psc gross split - cost recovery

SATUAN KERJA KHUSUS

PELAKSANA KEGIATAN USAHA HULU MINYAK DAN GAS BUMI

(SKK Migas)

PSC, Cost Recovery dan Gross Split

Sampe L. Purba

Forum Energizing Indonesia, Agustus 2017

1

2012 © BPMIGAS – All rights reserved

Outline

• Esensi Production Sharing CONTRACT

• Cost Recovery

–Esensi dan Misunderstanding

• Gross Split

. Pengawasan dan Pengendalian

• Penutup2

2

2012 © BPMIGAS – All rights reserved 3

7 Prinsip dalam Kontrak Kerja Sama


7 Prinsip dalam Kontrak Kerja Sama

1. Natural Riches Controlled by The State

2. SKKMIGAS has the authority to control Upstream Business Activities

3. Contractor : Financial ability, Technical competence, Professional skills

4. Kuasa Pertambangan pada GOI, wishes to promote

5. GOI obliged to make effective and efficient

6. Party to PSC : SKKMIGAS dan Contractor

7. Mutual Covenant to agreement


FILOSOFI KONTRAK KERJA SAMA

UUD ’45 Pasal 33

(3) Bumi dan air dan kekayaan alam yang terkandung di dalamnya dikuasai oleh

negara dan dipergunakan untuk sebesar-besar kemakmuran rakyat.

Resources – Yes

Skill & Technology – No

Financial ability – No

Risk (business & operation) – No

Kontrak Kerjasama

Resources – No

Skill & Technology – Yes

Financial ability – Yes

Risk (business & operation) – Yes

5

BUMN/DKoperasi

Usaha KecilBU Swasta

B.U.T

5


Outline


• Cost Recovery – Esensi dan Misunderstanding

• Gross Split


• Penutup

66


Cost Recovery • Esensi

Pengembalian Biaya yang tertalangi lebih dahulu

Mengikuti Hukum Pasar(supply – demand)

Good engineering practices

BUKAN KEUANGAN NEGARA

Tata cara pembebanan, pengembalian dan pembukuan diatur dalamKontrak

Life time of the Project

• misleading Pembayaran dari Keuangan

Negara

Rigid on AFE and Procurement rules

Efficiency misunderstood

Keuangan Negara

Diatur dalam regulasipublik, spti. PP Cost Recovery

Matching cost against revenue


PP 27 thn 2017

• Biaya operasi ygdapat dikembalikandalam penghitunganbagi hasil dan pajakpenghasilan harusmemenuhipersyaratan : ps 13

a s/d x

• Utk PerhitunganPajak, DJPmenetapkan biya pdtahapan Eksplorasi dan eksploitasi, setelah rekomendasiskkmigas Ps 30


Unsur

Investa

si

CAPITAL EXPENDITURE(Current Year/CY)

OPERATING COST(Routine Cost)

COST RECOVERY

TH (1)

DEPRECIATION COST (PY)

INTANGIBLE DRILLING COST

UNRECOVERED COST

Unsur

Investa

si

OPERATING COST

INTANGIBLE DRILLING COST

EXPENDITURES

TH (1)

DEPRECIATION COST (CY)

Biaya operasi padatahapan eksplorasi

di tahun –tahunsebelumnya

Pengeluaran kapitalpada tahun-tahun

sebelumnya(Prior Year/PY)

PENGEMBANGAN LAPANGAN = TAMBAHAN INVESTASIU

nsur

Investa

si

99


Gain

ing A

ccess

Explo

ration

Appra

isal

Dev

elo

pm

ent

/ E

PC

I

P2Production Profile = P1

Cu

mu

lative

ca

sh

flo

w -

US

$ m

illio

ns

700

600

500

400

300

200

100

- 100

- 200

- 300

- 400

- 500

- 600

- 700

02

STOIIP (Stock Tank Oil Initial In Place)GIIP (Gas Initial In Place)

means stranded volume of : millions barrels of oil

orbillions / trillions cubic foot of gas

HCIIP Potential Reserves = P1 + P2 + P3

1 4 6 9 11 22 2

4

26 30 32 38 40 42

Dec

om

mis

sio

nin

g,

P &

A a

nd

Res

tora

tio

n

GENERIC FIELD PRODUCTION LIFE CYCLE

WHAT ISIRR / ROR………?

