Pasal 1 angka 9 Permen ESDM 38/2015: a. Utk KBH dan KBH Sliding Scale: hasil penjualan dibagi berdasarkan bagi hasil sesuai KKS tanpa memperhitungkan First Tranche Petroleum (FTP) dan dengan pengembalian biaya operasi; b. Untuk KBH Gross Split Sliding Scale: hasil penjualan dibagi berdasarkan bagi hasil sesuai dengan KKS tanpa pengembalian biaya operasi |
Sementara menurut Permen ESDM No. 8 Tahun 2017:
| • Kontrak Bagi Hasil Gross Split adalah suatu KBH dalam kegiatan Hulu Migas berdasarkan prinsip pembagian gross produksi tanpa mekanisme pengembalian biaya operasi (Ps 1 angka 7); • Menteri memberi persetujuan terhadap rencana pengembangan lapangan yang pertama kali akan diproduksi berdasarkan pertimbangan SKK Migas; • Kepala SKK migas memberi persetujuan atas rencana pengembangan lapangan selanjutnya (Ps 16) |
Menurut Tri, yang digunakan sebagai acuan dasar dalam penetapan bagi hasil pada saat persetujuan rencana pengembangan lapangan adalah base split, yang disesuaikan dengankomponen variabel dan komponen progresif.
Besaran Bagi Hasil Awal (Base Spilt) KBH Gross Split sebagai berikut: • minyak bumi: 57% Negara: 43% kontraktor;• gas bumi: 52% Negara, 48% kontraktor. |
Untuk ketentuan penyesuaian bagi hasil, Jika penghitungan komersial lapangan tidak mencapai harga keekonomian tertentu, Menteri dapat memberi tambahan persentase bagi hasil maksimal 5% kepada kontraktor, sementara jika penghitungan komersial lapangan melebihi harga keekonomian tertentu, Menteri dapat memberi tambahan persentase bagi hasil maksimal 5% kepada Negara.
Pada saat pengajuan persetujuan pengembangan lapangan setelah dihitung dengan memasukan komponen variabel dan komponen progresif, kontraktor tidak memenuhi keekonomian tertentu, dapat mengajukan ke Menteri ESDM tambahan persentase bagi hasil maksimal 5% dengan pertimbangan SKK Migas.
Jika terdapat perbedaan komponen variabel & komponen progresifdengan kondisi aktual, pada pengembangan lapangan, dilakukan penyesuaian bagi hasil dengan mengacu pada kondisi aktual setelah adanya produksi komersial. Penyesuaian bagi hasil akibatkomponen progresif Harga Minyak Bumi, dilaksanakan setiap bulan berdasarkan hasil evaluasi SKK Migas.
“Jadi kita dapat membayangkan kontrak bagi hasil Gross Split selalu diamandemen setiap bulan,” terang Tri.
Sementara Vice President & General Counsel Chevron Indonesia, Peter Dumanauw, mengatakan dalam iklim Investasi migas, peringkat Indonesia masih terendah. Faktor penilaian diantaranya meliputi tingginya pajak, beban dari kewajiban regulasi, ketidakpastian regulasi lingkungan dan peraturan industri hulu migas hingga kekhawatiran terkait stabilitas Politik.
Dalam kesempatan tersebut Peter memaparkan penerapan konspe sejenis Gross PSC di Negara lain. Di India, sejak 2016, semua lisensi atas pelaksanaan aktivitas hulu migas diberikan berdasarkan ketentuan Revenue Sharing Model (RSM).
Dalam ketentuan RSM tidak terdapat skema cost recovery. Revenue sharing di dasarkan pada tinggi dan rendahnya titik pendapatan ditentukan oleh pemerintah sebelum lisensi dikeluarkan. Kontraktor akan menawar terhadap tinggi dan rendahnya pembagian penerimaan setelah royalti, dengan pembagian penerimaan diantara dua titik berdasarkan atas formula garis lurus.
Kemudian di Russia direct-sharing PSC. Dari empat yang ditanda tangani, hanya tiga PSC yang tersisa di Russia, yakni Kharyaginskoye, Sakhalin-1 & Sakhalin-2. Cost-recovery digantikan dengan pembagian langsung yang dinegosiasikan atas hasil produksi, bagian negara minimum 32%.
Selanjutnya, Libya. Pemerintah mendapatkan bagian prosentase atas produksi off the top. Tetapi, hasil produksi yang tersisa dibagi antara kontraktor dan pemerintah berdasarkan atas pengeluaran kumulatif terhadap area yang dikerjakan, termasuk mekanisme cost recovery di dalam ketentuan fiskal.
Dan di Aljazair, PSC tahun 2001 dan Rate of Return PSC tahun 1998 memasukkan variabel yang berhubungan rasio penerimaan kumulatif terhadap biaya kumulatif (mekanisme cost recovery).
