Jenis kontrak perusahaan migas

PENGUSAHAAN KEGIATAN HULU MINYAK DAN GAS

Oleh

BAMBANG YASMADI

DASAR HUKUM PENGUSAHAAN MIGAS

UUD 1945 PASAL 33, AYAT 2 DAN 3, YANG BERBUNYI :

2 TJABANG-TJABANG PRODUKSI JANG PENTING BAGI NEGARA DAN MENGUASAI HADJAT HIDUP ORANG BANYAK DIKUASAI OLEH NEGARA;

3 BUMI DAN AIR DAN KEKAJAAN ALAM JANG TERKANDUNG DI DALAMNYA DIKUASAI OLEH NEGARA DAN DIPERGUNAKAN UNTUK SEBESAR-BESARNJA KEMAKMURAN RAKJAT.

UU No.44 1960 PASAL 2 MENYATAKAN :

SEGALA BAHAN GALIAN MINJAK DAN GAS BUMI JANG ADA DI DALAM WILAYAH HUKUM PERTAMBANGAN INDONESIA MERUPAKAN KEKAJAAN NASIONAL JANG DIKUASAI OLEH NEGARA.


APA ARTI MENGUASAI?

SALAH SATU INTERPRETASI ADALAH BAHWA PEMERINTAH ATAS NAMA NEGARA MENGUASAI SEMUA HAK YANG TERKANDUNG DALAM SUMBERDAYA MIGAS, YAITU HAK MILIK (PROPERTY RIGHT – MINERAL RIGHT), HAK MEMPERGUNAKAN (MINING RIGHT), DAN HAK MENJUAL (ECONOMIC RIGHT).


• PERATURAN PEMERINTAH PENGGANTI UNDANG-UNDANG NO.44 TAHUN 1960 TENTANG PERTAMBANGAN MIGAS.

• UNDANG-UNDANG NO.8 TAHUN 1971 TENTANG PERUSAHAAN PERTAMBANGAN MINYAK DAN GAS BUMI NEGARA (PERTAMINA).

• KEPUTUSAN PRESIDEN NO.11 TAHUN 1990 TENTANG POKOK-POKOK ORGANISASI PERTAMINA. DI DALAMNYA TERDAPAT BADAN PEMBINAAN PENGUSAHAAN KONTRAKTOR ASING (BPPKA).

• ADANYA UNDANG-UNDANG NO.22 TAHUN 2002 MENJADIKAN PRP UU No.44/1960 DAN UU No.8/1971 MENJADI TIDAK BERLAKU, TETAPI PERATURAN PELAKSANAANNYA TETAP BERLAKU SEPANJANG TIDAK BERTENTANGAN DENGAN UU No.22/2002 ATAU BELUM ADA PENGGANTINYA (BAB XIV KETENTUAN PENUTUP, PASAL 66)

MENINGGALKAN LAPANGAN

ENHANCED RECOVERY

PEMBORAN INFILL DAN WORKOVERS

EVALUASI KEMBALI RENCANA PENGEMBANGAN

PENGEMBANGAN DAN PRODUKSI AWAL

PEMBORAN EKSPLORASI

INDENTIFIKASI PROSPEK

EVALUASI CEKUNGAN

DEVELOPMENT PLANNINGRENCANA PENGEMBANGAN

PENURUNAN PRODUKSI LAPANGAN

AKTIFITAS EKSPLORASI & PRODUKSI

Eksplorasi

ALUR KEGIATAN EKSPLORASI DAN PRODUKSI MIGAS

A. TAHAP EKSPLORASI

Survei Eksplorasi

PemboranEksplorasi

PenemuanCadangan

Migas

PemboranDelineasi

PerhitunganCadangan

Plan ofDevlpm(POD)

Sumur KeringSurvei Seismik

Tambahan

B. TAHAP PRODUKSI

Plan ofDevelopment

PembangunanFasilitasProduksi

Produksi

Kilang

ReviewPerhitunganCadangan

PemboranPengembangan

Pengapalan

REGION I

REGION II

REGION III

PETA EKSPLORASI REGION SUMATERA UTARA - SUMATERA TENGAH - NATUNA

Skala 1 : 6.500.000

BADAN PELAKSANA KEGIATAN USAHA HULU MINYAK DAN GAS BUMI

U

01

02

03

04

05

06

07

08

09

10

11

12

A

28

27

26

25

24

23

22

21

20

19

18

17

16

13

14

15

: Batas Region

: ENI Krueng Mane (Eks.)

18

20

07

05

13

19

17

16

27

1101

2326

06

04

25

A

06

08

21

22

14

09

2428

10

12

03

02

15

29

09

3° 3°

0° 0°

3° 3°

6° 6°

99°

99°

102°

102°

105°

105°

108°

108°

: Exxon Mobil NSO (Prod.)

: Exxon Mobil Langsa (Eks.)

: Exxon Mobil B Blok (Prod.)

: ESSO Natuna (Prod.)

: Conoco Phil. Sum. A (Prod.)

: Conoco Philips Na. B (Prod.)

: Conoco Philips Nila (Eks.)

: Conoco Phil. Tungkal (Prod.)

: Caltex Kisaran (Eks.)

: Caltex PS Rokan (Prod.)

: Caltex C&T Siak (Prod.)

: Caltex C&T MFK (Prod.)

: Star Energy Kakap (Prod.)

: Conoco Phil. Jambi B (Eks.)

: Bumi Siak Psk. CPP (Prod.)

: Exxon Mobil Pase (Prod.)

: Asia Petroleum Asahan (Eks.)

: COSTA Gebang (Prod.)

: Sinopec Petroleum Intl. (Eks.)

: Santos Korinci (Eks.)

: Titan NE Natuna (Eks.)

: Premier Natuna A (Prod.)

: Petro China Jabung (Prod.)

: Exspan C/S Sumatera (Prod.)

: Kondur Petroleum (Prod.)

: Santos (Bentu No.2) (Prod.)

: Petro Selat (Prod.)

Eks BPMIGAS/bayu

: Petronas Cari. Tj. Jab. (Eks.)

