥150 mmboe 0.0%

Kriteria Pemberian Insentif

₍₅₎

(23)

Contoh Perbandingan

PSC Cost Recovery dan Gross Split

(24)

24

(25)