%

1010


Water

Oil

GasGas

Oil

Water

11

PROFIL LAPANGAN HULU MIGASBuild-Up Stage VS Mature & Decline Stage

Build-Up Phase Mature & Decline Phase

Primary Reserve

5-10 Yrs

Natural Flow

Lower Water Cut

Higher Production

Output

Lower Production

Cost

Secondary & Tertiary

Stage

>10 Yrs

ESP and EOR

Higher Water Cut

More Complex of

Subsurface Facilities

Lower Production Output

Higher Production

Cost

1111


Outline



• Gross Split


• Penutup12

12


Jenis – Jenis Kontrak Hulu Migas

Batasan as Per UU 22/2001

Ps 1 : 19 Kontrak Kerja Sama adalah KontrakBagi Hasil , atau bentuk kontrak kerja sama lain

Ps 6 :2

kepemilikan sumber daya alam tetap di tanganPemerintah sampai pada titik penyerahan;

pengendalian manajemen operasi berada padaBadan Pelaksana;

modal dan risiko to Contractor (PP27/2017 ps 3)


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.

14

14


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)

15


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.

16


Royalty vs PSC vs Service ContractTipikal bentuk kontrak

FTP

17


Skema PSC Konvensional and PSC Gross Split

Gross Production

Government Split

BiayaOperasi

Taxable Income

Contractor Split

Income Tax

Government Share

Contractor Share

DMO 25%full price

Gross Production

Government Split

Cost Recovery

Taxable Income

Contractor Split

Income Tax

Government Share

Net Contractor Share

DMO Diff.

FTP

Equity to be Split

Contractor Share

PSCKonvensional

PSCGross Split


PSC : Konvensional VS Gross Split

No PSC KONVENSIONAL PSC GROSS SPLIT

1 Bagi Hasil terhadap Profit Margin Bagi Hasil terhadap Gross Revenue

2 Prosentase bagi hasil dalam 1 WK relatifsama, dan berubah antara lain apabilaberasal dari lapisan (reservoir)yang lebih tuadan EOR

Prosentase dinamis dalam 1 WK, utamanya didasarkan oleh base split, variabel split danprogresif split

3 Kepemilikan hydrocarbon oleh Negara, Manajemen operasi oleh SKK Migas

Kepemilikan hydrocarbon oleh Negara, Manajemen operasi oleh SKK Migas

4 Persetujuan diberikan untuk Rencana Kerja& Biaya (WP&B), POD dan AFE

Persetujuan diberikan untuk Rencana Kerja(WP) dan POD, dan Biaya sebagai data dukung

5 Biaya operasi dapat dikembalikan 100% dengan persetujuan SKK Migas

Biaya operasi telah masuk dalam besaran bagihasil Kontraktor, dan sebagai unsur pengurangpajak penghasilan Kontraktor

6 Persetujuan POD – I oleh Menteri ESDMPersetujuan POD – II dst. oleh Kepala SKK Migas

Persetujuan POD – I oleh Menteri ESDMPersetujuan POD - II dst. oleh Kepala SKK Migas, namun jika terjadi perbedaan prosentase bagihasil terhadap POD-I, wajib memintapersetujuan Menteri ESDM

7 Aset menjadi milik Negara, Pengadaanmengacu pada ketentuan SKK Migas

Aset menjadi milik Negara , Pengadaan di kelolasendiri oleh masing-masing KKKS

19


Pemerintah Kontraktor

Minyak 57 43

Gas 52 48

Base Split

20


Contractor Split

Contractor Split Base SplitKomponen

VariabelKomponen 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

21


VARIABLE AND PROGRESSIVE SPLIT

No: Variable Split Adjustment

1 Block Status Plan of Development (POD) (5%) 5%

2 Field Locations Onshore or Offshore, Water Depth 0 m – > 1000 m)

0% 16%

3 Reservoir Depth X <= 2,500m and X > 2,500 m 0% 1%

4 Infrastructure Well Developed, New Frontier 0% 2%

5 Reservoir Conditions Conventional or Non-Conventional 0% 16%

6 CO2 Content X < 5% up to X >= 60% 0% 4%

7 H2S Content X < 100 ppm up to X >= 500 ppm 0% 1%

8 API Gravity X < 25 and X > 25 0% 1%

9 Local Content X < 30% up to X > 70% 0% 4%

10 Production Phase Primary, Secondary, Tertiary 0% 5%

No: Progressive Split Adjustment

1 Oil Price X < 40 $/bbl up to X >= 115 $/bbl (7.5%) 7.5%

2 CumulativeProduction

X < 1 MMBOE, X > 150 MMBOE 0% 5%


Outline



• Gross Split


• Penutup23

23


Internal Governance DI DALAM KONTRAK KERJASAMA

Partners

Non Operator Audit

Project Based Approval

Annual Work Program and Budget Approval

Covenants with Financial Institution

Industrial Good Engineering Practices

Association and Interest Group

Home Gov’t

IRS : Taxation

Security Exchange Commission – Pasar Modal

Head Quarters

World wide Portfolio Benchmarking

Personal and Group Performance Evaluation

Shareholders Audit

Commercial Stake holders

24


TAHAPAN DAN PELAKU KEGIATAN USAHA MIGAS

MESDM/DIRJEN MIGAS: Menyelenggarakan Urusan Kepemerintahan, Menetapkan Kebijakan, dan Mengawasi Kepatuhan Terhadap Peraturan Yang Berlaku.