A

Keterangan :

: Masuk dalam Region Sumatera Selatan dan Jawa

29

: Exspan Merangin I (Eks.)

PETA EKSPLORASI REGION SUMATERA SELATAN - JAWA


01

02

03

04

05

06

07

08

09

10

11

12

29

28

27

26

25

: Petronas Carigali K. (Eks.)

: YPF Jambi Merang (Prod.)36

: Santos Madura (Eks.)

: Santos Sampang (Eks.)

: Talisman Ogan (Prod.)

: Lundin B.V. Blora (Eks.)

: Lundin B.V. Banyumas (Eks.)

: PetroChina Tuban (Prod.)

: PetroChina Bangko (Eks.)

: Medco Madura (Eks.)

: Lapindo Brantas (Prod.)

30

24

23

22

21

20

19

18

17

16

: Kodeco W. Madura (Prod.)

: Indo Pasific Bawean (Prod.)

: Greka Energy Jabar (Eks.)

: Exxon Mob. Madura (Prod.)

: Golden Spike Pasir. (Eks.)

: Exspan Bar. Rimau (Prod.)

: Exspan Lematang (Prod.)

: Exspan C/S Sum. (Prod.)

: Golden Spike Pend. (Prod.)

13

14

15

: Amerada Pangkah (Eks.)

: BP. Ind. Bawean (Eks.)

: BP. Ind. Muriah (Eks.)

: BP. Ind. Kangean (Prod.)

: BP. Ind. ONWJ (Prod.)

: CNOOC SE Sum. (Prod.)

: Conoco Phi. Corridor (Prod.)

: Conoco Phi. S.kemang (Eks.)

: Conoco Phi. Ketapang (Eks.)02

04

01

05

06

03

08

09

23

11

12

13

14

17

18

22

25

16

15

28

29

35

27

36

24

07

10

20

34

31

33

26

07

21

32

3019

37

9° 9°

6° 6°

3° 3°

0° 0°

103°

103°

106°

106°

109°

109°

112°

112°

115°

115°

Skala 1 : 8.000.000

U

: Batas Region

Eks BPMIGAS/bayu

17

Keterangan :

: Sedang dalam proses total Relinquishment

35

34

33

32

31

: Eksindo S. Madura (Eks.)

: Sebana Bulu NE Java (Eks.)

: Sele Raya S Sumatra (Eks.)

: Santos N. Bali I (Eks.)

: ORNA Rembang Java (Eks.)

: KNOC Nemtwo Madura II (Eks.)

: KNOC Nemone Madura I (Eks.)

: Tately N.V. Jambi (Eks.)37


01

02

03

04

05

06

07

08

09

10

11

12

42

: Vico Kaltim (Prod.)

: Unocal Sesulu (Eks.)

: Zodan N.V. Popodi (Eks.)

: Zudavi N.V. Papalang (Eks)

43

44

45

41

40

39

38

37

36

35

34

33

32

31

30

29

28

27

: Total Tengah (Prod.)

: Total Saliki Kal. (Eks.)

: Total Dongala (Eks.)

: Total Mahakam (Prod.)

: Unocal East Kal. (Prod.)

: Unocal Ganal (Eks.)

: Unocal Rapak (Eks.)

: Unocal Sangkarang (Eks.)

: Unocal Selat Mks. (Prod.)

: Ramu Rombebai (Eks.)

: PetroChina Salawati (Prod.)

: PetroChina Kpl. Brg. (Prod.)

26

: Lundin B.V. Sareba (Eks.)

: Permintracer Tj. Utara (Eks.)

: Medco Simenggaris (Eks.)

24

23

25

: Kalrez Bula Seram (Prod.)

: KNOC Wokam (Eks.)

: Kuffec Non Bula (Prod.)

: ENI Muara Bakau (Eks.)

17

18

13

14

15

16

: Amerada Tj. Aru (Eks.)

: BP. Ind. Babo (Eks.)

: BP. Ind. Wiriagar (Prod.)

: BP. Ind. Teluk Berau (Prod.)

: BP. Ind. W. Arguni (Eks.)

: BP. Ind. E. Arguni (Eks.)

: British Gas Muturi (Prod.)

: EE Teluk Bone (Eks.)

: EECL Sengkang (Prod.)

: ENI Bukat (Eks.)

22

21

20

19

: ENI Ambalat (Eks.)

10

21

03

04

07

06

09

28

20

11

12

44

27

13

14

18

36

25

48

37

49

4345

24

46

38

45

41 39

33

05

2632 42

40

41

08

29

47

01

31

15

19

35

1623

17

2234

30

02

Skala 1 : 17.500.000

U

Ek s BPMIGAS/ ba yu

: Pearl Oil Sebuku (Eks.)

19 : Exspan Tarakan (TAC)

: Provident Tarakan (Eks.)

: Continental Benggara 2 (Eks.)

: Exspan Yapen (Eks.)

: Exspan Tomori (Prod.)

: Inpex Masela (Eks.)

: Inpex Attaka (Prod.)

: Exspan Benggara I (Eks.)

46

: Halmahera Petroleum (Eks.)

: PEARL OIL Salawati (Eks)

47

48

4913°

6°

1°

8°

13°

6°

1°

8°

112° 119° 126° 133° 140°

112° 119° 126° 133° 140°

: Asia Petroleum Biliton (Eks)

PETA EKSPLORASI REGION KALIMANTAN - INDONESIA BAGIAN TIMUR

: ConocoPhilips Warin (Eks.)

: Eksindo Pet. Bontang (Eks.)

: Elnusa Bangkanai (Eks.)

