“kontrak bagi hasil gross split” bagian hukum direktorat jenderal

PERMEN ESDM NO. 08 TAHUN 2017
“KONTRAK BAGI HASIL GROSS SPLIT”
BAGIAN HUKUM
DIREKTORAT JENDERAL MINYAK DAN GAS BUMI
1
1
I
LATAR BELAKANG
2
2
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
Background: Reserve Replacement
Thailand
Reserve Replacement
(2011-2015)
Indonesia
India
Australia
Malaysia
Vietnam
0%
50%
100%
150%
200%
4
4
Time to Production in Indonesia
2000s
1990s
1980s
Time Between Discovery
and First Oil
1970s
0
5
10
Years
15
20
5
5
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
II
LANDASAN HUKUM
7
7
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
8
Usaha Hulu berdasarkan prinsip pembagian hasil produksi
8
III
Skema Gross Split
9
9
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.
10
10
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.
11
11
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
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.
13
13
PSC Gross Split Before Tax
Gross Revenue
A%
Split
1-A%
Deductible
Expenses
PPh
Government
Take
Contractor
Taxable
Profit
Depreciation
Income Tax
CAPEX
Contractor
Take
OPEX
Exploration, Development
& Production Expenditure
14
14
14
Proses Bisnis PSC Gross Split
Eksplorasi
•SKK Migas mereview dan menyetujui
Work & Program. Sementara Budget, SKK
Migas hanya melakukan review.
•Investor menentukan komersialitas dari
lapangan.
•Gross Split ditentukan berdasarkan point
Penemuan dari kriteria yang sudah ditentukan
cadangan (diberikan tambahan sesuai tingkat
kesulitan teknis)
• Diskresi pemerintah
untuk menaikan
split (max +5%)
• Data milik negara
• Lapangan
dikembalikan ke
Pemerintah dan
dapat ditawarkan
ke operator lain
Penawaran
WK
•Base Split, kriteria variable dan
progressive points ditentukan di awal.
•Dievaluasi berdasarkan komitmen
eksplorasi, bonus, dll
NO
YES
Commercial?
• Diskresi pemerintah
untuk menurunkan
split jika diperlukan
(max -5%)
• Project dimulai
15
15
Contractor Split
Contractor Split
= Base Split
+
Komponen
Variabel
+
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
Komponen
Progresif
Kriteria penambahan split:
1. Harga minyak
2. Kumulatif Produksi
16
16
Base Split
Pemerintah
Kontraktor
Minyak
57
43
Gas
52
48
17
17
Kriteria Pemberian Insentif(1)
Komponen Variabel
Karakteristik
POD I
Koreksi Split Bagian
Kontraktor
5%
POD II dst
Status
1
Lapangan POFD
0%
No POD
Onshore
Offshore (0<h≤20m)
Lokasi
Offshore (20<h≤50m)
2
Lapangan Offshore (50<h≤150m)
Offshore (150<h≤1000m)
Offshore (>1000m)
-5%
0%
0.0%
8.0%
10.0%
12.0%
14.0%
16.0%
18
18
Kriteria Pemberian Insentif(2)
Komponen Variabel
Karakteristik
Koreksi Split Bagian
Kontraktor
3 Kedalaman
reservoir
≤ 2500 m
0
> 2500 m
1%
4 Ketersediaan
infrastruktur
pendukung
Well developed
New Frontier
2%
5 Kondisi
reservoir
Konvensional
0
Non Konvensional
0
16%
19
19
Kriteria Pemberian Insentif(3)
Komponen Variabel
Karakteristik
6
Kandungan
CO2 (%)
7
Kandungan
H2S (ppm)
Berat Jenis
8 Minyak Bumi
(API)
<5%
5%≤x<10%
10%≤x<20%
20≤x<40%
40%≤x<60%
x≥60%
<100
100≤x<300
300≤x<500
x≥500
API<25
API≥25
Koreksi Split Bagian
Kontraktor
0.0%
0.5%
1.0%
1.5%
2.0%
4.0%
0.0%
0.5%
0.75%
1.0%
1%
0
20
20
Kriteria Pemberian Insentif(4)
Komponen Variabel
Karakteristik
9
10
Tingkat
Komponen
Dalam Negeri
(TKDN)
Tahapan
Produksi
Koreksi Split Bagian
Kontraktor
<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
Kriteria Pemberian Insentif(5)
Komponen Progresif
Karakteristik
Harga Minyak
11 Mentah
(US$/bbl)
12
Kumulatif
Produksi
<40
40≤x<55
55≤x<70
70≤x<85
85≤x<100
100≤x<115
≥115
<1 mmboe
1≤x<10 mmboe
10≤x<20 mmboe
20≤x<50 mmboe
50≤x<150 mmboe
≥150 mmboe
Koreksi Split Bagian
Kontraktor
7.5%
5.0%
2.5%
0.0%
-2.5%
-5.0%
-7.5%
5.0%
4.0%
3.0%
2.0%
1.0%
0.0%
22
22
IV
Contoh Perbandingan
PSC Cost Recovery dan Gross Split
23
23
24
24
www.migas.esdm.go.id
25
10
25