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

I LATAR BELAKANG

Kondisi Hulu Migas Saat ini Skema PSC Cost Recovery kurang efektif dan tidak mendorong terciptanya efisiensi. Reserve replacement ratio Indonesia (dengan skema PSC saat ini) lebih rendah dari beberapa negara, bahkan dari Vietnam dan Myanmar. Waktu yang diperlukan oleh kontraktor dari eksplorasi hingga produksi saat ini dapat mencapai 15 tahun. 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. 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 operasi.

Background: Reserve Replacement

Time to Production in Indonesia

Tantangan Pengelolaan Hulu MIGAS Harga Migas ditentukan oleh mekanisme pasar dunia, 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.

II LANDASAN HUKUM

Dasar Pengaturan 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. Pasal 6 ayat (2) UU No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, Kontrak kerja sama paling sedikit memuat persyaratan: Kepemilikan sumber daya alam tetap di tangan Pemerintah sampai pada titik penyerahan; Pengendalian manajemen operasi berada pada SKK Migas; Modla dan risiko seluruhnya ditanggung Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap. 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

III Skema Gross Split

Tujuan Gross Split Mendorong usaha eksplorasi dan eksploitasi yang lebih efektif dan cepat. Mendorong para kontraktor Migas dan Industri Penunjang Migas untuk lebih efisien sehingga lebih mampu menghadapi gejolak harga minyak dari waktu ke waktu. 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.  Mendorong K3S untuk mengelola biaya operasi dan investasinya dengan berpijak kepada sistem keuangan korporasi bukan sistem keuangan negara.

Kedaulatan Negara Gross Split TIDAK akan menghilangkan kendali negara karena: Penentuan wilayah kerja ditangan negara. Penentuan kapasitas produksi dan lifting ditentukan negara serta aspek komersil Migas. Pembagian hasil ditentukan negara. Penerimaan Negara menjadi lebih pasti. Produksi dibagi di titik serah.

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)

Manfaat dari Sistem Gross Split Share Pain – Share Gain. Resiko Bisnis dimitigasi melalui incentive split. Bisnis Governance: Kontraktor lebih independen dalam pengambilan keputusan bisnis. Penguatan Fungsi SKK Migas menjadi lebih fokus menjalankan fungsinya sebagai badan pengawas dan pelaksana.   Mempersingkat Bisnis Proses. Paling tidak akan menghemat waktu 2-3 tahun dalam hal procurement proses sehingga Early Production akan terjadi. Meningkatkan keekonomian lapangan (IRR). Mendorong Industri migas lebih kompetitif, pengelolaan SDM, Teknologi dan sistem dan biaya operasi. TKDN dipersyaratkan sebagai bagian dari insentif. Menjamin pendapatan negara melalui PNBP. Resiko keuangan pada pengelolaan biaya operasi (“cost recovery”) migas dapat dihindari.

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

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. Penemuan cadangan Investor menentukan komersialitas dari lapangan. Gross Split ditentukan berdasarkan point dari kriteria yang sudah ditentukan (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 Diskresi pemerintah untuk menurunkan split jika diperlukan (max -5%) Project dimulai NO YES Commercial?

Contractor Split = + + Komponen Variabel Komponen Progresif Base Split Komponen Variabel Komponen Progresif = + + Kriteria penambahan split: Status lapangan Lokasi lapangan (onshore, offshore) Kedalaman reservoir Ketersediaan infrastruktur pendukung Kondisi reservoir Kondisi CO2 Kondisi H2S Berat Jenis Minyak Bumi (API) Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN) Tahapan Produksi Kriteria penambahan split: Harga minyak Kumulatif Produksi

Base Split Pemerintah Kontraktor Minyak 57 43 Gas 52 48

Koreksi Split Bagian Kontraktor Kriteria Pemberian Insentif(1) Komponen Variabel Karakteristik Koreksi Split Bagian Kontraktor 1 Status Lapangan POD I 5% POD II dst 0% POFD 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%

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

Koreksi Split Bagian Kontraktor Kriteria Pemberian Insentif(3) Komponen Variabel 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) <100 100≤x<300 300≤x<500 0.75% x≥500 8 Berat Jenis Minyak Bumi (API) API<25 1% API≥25

Koreksi Split Bagian Kontraktor Kriteria Pemberian Insentif(4) Komponen Variabel 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% Tersier 5%

Koreksi Split Bagian Kontraktor Kriteria Pemberian Insentif(5) Komponen Progresif 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 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

IV Contoh Perbandingan PSC Cost Recovery dan Gross Split

www.migas.esdm.go.id 10