PENGUASAAN WILAYAH KERJA

• PENAWARAN WILAYAH KERJA DILAKUKAN MELALUI PROSES TENDER YANG DISELENGGARAKAN OLEH DITJEN MIGAS

• NO MEMBERSHIP / MAILING LIST

• NO NEGOTIATION

• FIRM COMMITMENT BASED ON ACTIVITIES

• PENANDATANGAN PIHAK PEMERINTAH ADALAH BADAN PELAKSANA MIGAS

• MEKANISME PENAWARAN WILAYAH KERJA DAPAT MELALUI DIRECT OFFER TENDER ATAU REGULAR TENDER

FISCAL FISCAL TERM AND CONDITIONTERM AND CONDITIONFIRST ROUND DIRECT OFFER TENDER YEAR 2005FIRST ROUND DIRECT OFFER TENDER YEAR 2005

NO BLOCK LOCATION SIZE (Sq Km)

GOVERNMENT TAKE (%)CONTRACTOR

TAKE (%)INVESTMENT

CREDITAFTER TAXFIRST

TRANCHE PETROLEUM

AFTER TAX

OIL GAS OIL GAS

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

1 LHOKSEUMAWE NAD 5,908.24 75 60 10 25 40 110

2 WEST KAMPAR RIAU 4,471.31 85 65 10 15 35 -

3 BUNGAMAS SOUTH SUMATRA 2,231.86 80 60 10 20 40 -

4 BENGKULU BENGKULU 6,276.53 75 60 10 25 40 -

5 CITARUM WEST JAVA 4,440.32 75 60 10 25 40 -

6 N.E. MADURA V EAST JAVA 3,785.10 80 65 10 20 35 -

7 NORTH BALI II EAST JAVA 3,954.38 75 55 10 25 45 -

8 EAST KANGEAN EAST JAVA 5,448.00 75 60 10 25 40 -

9 TARITIP MAKASSAR STRAIT 4,150.00 65 60 15 *) 35 40 80 **)

10 SEBATIK EAST KALIMANTAN 2,132.17 65 60 10 35 40 -

(1)

FISCAL FISCAL TERM AND CONDITIONTERM AND CONDITIONFIRST ROUND DIRECT OFFER TENDER YEAR 2005FIRST ROUND DIRECT OFFER TENDER YEAR 2005

NO BLOCK LOCATION SIZE (Sq Km)

GOVERNMENT TAKE (%)CONTRACTOR

TAKE (%)INVESTMENT

CREDITAFTER TAXFIRST

TRANCHE PETROLEUM

AFTER TAX

OIL GAS OIL GAS

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

11 AMBORIP V ARAFURA SEA 9,724.00 65 60 15 **) 35 40 -

12 AMBORIP VI ARAFURA SEA 9,649.00 65 60 15 **) 35 40 -

13 WAILAWI ***) EAST KALIMANTAN 30.74 100 100 - - - -

(2)

NOTES :

*) Divide between Government & Contractor**) For oil and gas dev. for water depth > 1000 m***) Cost & Fee Agreement

KRITERIA PENILAIAN LELANG

KEPUTUSAN METERI ESDM NO. 1480 TAHUN 2004 (Pasal. 15 DAN 18)

A. PENILAIAN TEKNIS :Dilakukan terhadap rencana kerja untuk 3 (tiga) Tahun Pertama Komitmen Pasti Masa Eksplorasi (firm commitment) yang didukung oleh evaluasi geologi dan justifikasi teknis yang ditunjukkan dengan rencana lokasi pemboran sumur taruhan (New Field Wildcat) serta petroleum system yang didasarkan pada kaidah keteknikan yang baik. (KRITERIA PENILAIAN UTAMA)

B. PENILAIAN KEUANGAN :- Besaran kompensasi pemenang (awarded compensation/signature bonus)- Kemampuan keuangan untuk mendukung rencana kegiatan eksplorasi dan eksploitasi yang ditunjukkan dalam laporan keuangan tahunan (annual financial statements) yang terdiri dari neraca dan laporan laba-rugi perusahaan yang telah diaudit oleh akuntan publik.

C. PENILAIAN KINERJA BU/BUT DILAKUKAN TERHADAP :- Pengalaman dibidang perminyakan- Kepatuhan terhadap peraturan perundang-undangan yang berlaku di Indonesia untuk perusahaan yang pernah beroperasi di Indonesia.

PEMENANG TENDER DIRECT OFFER TENDER DIRECT OFFER (PUTARAN I 2005)(PUTARAN I 2005)

No Companies Blocks Commitments(UNTUK 3 TAHUN I EKSPLORASI)

1. PT. Sumatera Persada Energi

West Kampar

- G & G Study : US$ 501,000 - 2D Seismic Survey : 250 Km- 3D Seismic Survey : 50 Km2 - Exploratory Wells (New Field Wildcat) :5 Wells- Awarded Compensation : US$ 1,100,000

2. PT. Erry Guna Bungamas

- G & G Study : US$ 850,000- 2D Seismic Survey : 425 Km - Exploratory Wells (New Field Wildcat) : 10 Wells- Awarded Compensation : US$ 1,100,000

3. PT. Commisioning Services Ind.

Bengkulu

- G & G Study : US$ 550,000 - 2D Seismic Survey : 50 Km- Exploratory Wells (New Field Wildcat) : 2 Wells- Awarded Compensation : US$ 500,000

A. WILAYAH KERJA EKSPLORASIA. WILAYAH KERJA EKSPLORASI


4. PT. Bumi Parahyangan Ranhill Energia Citarum

Citarum

- G & G Study : US$ 750,000 - 2D Seismic Survey :750 Km- Exploratory Wells (New Field Wildcat): 4 wells- Awarded Compensation : US$ 2,400,000

5. PT. Star Energy Sebatik

- G & G Study : US$ 950,000 - 2D Seismic Survey : 500 Km- Exploratory Wells (New Field Wildcat) : 1 Well- Awarded Compensation : US$ 550,000

6. Zaratex Lhokseumawe

- G & G Study : US$ 2,100,000 - 2D Seismic Survey : 1000 Km- Exploratory Wells (New Field Wildcat) : 1 Well- Awarded Compensation : US$ 500,000

7. PT Energi Timur Jauh East Kangean

- G & G Study : US$ 250,000 - 3D Seismic Survey : 350 Km2

- Exploratory Wells (New Field Wildcat) : 2 Well- Awarded Compensation : US$ 500,000


8. Conocophillips Amborip VI

- G & G Study : US$ 1,500,000 - 2D Seismic Survey : 2000 Km- Exploratory Wells (New Field Wildcat) : 2 Well- Awarded Compensation : US$ 1,250,000

