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

Transkripsi

1 PERMEN ESDM NO. 08 TAHUN 2017 KONTRAK BAGI HASIL GROSS SPLIT BAGIAN HUKUM DIREKTORAT JENDERAL MINYAK DAN GAS BUMI 1 1

2 I LATAR BELAKANG 2 2

3 Kondisi Hulu Migas Saat ini 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 ketentuanketentuan pokok kontrak bagi hasil tanpa mekanisme pengembalian biaya operasi. 3 3

4 Background: Reserve Replacement Thailand Indonesia Reserve Replacement ( ) India Australia Malaysia Vietnam 0% 50% 100% 150% 200% 4 4

5 Time to Production in Indonesia 2000s 1990s 1980s 1970s Time Between Discovery and First Oil Years 5 5

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 makin sulit di prediksi. 6 6

7 II LANDASAN HUKUM 7 7

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 8 8

9 III Skema Gross Split 9 9

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 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 12 Kerja (Pasal 15 Permen ESDM No. 08 Tahun 2017) 12

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. 7. Menjamin pendapatan negara melalui PNBP. Resiko keuangan pada pengelolaan biaya operasi ( cost recovery ) migas dapat dihindari

14 PSC Gross Split Before Tax A% Gross Revenue Split 1-A% Deductible Expenses Contractor Taxable Profit Depreciation PPh Income Tax CAPEX OPEX Government Take Contractor Take Exploration, Development & Production Expenditure

15 Proses Bisnis PSC Gross Split 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. Diskresi pemerintah untuk menaikan split (max +5%) Data milik negara Lapangan dikembalikan ke Pemerintah dan dapat ditawarkan ke operator lain NO Penemuan cadangan Commercial? Investor menentukan komersialitas dari lapangan. Gross Split ditentukan berdasarkan point dari kriteria yang sudah ditentukan (diberikan tambahan sesuai tingkat kesulitan teknis) YES Diskresi pemerintah untuk menurunkan split jika diperlukan (max -5%) Project dimulai 15 15

16 Contractor Split Contractor Split Komponen = Base Split + + Variabel Kriteria penambahan split: 1. Status lapangan 2. Lokasi lapangan (onshore, offshore) 3. Kedalaman reservoir 4. Ketersediaan infrastruktur pendukung 5. Kondisi reservoir 6. Kondisi CO 2 7. Kondisi H 2 S 8. Berat Jenis Minyak Bumi (API) 9. Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN) 10. Tahapan Produksi Komponen Progresif Kriteria penambahan split: 1. Harga minyak 2. Kumulatif Produksi 16 16

17 Base Split Pemerintah Kontraktor Minyak Gas

18 Kriteria Pemberian Insentif (1) Komponen Variabel Karakteristik Koreksi Split Bagian Kontraktor 1 Status Lapangan 2 Lokasi Lapangan POD I 5% POD II dst 0% POFD 0% No POD -5% 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% 18 18

19 Kriteria Pemberian Insentif (2) Komponen Variabel Karakteristik Koreksi Split Bagian Kontraktor 3 Kedalaman reservoir 4 Ketersediaan infrastruktur pendukung 5 Kondisi reservoir 2500 m 0 > 2500 m 1% Well developed 0 New Frontier 2% Konvensional 0 Non Konvensional 16% 19 19

20 Kriteria Pemberian Insentif (3) Komponen Variabel 6 Kandungan CO2 (%) 7 Kandungan H2S (ppm) 8 Berat Jenis Minyak Bumi (API) Karakteristik Koreksi Split Bagian Kontraktor <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% < % 100 x< % 300 x< % x % API<25 1% API

21 Kriteria Pemberian Insentif (4) Komponen Variabel Karakteristik Koreksi Split Bagian Kontraktor 9 Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN) 10 Tahapan Produksi <30% 0 % 30% x<50% 2.0% 50% x<70% 3.0% 70% x<100% 4.0% Primer 0% Sekunder 3% Tersier 5% 21 21

22 Kriteria Pemberian Insentif (5) Komponen Progresif Karakteristik Koreksi Split Bagian Kontraktor 11 Harga Minyak Mentah (US$/bbl) 12 Kumulatif Produksi <40 7.5% 40 x<55 5.0% 55 x<70 2.5% 70 x<85 0.0% 85 x< % 100 x< % % <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% 22 22

23 IV Contoh Perbandingan PSC Cost Recovery dan Gross Split 23 23

24 24 24

25