MESDM/ DITJEN MIGAS SKK Migas: MelakukanPengawasan dan PengendalianTerhadap Pelaksanaan KontrakKerja Sama.

BPH Migas: MelakukanPengawasan PelaksanaanPenyediaan dan PendistribusianBBM dan Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa.

BU/BUT: Melakukan Kegiatan Eksplorasi dan Eksploitasi

PERTAMINA: MelakukanPenyediaan dan Distribusi BBM Subsidi.

BU: Melakukan Kegiatan Usaha Hilir.

KEGIATAN USAHA HULU KEGIATAN USAHA HILIR

SURVEY UMUM+

PENYIAPAN WILAYAH

KERJA

PENAWARAN WK DAN

PENUNJUKAN KONTRAKTOR

PENANDATANGANAN KONTRAK

KERJA SAMA

EKSPLORASI EKSPLOITASI LIFTINGPENJUALAN

MIGASPENYEDIAAN

BBMKEGIATAN HILIR LAIN

2525


Akuntabilitas dan distribusi tanggung jawab

• Ps 88 PP 35/2004 Pemerintah

• Konservasi sda dan cadangan migas

• Pengelolaan data migas

• Kaidah keteknikan yang baik

• Keselamatan dan kesehatan kerja

• Pengelolaan lingkungan hidup

• Pemanfaatan barang, jasa, teknologi dan rekayasa DN

• Penggunaan TKA

• Pengembangan TKI

• Pengemb lingkungan dan masy

• Penguasaan, pengembangan dan penerapan teknologi migas

• Kegiatan di migas sepanjang menyangkut kepentingan umum

• Ps 91 PP 35/2004 BPMIGAS

• BPMIGAS melaks Dal.Was atas pelaksanaan ketentuan –ketentuan KKS

Ketentuan – ketentuan KKS, a.l: (sect. 5.2.4 PSC)

Contractor shall be

responsible for the

preparation and execution

of the Work Program, which shall be implemented in a workmanlike manner and by appropriate scientific method

26


PODWP&B

AFEProcr’ment

KESDM,SKK MigasBPK, BPKP,

Dirjen. PajakKantor Akuntan Publik

Home Office

MEKANISME PENGAWASAN INDUSTRI HULU MIGAS NASIONAL

Pre-Audit Current Audit Post Audit

Kontraktor Kontrak Kerja Sama

DPR BPK InstansiLainnya

KSP KPK

27

Vendor Kontraktor Kontrak Kerja Sama

27


Penutup

Industri Hulu Minyak dan Gas Bumi, diatur dengan tata kelola yang menjaga keseimbangan antara kepentingan negara dengan pengelolaan bisnis.

Sebagai bisnis long term horizon, high risk dan high capital serta berdimensi internasional, Contractual agreement yang ada harus dihormati semua pihak

Dari sisi substansi terhadap esensi pengakuan pendapatan dan pembebanan biaya, pada dasarnya tidak ada perbedaan antara industri hulu migas dengan industri umum lainnya

Kontrak Bagi Hasil Gross Split adalah salah satu varian dariKontrak Kerja Sama

Konsistensi aturan main dan kepastian hukum merupakan condicio sine qua non dalam industri hulu migas

28

SATUAN KERJA KHUSUS

PELAKSANA KEGIATAN USAHA HULU MINYAK DAN GAS BUMI

(SKK Migas)

Terima kasih

29

Brief CV

• Sampe L. Purba, is a Professional who is and has been in oil and gas related managerial business around 15 years. He has been involved in almost all value chain of Oil and Gas key managerial role namely Planning department, Legal, General Support, Finance, Audit and Commercial. Currently he serves as Executive Senior Advisor SKKMIGAS.

• SKKMIGAS is a Government-special installed body to manage all upstream related activities in Indonesia, dealing with Contractors, Government and Supporting Value Chain in the Country

• Mr. Purba entered some Universities both domestics and abroad. He holds undergraduate and post graduate degrees in Economics, Commerce and Law. He is also alumni of Prestigious Regular National Leadership Course in National Resilience Institution – Republic of Indonesia

• Mr. Purba registered as active member of Professional Association such as Association of International Petroleum Negotiators (AIPN), Indonesian Petroleum Society (IPA), Indonesian Accountant Association (IAI), Indonesia Bar Association (PERADI), Associate of Certified Fraud Examiner, Indonesia Chamber of Commerce (KADIN).