9. BUMD Benuo Taka

Wailawi

Rencana Kerja untuk 6 tahun -Fee untuk memproduksi minyak : US$ 5 /bbl-Fee untuk memproduksi gas: US$ 0.25/ MMBTU

B. WILAYAH KERJA PRODUKSIB. WILAYAH KERJA PRODUKSI

Penyiapan

Wilayah

Kerja

Komitmen Kerja Eksplorasi &

Finansial

WP&B

Project

AFE

Penemuan HC Eksplorasi

POD

Tidak ada penemuan HC

Departemen ESDM

KKS

BPMIGAS

Eksekusi

ALUR PROSES PENGELOLAAN BLOK WKP

PEMERINTAHCq BPMIGAS

WILAYAH KERJA

PSC 1 2 3 4 5 66 7 8 9 10

Penyisihan Ke-1 Penyisihan Ke-2

TOTAL RELINQUISHMENT

Masa Eksplorasi Tahap I Masa Eksplorasi Tahap II

Firm Commitment

Masa Kontrak PSC berlaku

Selama 30 tahun t.m.t kontrak

ditandatangani

DIAGRAM ALUR KONTRAK PSC

TAHAP PRODUKSI

KOMITMEN EKSPLORASI KKS

WP & B (Rencana Kerja dan Anggaran)

A F E (Authorisation For Expenditure)

Proyek

EKSEKUSI

KARAKTERISTIK USAHA HULU MIGAS

• RISIKO TINGGI• SANGAT PADAT MODAL• MENGGUNAKAN TEKNOLOGI

MUTAKHIR

RISIKO POLITIK

RISIKO TEKNIK

RISIKO EKONOMI

RISIKO ALAMIAHRISIKO GEOLOGI

EKSPLORASI

PENEMUAN

INVESTIGASI

STUDI KELAIKAN

PENGEMBANGAN PRODUKSI

RISIK

O

INVESTA

SI KU

MU

LATIF

TARUHAN BESAR, INVESTASI RENDAH TARUHAN KECIL, INVESTASI BESAR

JENIS KONTRAK

KONSESI KONTRAK KARYA (CONTRACT OF WORK) KONTRAK BAGI HASIL (PRODUCTION

SHARING CONTRACT) TECHNICAL ASSISTANCE CONTRACT JOINT OPERATION AGREEMENT

Kontrak Bagi HasilKETENTUAN DALAM PERJANJIAN

1. Masa Berlaku Perjanjian2. Relinquishment3. Employment and Training Nationals4. Preferensi penggunaan barang dan jasa produk lokal5. Pemasaran migas6. Domestic Market Obligation7. Kewajiban Pengilangan8. Investasi Minimum9. Rencana Kerja10. Bonus Tunai11. Jaminan Pelaksanaan12. Pajak13. Penyediaan Informasi14. Perlindungan Lingkungan15. Abandonment, Pemindahan dan Reklamasi

KONTRAK BAGI HASIL ERA UU No.8 1971

MANAJEMEN PENGAWASAN• MENURUT UU No.8/1971, KEPADA PERTAMINA DISEDIAKAN

SELURUH WILAYAH HUKUM PERTAMBANGAN MIGAS INDONESIA, DAN DIBERIKAN KUASA PERTAMBANGAN YANG BATAS-BATASNYA WILAYAH SERTA SYARAT-SYARATNYA DITETAPKAN OLEH PRESIDEN ATAS USUL MENTERI

PERTAMINA DAPAT MENGADAKAN KERJASAMA DENGAN PIHAK LAIN DALAM BENTUK “KONTRAK PRODUCTION SHARING”

• KEPPRES No.11/1990 TENTANG POKOK-POKOK ORGANISASI PERTAMINA MEMBENTUK BPPKA (BADAN PEMBINAAN PENGUSAHAAN KONTRAKTOR ASING) YANG MENANGANI KONTRAKTOR MIGAS.

KONTRAK BAGI HASIL GENERASI I

(1965 - 1975)

• COST RECOVERY DIBATASI MAKSIMUM 40% DARI REVENUE

• PEMBAGIAN ETS (EQUITY TO BE SPLIT) : PERTAMINA 65%, KONTRAKTOR 35%

• KONTRAKTOR WAJIB MENYISIHKAN 25% DARI BAGIANNYA UNTUK PASAR DOMESTIK (DMO DOMESTIC MARKET OBLIGATION) DAN MENDAPAT IMBALAN SEBESAR US$ 0.20 PER BAREL.

SKEMA KONTRAK BAGI HASIL GENERASI I

COST RECOVERY

REVENUE

EQUITY TO BE SPLIT

BAGIAN KONTRAKTOR

CASHFLOW KONTRAKTOR BAGIAN PEMERINTAH

SEMUA BIAYA

DMO

65%35%

MAX 40%

KEJADIAN-KEJADIAN YANG MENUNTUT PERUBAHAN KBH GENERASI I

• 1973 : KRISIS ENERGI, HARGA MINYAK MENINGKAT PESAT• AWAL 1974 DILAKUKAN AMANDEMEN : HARGA MINYAK

DASAR DITENTUKAN US$ 5/BBL DI MANA KONTRAKTOR MENDAPAT BAGIAN 35%. DARI KELEBIHAN KELEBIHAN HARGA RIEL KONTRAKTOR MENDAPAT BAGIAN 15%, DAN PEMERINTAH 85%.

• 1975 : IRS (INTERNAL REVENUE SERVICE) TIDAK MEMBERLAKUKAN TAX CREDIT KEPADA PERUSAHAAN YANG BEROPERASI DI INDONESIA

KONTRAK BAGI HASIL GENERASI II(1976 - 1988)

TIDAK ADA BATASAN COST RECOVERYKAPITAL DIDEPRESIASI 7 TAHUN SECARA DDB. NON-KAPITAL LANGSUNG DI RECOVEREDETS : 0,6591 : 0,3409 (MINYAK); DAN 0,3182 : 0,6818 (GAS) UNTUK PEMERINTAH DAN KONTRAKTORKONTRAKTOR MEMBAYAR PAJAK PENDAPATAN 45% DAN PAJAK DEVIDEN 20% (TERHADAP SISANYA)UNTUK LAPANGAN BARU, KONTRAKTOR MENDAPAT INVESTMENT CREDIT 20% DARI KAPITAL, DAN PEMBEBASAN DMO UNTUK 5 TAHUN PERTAMA PRODUKSI

SKEMA KONTRAK BAGI HASIL GENERASI II

COST RECOVERY

REVENUE

EQUITY TO BE SPLIT

BAGIAN KONTRAKTOR

PAJAK

CASHFLOW KONTRAKTOR CASH-IN PEMERINTAH

SEMUA BIAYA BAGIAN

PEMERINTAH

DMO

KEJADIAN-KEJADIAN YANG MENUNTUT PERUBAHAN KBH GENERASI II

KRITERIA KOMERSIALITAS LAPANGAN YANG MENJADI RUJUKAN PERTAMINA ADALAH BAHWA PEMERINTAH MINIMUM MEMPEROLEH 49% DARI REVENUE. HAL INI MENYULITKAN PENGEMBANGAN LAPANGAN MARGINAL DAN SUB-KOMERSIAL LAIN.PERTAMINA MENDEFINISIKAN LAPANGAN MARJINAL SEBAGAI LAPANGAN YANG PRODUKSINYA SELAMA 2 TAHUN PERTAMA SEBESAR 10.000 BAREL (15 BPD)

1986 : HARGA MINYAK YANG JATUH DI BAWAH US$ 10/BBL MENYEBABKAN ETS MENJADI KECIL ATAU NOL SEHINGGA PEMERINTAH TIDAK MENDAPAT BAGIAN.

KONTRAK BAGI HASIL GENERASI III(1988 - 1995)

DITERAPKAN FTP (FIRST TRENCHE PETROLEUM) 20%UNTUK LAPANGAN BARU, HARGA MINYAK DMO DINAIKKAN MENJADI 10% DARI HARGA EKSPOR.PEMBERIAN INVESTMENT CREDIT TIDAK TERIKAT OLEH KRITERIA PEROLEHAN PEMERINTAH MINIMUM 49%INSENTIF BAGI HASIL SESUDAH PAJAK UNTUK FRONTIER AREA (PRE-TERTIARY RESERVOIR DAN KEGIATAN EOR) :

S/D 50.000 BPD, PEMBAGIAN 0,80 : 0,2050.000 - 150.000 BPD, PEMBAGIAN 0,85 : 0,15> 150.000 BPD, PEMBAGIAN 0,90 : 0,10

DAN UNTUK MARGINAL FIELDDAERAH KONVENSIONAL, PEMBAGIAN 0,80 : 0,20DAERAH FRONTIER, PEMBAGIAN 0,75 : 0,25

SKEMA KONTRAK BAGI HASIL GENERASI III

COST RECOVERY

REVENUE

EQUITY TO BE SPLIT

BAGIAN KONTRAKTOR

PAJAK


SEMUA BIAYA BAGIAN

PEMERINTAH

DMO RETENSI PERTAMINA

PAJAK

FTP

REVENUE

• REVENUE ADALAH PENDAPATAN DARI HASIL PENJUALAN MINYAK/GAS, ATAU:

REV = LIFTING X HARGA MINYAK/GAS

• LIFTING ADALAH MINYAK/GAS YANG DIKIRIM KE PASAR (DIJUAL). TIDAK SEMUA YANG DI PRODUKSI MENJADI LIFTING

• ADA PERBEDAAN WAKTU ANTARA PENGIRIMAN PRODUK DAN PENERIMAAN REVENUE

• ADA KEMUNGKINAN JUMLAH LIFTING TIDAK SESUAI DENGAN REVENUE (MISALNYA PADA KLAUSUL TAKE-OR-PAY)

Cost Recovery

• Sejarah Perkembangan

• Ketentuan Umum

• Biaya Operasi

Sejarah Perkembangan

• Periode 1: sampai 31 Desember 1973Ketentuan cost recovery adalah pengembalian biaya operasi setiap tahun sebesar 40% dari lifting;

• Periode 2: 1 Januari 1973 – 31 Desember 1975Ketentuan pengembalian biaya operasi setiap tahun sebesar 40% dari lifting tetap diberlakukan. Kontraktor diwajibkan membayar tambahan pembayaran tunai (additional cash payment) dan sebagai kompensasinya dibebaskan dari kewajiban pembayaran sewa barang bergerak;

• Periode 3: 1 Januari 1976 – sekarangPengembalian biaya 100% biaya operasi. Biaya yang tidak ter-recover pada tahun berjalan direcover pada tahun berikutnya.

Ketentuan Umum• Kontraktor menyiapkan dan mengusulkan Rencana Kerja

dan Anggaran untuk memperoleh persetujuan BP Migas selambatnya tiga (3) bulan sebelum tahun Anggaran, (Section-4.3).

• Dalam keadaan darurat atau keadaan luar biasa yang memerlukan penanganan cepat, kedua pihak dapat mengambil langkah-langkah penyelamatan terhadap kepemilikan dan karyawannya masing-masing, dan seluruh biaya yang tilnbul rnerupakan biaya operasi, (Section-4.6).

• Kontraktor akan memperoleh pengembalian seluruh biaya operasi dari hasil penjualan atau bagian Iain dari minyak, yang jumlahnya sama dengan biaya operasi yang dikeluarkan, (Section 6.1.2).