“Bila melihat profil produksi migas kita dari tahun ke tahun, kita bisa berasumsi tidak ada langkah-langkah strategis yang dilakukan oleh Pemerintah,” kata Staf Khusus Presiden, Didi Setiarto, dalam diskusi yang dilaksanakan Ikatan Alumni Fakultas Hukum Universitas Indonesia (FHUI), Kamis (20/4), di Kantor Hukumonline, Jakarta.
Menurut Didi, profil produksi migas Indonesia bisa lebih buruk atau setidaknya tidak securam kondisi hari ini, tergantung pada bagaimana Pemerintah meresponsnya. Menurut Didi, umur kapasitas cadangan yang terkandung di Blok Cepu hanya tersisa 5 tahun. “Dia carbonex structure jadi umur dari cadangannya itu pendek. Jadi kalau Cepu selesai, kemudian Chevron di Sumatera juga berat selesailah kita kalau tidak ada langkah yang luar biasa,” katanya.
Didi mengemukakan bahwa untuk saat ini, produksi migas Indonesia yang secara tajam mengalami penurunan tapi di sisi lain, konsumsi migas Indonesia terus naik. Hal ini merupakan pekerjaan berat Pemerintah agar bisa mensiasati sedemikian rupa. Untuk itu, Kantor Staf Presiden telah mengidentifikasi tantangan pengelolaan energi di tanah air.(Baca Juga: Mengintip Kewajiban Kontraktor dalam Permen ESDM Kontrak Bagi Hasil Gross Split)
Menurut Didi, tantangan pengelolaan dari eksternal berupa terdapat penurunan harga minyak dunia serta kompetisi global negara-negara penghasil minyak. Sementara tantangan internal yang dihadapai adalah penuntasan revisi UU migas yang masih jauh, terobosan kebijakan fiskal energi yang sat ini sedang dilakukan oleh Pemerintah melalui skema gross split, dan teknis operasional indsutri migas di lapangan.
“Perlu ada peningkatan produksi migas. Bagaimana ini dioperasionalkan? Menurut Nawacita Presiden, perlu dikembangkan system fiscal yang fleksibel,” ujar Didi.
Hal ini tentunya memperhatikan kepentingan Nasional dan juga kepentingan investasi. Selain itu adalah penyederhanaan administrasi dan perizinan di Indonesia. Langkahnya ditempuh dengan deregulasi dan debirokratisasi, kemudian juga perlu perbaikan iklim investasi dan tata kelola migas yang efektif dan efisien.
Terkait terobosan kebijakan fiskal, Didi menekankan harus memahami net present value (NPV) karena bagaimanapun yang melakukan investasi terhadap sumber daya migas ini bukanlah pemerintah, sehingga perlu berfikir bagaimana investasi itu bekerja. Kemudian juga Internal Rate of Return (IRR), Payback Period, dan Profitability Ratio (PR).
Pada kesempatan yang sama, akademisi Fakultas Hukum Universitas Indonesia (FH UI), Tri Hayati mengatakan Skema Production Sharing Contract (PSC) Cost Recovery kurang efektif dan tidak mendorong terciptanya efisiensi.
Menurut Tri, porsi penerimaan negara dari migas dengan split minyak 85%:15% dan gas 70%:30% pada PSC Cost Recovery apabila dihitung secara gross, berada pada kisaran 30%-70%, dan terus menurun seiring dengan menurunnya penerimaan migas nasional. Dalam rangka peningkatan efisiensi dan efektivitas pola bagi hasil produksi Migas, Pemerintah menetapkan bentuk dan ketentuan pokok kontrak bagi hasil tanpa mekanisme pengembalian biaya operasi.
Pada Permen ESDM No. 38/2015 tentang Percepatan Pengusahaan Migas Non Konvensional, dilakukan dengan cara Kontrak Kerja Sama, yang dapat berbentuk 1) Kontrak Bagi Hasil (KBH): suatu bentuk KKS dalam kegiatan hulu berdasar prinsip pembagian hasil produksi; 2) Kontrak Bagi Hasil Sliding Scale: suatu bentuk KBH dalam kegiatan hulu yang bagi hasilnya progresif berdasarkan kumulatif produksi setiap tahun dengan mekanisme pengembalian biaya produksi; 3) Kontrak Bagi Hasil Gross Split Sliding Scale: suatu bentuk KBH dalam kegiatan hulu berdasarkan prinsip pembagian gross produksi secara progressif berdasar kumulatif produksi setiap tahun tanpa mekanisme pengembalian biaya produksi.
Di Permen ini mengatur ketentuan hasil penjualan produksi Migas non konvensional dibagi berdasarkan: