Jakarta, Petrominer – Pemberian insentif untuk investasi di hulu minyak dan gas bumi (migas) merupakan poin penting dalam regulasi yang baru diterbitkan Pemerintah. Melalui Peraturan Menteri (Permen) ESDM Nomor 52 Tahun 2017 tentang Perubahan atas Permen ESDM Nomor 08 Tahun 2017 tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split, Pemerintah berupaya menjaga iklim invetasi di sektor hulu gas.
Pada kontrak bagi hasil minyak dan gas bumi dengan skema Gross Split, biaya operasi sepenuhnya menjadi tanggung jawab Kontraktor. Tidak seperti kontrak bagi hasil skema cost recovery, biaya operasi (cost) pada akhirnya menjadi tanggungan Pemerintah. Dengan demikian, Kontraktor akan terdorong untuk lebih efisien karena biaya operasi merupakan tanggung jawab Kontraktor.
“Setidaknya ada delapan poin penting yang diubah dari Permen ESDM sebelumnya,” ujar Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Arcandra Tahar, dalam acara sosialisasi Permen ESDM Nomor 52 Tahun 2017 tentang Perubahan atas Permen ESDM Nomor 08 Tahun 2017 tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split di Kementerian ESDM, Jum’at siang (8/9).
Berikut delapan tambahan insentif hulu migas yang dimaksud:
Pertama, tertuang pada pasal 6 (ayat 4 dan 4a) bahwa bagi hasil komponen progresif yaitu dari produksi migas. Jika produksi migas secara kumulatif di bawah 30 million barrels of oil equivalent (MMBOE), kontraktor akan mendapat bagi hasil (split) 10 persen. Pada Permen sebelumnya, apabila produksi migas kurang dari 1 MMBOE, kontraktor mendapat tambahan split 5 persen.
Kedua, pemberian insentif untuk pengembangan lapangan kedua dan pemberian insentif lebih tinggi apabila lapangan tidak mencapai keekonomian tertentu. Latar belakang munculnya poin ini adalah masukan dari beberapa pihak bahwa Pemerintah tidak memberikan insentif eksplorasi lebih satu blok. Untuk revisi yang baru, Pemerintah memberi 3 persen.
Dengan begitu, jelas Arcandra, Pemerintah menstimulus para kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) migas melalui pemberian insentif tambahan split sebesar 3 persen jika KKKS melakukan pengembangan lapangan migas yang kedua dalam blok migas yang sama (Plan of Development/POD II).
Pada Permen sebelumnya, tambahan split sebesar 5 persen hanya untuk pengembangan lapangan pertama (POD I), sedangkan POD II tidak diberikan. Dengan demikian, KKKS akan termotivasi untuk melakukan pencarian cadangan migas tambahan dalam blok migas yang telah berproduksi dari lapangan migas pertama.
Ketiga, penyesuaian split yang diakibatkan komponen progresif harga minyak dan gas bumi yang tercantum pada pasal 9. Pada harga minyak, penyesuaian split kontraktor didasarkan pada formula (85-ICP) x 0,25 persen, dengan contoh perhitungan apabila harga minyak di bawah US$ 40 penyesuaian split kontraktor menjadi 11,25 persen. Sedangkan pada Permen sebelumnya hanya 7,5 persen.
Keempat, adanya tambahan komponen progresif harga gas yang belum diatur pada permen sebelumnya. Formula yang ditetapkan untuk harga gas di bawah US$ 7 per mmbtu (million british thermal unit), maka penyesuaian split ke kontraktor adalah (7-harga gas) x 2,5 persen. Sedangkan untuk harga gas di atas US$ 10 per mmbtu, maka penyesuaian split ke kontraktor adalah (10-harga gas) x 2,5 persen.
Wamen ESDM memberi contoh untuk harga gas US$ 5 per mmbtu, maka kontraktor akan mendapatkan split 5 persen. Apabila harga US$ 6 per mmbtu, split ke kontraktor hanya sebesar 2,5 persen. Penyesuaian split tersebut dilaksanakan setiap bulan berdasarkan hasil evaluasi yang dilakukan oleh SKK Migas.
Kelima, komponen variabel fase produksi. Pada Permen ini, besaran split pada tahapan produksi sekunder sebesar 6 persen, sebelumnya hanya 3 persen. Ada beberapa masukan bahwa tambahan split untuk fase secondary recovery itu tidak cukup, untuk mengakomodir itu, Pemerintah menambahnya menjadi 6 persen.
Kemudian, pada tahap tersier, besaran split mencapai 10 persen dari sebelumnya hanya 5 persen. Pada tahap ini produksi minyak menggunakan teknologi Enhanced Oil Recovery (EOR).
Keenam, perubahan terletak pada komponen variabel kandungan hidrogen-sufrida (H2S). Apabila suatu lapangan migas terdapat kandungan H2s yang tinggi, maka akan diberikan tambahan split. Misal, untuk lapangan migas yang memiliki kandungan H2S di bawah 100 part per million (ppm), maka kontraktor tidak mendapatkan split, sedangkan apabila kandungan H2S-nya melebihi 4000 ppm kontraktor mendapatkan split sebesar 5 persen.
Dulu ppm lebih dari 500 hanya 1 persen, tapi setelah melihat rata-rata H2H di Indonesia sekitar 3.000 dan 4.000, Pemerintah memberi split antara 0-5 persen jika H2S di atas 4.000.
“Kita percaya itu cukup mengcover biaya karena H2S,” jelas Arcandra.
Ketujuh, perubahan tambahan split untuk wilayah kerja yang sama sekali belum tersedia infrastruktur penunjang migas (new frontier), dibagi menjadi lokasi new frontier offshore mendapatkan split 2 persen, sedangkan untuk new frontier onshore sebesar 4 persen. Sebelumnya tidak ada pembedaan onshore dan offshore.
Padahal di Amerika, menurut Arcandra, new frontier offshore lebih mahal dibandingkan new frontier onshore. Tapi ini tidak terjadi di indonesia. New frontier onshore justru lebih mahal dibandingkan new frontier offshore.
Perubahan terakhir atau kedelapan dari revisi Permen Nomor 52 Tahun 2017 adalah mengenai diskresi Menteri ESDM yang dapat memberikan tambahan atau pengurangan split yang didasarkan pada aspek komersialitas lapangan. Pada aturan sebelumnya, Menteri ESDM hanya dapat memberikan tambahan split maksimal 5 persen.
“Ada beberapa masukan. Setelah apa saja yang telah kami beri, termasuk insentif. Apa yang kita lakukan adalah tidak membatasi diskresi supaya lapangan dikembangkan lebih ekonomis,” pungkas Wamen.
Untuk diketahui, Permen ESDM Nomor 52 Tahun 2017 tidak mengubah komponen dasar bagi hasil (base split). Besaran bagi hasil awal untuk minyak bumi yang menjadi bagian negara sebesar 57 persen, sisanya 43 persen untuk kontraktor. Sedangkan bagian negara dari gas bumi sebesar 52 persen dan sisanya sebesar 48 persen menjadi hak kontraktor.
Tinggalkan Balasan