1 Operasi2 Kantor Jasa & administasi Umum3 Pengeboran Produksi4 Pengeboran Eksplorasi5 Survai6 Biaya Eksplorasi Lain7 Pelatihan

Biaya Operasi Thn-2 sebelumnya (Unrecovered)

Non - Kapital Tahun Berjalan

Biaya operasi

Depresiasi Kapital Thn Berjalan

1 Konstruksi Utilisasi dan Penunjang2 Fasilitas Produksi3 Barang Gerak Produksi

Seluruh atau sebagian Biaya Operasi Tahun-tahun sebelumnya yang belum memperoleh pengembalian (unrecovered)

Biaya Non Capital

Klausul 2.2.1. Operation• Labour, material and services daily operations.• Oil and Gas field production facilities operations• Secondary recovery operations • Storage handling transportation and delivery

operations• Gas well operations• Gas transportation and delivery operations• Gas processing auxiliaries and utilities, and• Other operating activities incl. Repairs and

maintenance

Klausula 2.2.2. Office, service & General Administration

• General services: technical and related services.• Material services• Transportation • Rental of specialized and heavy engineering equipment• Site rentals and other rentals of services and property• Personal expenses• Public relations, and• Other expenses

Biaya Non Capital

Klausul 2.2.3. Production DrillingObjective penetrating proven reservoir Labour, material and services used in well drillingDelineation wellRedrilling deepening or recompleting wells, andAccess roads leading directly to wells

Klausul 2.2.4. Exploratory DrillingObjective finding unproven reservoir Labor, material and services used in well drillingAccess roads leading directly to wells

Biaya Non Capital

Klausul 2.2.5. Surveys Objective finding unproven reservoir Labour, material and services Aerial, geological, topographical Geophysical and seismic surveys, and Core hole drilling

Other Exploration expenditure Objective finding unproven reservoir Auxiliary or temporary facilities having lives less than or equal (<=1) year Purchased geological and geophysical informational

Klausul 2.2.7. TrainingTraining of Indonesian personel, section 12

Biaya Non Capital

Biaya Capital

Klausul 2.3.1. Construction Utilities and Auxiliaries Work shops Power and water facilities Warehouses Cargo jetties, and Field roads except the access roads mentioned in paragraph 2.2.3 and 2.2.4 above.

Klausul 2.3.2. Construction Housing and welfare Housing recreational facilities, and Other tangible property incidental to constructions

Biaya Capital

Klausul 2.3.3. Production Fasilities• Offshore Platform including :

– The costs of labour, fuel, hauling and supplies for Both the offsite fabrication and onsite installation

– Other construction costs in erecting platforms, and

– Installing submarine pipelines,

• Wellhead equipment• Subsurface lifting equipment

Biaya Capital

Klausul 2.3.4. Movable • Surface & subsurface drilling and production tools,• Equipment and instruments, barges• Floating craft, automotive equipment, air-craft.• Constructions equipment• Furniture and office equipment, and• Miscellaneous equipment

Kelayakan Biaya Operasi

Terdapat 2 kategori:• Biaya layak diperhitungkan dan memperoleh

pengembalian biaya:

- Biaya operasi layak

- Biaya operasi bersyarat jika berhasil;• Biaya tak layak diperhitungkan dan tidak memperoleh

pengembalian biaya:

- Biaya operasi tak layak

- Biaya operasi bersyarat jika tak berhasil (sole

risk).

Biaya

Biaya operasi sole riskSole Risk

Biaya Operasi Bersyarat

Biaya Operasi Layak

Biaya Operasi Tak Layak

Pengembalian Biaya Operasi (cost recovery)

Tanpa Pengembalian Biaya Operasi (non cost recovery)

Sukses??

Biaya Operasi Layak

• Biaya Operasi layak adalah biaya – biaya yang diperlukan untuk mendukung terlaksananya operasi pengusahaan migas dan telah memenuhi :- Persyaratan keteknikan dan teknologi;- Persyaratan pengelolaan (manajemen)

operasi secara efektif dan efisien;- Prosedur keadministrasian dan akuntansi.

Kelayakan Akunting

• Biaya yang layak diperhitungkan dan memperoleh pengembalian biaya:- Biaya-biaya sesuai usulan Rencana Kerja dan Anggaran

(RKA) yang telah disetujui BP Migas;- Memenuhi persyaratan keteknikan dan pengelolaan

(manajemen) operasional, dan- Memenuhi ketentuan prosedur akunting dalam Lampiran C

(PSC).

• Biaya yang tak layak diperhitungkan dan tidak memperoleh pengembalian biaya (lanjutan):- Biaya kemitraan dan usaha patungan;

- Biaya akibat tidak diasuransikan, baik sebagian

atau seluruhnya, atau akibat kesalahan prosedur;

- Biaya dan pengeluaran akibat kesalahan atau kealpaan

kontraktor;

- Biaya komite manajemen (bila ada).

Kelayakan Akunting

• Biaya yang dapat diperhitungkan dan baru mendapat pengembalian bila syarat pengembalian biayanya terpenuhi:- Biaya-biaya sesuai usulan Rencana Kerja dan Anggaran;

- Telah memperoleh persetujuan bersyarat dari BP Migas;

- Sesuai dengan ketentuan prosedur akunting

(lampiran C PSC)

Kelayakan Akunting

• Biaya yang tidak memperoleh pengemballian biaya (sole risk), baik sebagian atau keseluruhan:- Biaya-biaya di luar usulan Rencana Kerja dan Anggaran;- Telah memperoleh persetujuan dari BP Migas;- Telah mendapatkan kesepakatan sole risk (sebagian atau

keseluruhan)

Kelayakan Akunting

FIRST TRENCHE PETROLEUM

• FTP ADALAH JUMLAH MINYAK YANG DIAMBIL (DIAMANKAN) LEBIH DAHULU SEBAGAI EQUITY TO BE SPLIT (MINYAK YANG AKAN DIBAGI) SEBELUM DIKURANGI COST RECOVERY

• FTP DITERAPKAN PADA KONTRAK BAGI HASIL GENERASI III UNTUK MENJAMIN AGAR PEMERINTAH MEMPEROLEH BAGIANNYA DARI HASIL LIFTING SEBERAPAPUN BESAR COST RECOVERY