• As part of maintaining and updating his knowledge and sharing of experiences, Mr. Purba actively attends and gives workshop, conferences and seminar domestic and abroad.

• Mr. Purba also active communicating his ideas on many strategic and current issues, through newspapers, radio, TV, journals and book. Mr. Purba can be followed in medsos such as linked in, blog, youtube, FB etc.

• Contact: www.maspurba.wordpress.com; www.sampepurbalawfirm.com;[email protected];[email protected]

30

http://www.maspurba.wordpress.com/

http://www.sampepurbalawfirm.com/


Ilustrasi Perbandingan mekanisme perhitungan bagi hasil

PSC dan Industri pada umumnya

Industri

Umum PSC

Liftings/ Penjualan/Omzet 14,000 14,000

Cost Recovery/ harga pokok 4,000 4,000

Margin/ ETS 10,000 10,000

bagian setoran/ entitlement 0.7321 - 7,321

Pajak Pengusaha (Corp tax + Div

tax) 0.4400 4,400 1,179

Bagian Pemerintah 4,400 8,500

Bagian Pengusaha/KKKS 5,600 1,500

Istilah yang berbeda untuk substansi yang relatif sama artinya


Exploration Appraisal Development Production

Seismic

Exploration

Drilling

Studies

Seismic

Appraisal drilling

Studies

Commercialisation

Engineering /

Screening

FEED

AMDAL& HSE

Facility construction

Development drilling

Production/

Operations

Maintenance

Facility Upgrade,

Replacement

Reservoir and

Production

Surveillance

Abandonment

Abandonment

liabilities (if

specified in the

PSC)

3-6 years 1-2 years 3-6 years 10-20 years 1-2 years

Spektrum waktu (time line span) untuk pengelolaan wilayah kerja migas

32

32

2012 © BPMIGAS – All rights reserved F:/Boss/Kabppka/Gtw02/Jk

RESERVES

OPPORTUNITYECONOMIC

RESERVES

DISCOVERY

NO

ECONOMIC

PRODUCTION

OPERATIONEXPLORATION

OPERATION

RESERVES

ASSESMENT

PLAN OF

DEVELOPMENT

ASSET

MANAGEMENT

FINDING COST

PER UNIT

DEVELOPMENT

COST PER UNIT

PRODUCTION

OPERATION

COST PER UNIT

REMOVAL COST

PER UNIT

RECOVERY

SYSTEM

RESERVES

RECOVERY

COST

REDUCTION

TERMINATION

OPERATION

ABANDONMENT

SYSTEM

OPTIMIZED

USED ASSETS

REDUCTION

MEKANISME TAHAPAN MANAGEMENT OPERASI

EXPLORATION AND PRODUCTION

Taken from spudjiutomo33


INDONESIAN OIL & GAS FIELD STATUSSTATUS 01-01-2008

Aceh (NAD)

Central Sumatera

Irian Jaya (Papua)

Natuna

East Java

East Kalimantan

North Sumatera

West Java

Maluku

Sulawesi

47%0%

53%

52%9%

39%

0%0%

100%

6%0%

94%

17%1%

82%

36%1%

64%

74%1%

25%

16%5%

79%

100%0%

0%

71%0%

29%

73%0%

27%

Mature Fields Immature Fields Undevelop Fields

South Sumatera

Field Status Number of Field

MATURE 460

IMMATURE 138

UNDEVELOP 31

TOTAL 579


Water Depth > 200 m (Deep Water)Water Depth < 200 m

Challenge for Deep water:• Technically more difficult• High exploration and high development capital• Limited expert resources• Remote area• Limited equipments such rig, vessel, infrastructure, etc

Eastern part

Promoting Exploration ActivitesMoving to the Eastern and Deeper Areas

35

In addition to the existing gas infrastructures, new gas pipelines and FSRUs are being constructed and planned to support the domestic

demand

Planned LNG Receiving Terminal

Existing Pipeline

Planned Pipeline

CNG Plant

LNG Plant

Existing

Project

Potential

Gas Supply: Gas Demand:

Contracted

Commited

Potential

FSRU Nusantara RegasCapacity: 3 MTPAOn stream Mid of 2012

FSRU LampungCapacity: 2 MTPAOn stream July 2014

Arun Regasification Capacity: 3 MTPAOn stream January 2015

Donggi Senoro LNG PlantCapacity: 2 MTPAOn stream May 2015

Source: SKK Migas

36


E&P Business

3 Yrs 5 Yrs 20-25 Yrs 10 Yrs 3 Yrs

Project Ramp

UpPlateau Natural

Decline

Abandon

Cash Flow Production Rate Main Cost Reserve Level

37