NET OPERATING INCOME (NOI) DAN PEMBAGIANNYA

• NOI ADALAH LIFTING MINUS COST RECOVERY

• METODA “GROSS-UP” :– BAGIAN KONTRAKTOR SETELAH PAJAK ADALAH

TERTENTU, MISALNYA UNTUK MINYAK 15%– APABILA BERLAKU PAJAK SEBESAR 48%, MAKA

BAGIAN KONTRAKTOR DARI NOI ADALAH

15% / (1 - 48%) = 28,8462%– APABILA BERLAKU PAJAK SEBESAR 44%, BAGIAN

KONTRAKTOR

15% / (1 - 44%) = 26,7857%

NET OPERATING INCOME (NOI) DAN PEMBAGIANNYA

• DAN MISALNYA UNTUK GAS 30% :– APABILA BERLAKU PAJAK SEBESAR 44%, MAKA BAGIAN

KONTRAKTOR DARI NOI ADALAH• 30% / (1 - 48%) = 57,6923%

– APABILA BERLAKU PAJAK SEBESAR 44%, BAGIAN KONTRAKTOR

• 30% / (1 - 44%) = 53,5714%

PERPAJAKAN

• KONTRAKTOR DIBEBASKAN DARI SEMUA KEWAJIBAN PAJAK, KECUALI – PAJAK PENDAPATAN PERUSAHAAN– PAJAK DEVIDEND

• TARIF IMPOR, PPN, PBB, RETRIBUSI DAERAH, SUDAH DIMASUKKAN KE DALAM BAGI HASIL

DOMESTIC MARKET OBLIGATION (DMO)

• DMO ADALAH KEWAJIBAN KONTRAKTOR UNTUK MENYISIHKAN DARI BAGIANNYA UNTUK PASAR DOMESTIK, MAKSIMUM 25%. DMO MENDAPAT IMBALAN LEBIH MURAH DARI HARGA PASAR.

• CONTOH:– KEBUTUHAN DOMESTIK (DITENTUKAN PEMERINTAH) =

1.000.000 BPD– PRODUKSI = 150.000 BBL– COST OIL = 50.000 BBL– BAGIAN KONTRAKTOR = 26,7857% X 100.000 BBL = 26.786

BBL– DMO = 15% X 26.786 BBL = 4.0178 BBL

INSENTIF

• PEMERINTAH MEMBERIKAN INSENTIF UNTUK MENARIK INVESTASI MELALUI, ANTARA LAIN :– TAX CREDIT TERHADAP BARANG-BARANG KAPITAL

UNTUK FASILITAS PRODUKSI– INTEREST RECOVERY

• INSENTIF TERSEBUT DIKENAI PAJAK

• DITAGIHKAN SEBAGAI COST RECOVERY

KONTRAK PENGUSAHAAN HULU

MIGAS ERA UU No.22 / 2001

KONTRAK KERJA SAMA

BAB I (KETENTUAN UMUM) PASAL 1 AYAT 19: KONTRAK KERJASAMA ADALAH KONTRAK BAGI

HASIL ATAU BENTUK KONTRAK KERJA SAMA LAIN DALAM KEGIATAN EKSPLORASI DAN EKSPLOITASI YANG LEBIH MENGUNTUNGKAN NEGARA DAN HASILNYA DIPERGUNAKAN UNTUK SEBESAR-BESAR KEMAKMURAN RAKYAT

PERBEDAAN UNDANG-UNDANG MIGAS LAMA DAN BARU

MASALAH UU NO.8,TH.1971 UU NO.22,TH.2001

HAKPENAMBANGAN

DI TANGAN PERTAMINA DI TANGAN PEMERINTAH

KONTRAK DI HULU PERJANJIAN ANTARAPERTAMINA DANKONTRAKTOR. MENTERIMENYETUJUI ATAS NAMAPRESIDEN RI. BENTUKKONTRAK PRODUCTIONSHARING.

PERJANJIAN ANTARA PEMERINTAH(BADAN PELAKSANA) DANKONTRAKTOR. MENTERI MENYETUJUIATAS NAMA PRESIDEN RI. BENTUKKONTRAK KERJA SAMA ATAUBENTUK KONTRAK LAIN YANGMENGUNTUNGKAN PEMERINTAH

KONTRAK DI HILIR MONOPOLI PERTAMINA BUMN, BUMD, KOPERASI, USAHAKECIL, PERUSAHAAN SWASTA.DIATUS DAN DIAWASI OLEHBADANPENGATUR

PERBEDAAN UNDANG-UNDANG MIGAS LAMA DAN BARU

MASALAH UU NO.8,TH.1971 UU NO.22,TH.2001

PENGELOLAOPERASIKONTRAKTOR

DIREKTORAT MPS(MANAGEMENT OFPRODUCTION SHARINGCONTRACTORS)

BADAN PELAKSANA – BHMN (BADANHUKUM MILIK NEGARA)

POSISI PERTAMINA DIBENTUK ATAS DASAR UUNO.8 TAHUN 1971

SEJAJAR DENGAN PERUSAHAANMINYAK LAIN, DAN MENJADIPERSERO (PERSEROAN TERBATAS)

PEMBAYARANPAJAK

DISATUKAN SEMUA PAJAK(PAJAK PERUSAHAAN,PAJAK BUNGA, DIVIDEND.PAJAK LAIN DIBAYAR OLEHPEMERINTAH.

DISAMPING PAJAK, JUGA DIKENAIPAJAK IMPOR, PAJAK-PAJAK LAIN,PAJAK DAERAH DAN RETRIBUSI.

SKEMA KONTRAK BAGI HASIL MENURUT UU No.22 /2001

COST RECOVERY

REVENUE

EQUITY TO BE SPLIT

BAGIAN KONTRAKTOR

PAJAK


FTP

SEMUA BIAYA BAGIAN

PEMERINTAH

DMO BIAYA OPERASI BP MIGAS

• Semua minyak dan gas yang diproduksikan kontraktor menjadi milik pemerintah.

• Pertamina bertangggung jawab atas manajemen operasi• Kontraktor melaksanakan operasi sesuai dengan program

kerja yang sudah disetujui• Kontraktor menyediakan seluruh dana dan teknologi yang

dibutuhkan dalam operasi• Kontraktor menanggung biaya dan resiko operasi• Kontraktor akan menerima seluruh biaya operasi setelah

produksi komersial

Ketentuan Umum PSC

• Produksi yang telah dikurangi biaya produksi dibagi antara Pemerintah dan kontraktor yaitu sebesar 85 % : 15 % untuk minyak bumi dan 70 % : 30 % untuk gas.

• Kontraktor diizinkan mengadakan eksplorasi selama 6 sampai 10 tahun dan eksploitasi 20 sampai 30 tahun .

• Kontraktor membuat program dan anggaran tahunan yang disetujui oleh BP Migas.

• Kontraktor wajib mengembalikan wilayah kerjanya pada Pemerintah.

Ketentuan Umum PSC

• Seluruh barang operasi atau peralatan yang diimpor dan dibeli kontraktor menjadi milik Pemerintah setelah tiba di Indonesia.

• BP Migas memiliki seluruh data yang didapatkan dari operasi.

• Kontraktor wajib mengalihkan 10 % interestnya setelah produksi komersial kepada pihak swasta nasional yang ditunjuk BP Migas.

Ketentuan Umum PSC

Technical Assistance Contract (TAC)

Pph CostPertamina

Credit

Recoverable Cost (REC)

Taxable Income

(1 - SH/(1-T))*ESContractor Share

Pertamina

Pertamina Share

CostRecovery

(SH/(1-T))*ES

Shareable Oil (SO)

GROSS REVENUER

( NSO )

PERTAMINATAKE

Non Shareable Oil

Prorata

Prorata Fee(Cost/bbl+US$1,5)/bbl

Diff. Price DMO

Equity To BeSplit, ES

60%Obligation

INDONESIA TAKE

Investment

Before ObligationIncome

Contractor Cash Flow

Tax Net Contr. Share

TOTAL CONTRACTOR SHARE

DDMOIncome

• Yang akan dibagi adalah jumlah yang merupakan penambahan dari produksi sebelum dilakukan Secondary Recovery (biasa disebut non shareble oil) dan tambahan produksi sesudah dilakukan Secondary Recovery (biasa disebut shareble oil). Pembagian shareble oil tersebut pada dasarnya adalah sama dengan cara pembagian menurut PSC

Technical Assistance Contract (TAC)

Joint Operating Body (JOB)Gross

Revenue

Pertamina Contractor50% 50%

Repayment ofPre Dev. Cost Investment

FTP CreditRepayment of (%)Cost Recovery Cost

Income RecoveryPertamina

Equity To BeSplit

Prorata

Indonesia Contractor Prorata Fee Share (%) Share (%)

(OC + US$ 1,5/bbl)

DMO

Income BeforeObligation DMO Fee

Obligation Taxable 60% Income

TaxPertamina

TakeNet Income

Indonesia Contractor Take Take

• Di dalam kontrak model JOB Pertamina dan kontraktor bekerja sama untuk mengusahakan suatu lapangan migas dengan porsi saham 50% Pertamina dan 50% kontraktor. Dengan demikian Pertamina mendapat bagian sebesar 50% dari gross revenue dan sisanya sebesar 50% dibagi lagi antara Pertamina dengan kontraktor sebagaimana halnya dengan perhitungan kontrak model PSC - FTP

Joint Operating Body (JOB)

BAGI HASIL MIGAS DIMASA TRANSISI

Merupakan :-Bagian Negara-Iuran Eksplorasi & Produksi-Retensi Pertamina-Pajak-pajak (PPN, PBB)-Bea masuk-Pajak daerah dan retribusi daerah

Bagan Arus Perolehan Bagian Daerah Penerimaan Migas KPS-Minyak

GROSS REVENUECOST RECOVERY

•Net Split 85/15Tax Rate 48%(UU Pajak Th. 1984)

EQUITY TO BE SPLIT

CONTRACTOR ENTITLEMENT28,8462%

GOVERNMENT ENTITLEMENT71,1538%*

CORPORATE TAX35%

BRANCH PROFIT TAX20%18,75%

NET CONTRACTOR SHARE15%

PENERIMAAN DALAM NEGERI

BAGIAN NEGARA DAN IURAN EKSPLORASI&PRODUKSI

(PENERIMAAN NEGARA NON PAJAK)

BAG. PUSAT85%

BAG. DAERAH15%

DANA ALOKASI UMUM (DAU)

Sekurang-kurangnya 25% dari PDN

Sumber: Departemen Keuangan RI

Merupakan :-Bagian Negara-Iuran Eksplorasi & Produksi-Retensi Pertamina-Pajak-pajak (PPN, PBB)-Bea masuk-Pajak daerah dan retribusi daerah

GROSS REVENUE

COST RECOVERY

•Net Split 85/15Tax Rate 48%(UU Pajak Th. 1984)

EQUITY TO BE SPLIT

CONTRACTOR ENTITLEMENT57,6923%

GOVERNMENT ENTITLEMENT42,3077%*

CORPORATE TAX35%

BRANCH PROFIT TAX20%37,5%

NET CONTRACTOR SHARE15%

PENERIMAAN DALAM NEGERI

BAGIAN NEGARA DAN IURAN EKSPLORASI&PRODUKSI

(PENERIMAAN NEGARA NON PAJAK)

BAG. PUSAT70%

BAG. DAERAH30%

DANA ALOKASI UMUM (DAU)

Sekurang-kurangnya 25% dari PDN

NET BACK

Bagan Arus Perolehan Bagian Daerah Penerimaan Migas KPS-Gas

DOMESTIC SALES

LNG/LPG SALESTransportation Cost

Loan Payment Processing Cost


BIDANG USAHA PERTAMINA

Bagan Arus Perolehan Bagian Daerah Penerimaan Migas Pertamina

HILIR-Unit Usaha Pengolahan-Unit Usaha PN-Unit Usaha Perkapalan

HULU

- EP Migas

PENDAPATAN KOTOR

PERTAMINA(40%)

PENERIMAAN NEGARA DARI MIGAS

Biaya Usaha

HASIL USAHA BERSIH (NOI)

-PBB-PDRD

PPh Ps 17 : 30%

PPh Ps 26 (4) : 15%

BAGIAN DAERAHPENERIMAAN

PEMERINTAH SETELAH KOMP. PAJAK

PEMERINTAH(60%) *)

*) UU No. 8 Tahun 1971

Minyak 15%

Gas 30%


THE END

Jenis kontrak perusahaan migas

Career