Covered Investment New Contractor

The transition operator of oil and gas blocks

New contractor will bear the costs of investments that have been incurred by the existing contractor in transition management of oil and gas blocks.

This is in accordance with the provisions of Regulation No. Minister of Energy and Mineral Resources 26/2017 on the Mechanism of Investment Refund on the Upstream Oil and Gas which was published on March 30, 2017, stated that there are 14 chapters with a few main points.

First, the government guaranteeing repayment of the cost of investment in the transition to the contractor exist. It was stated in Article 3 of Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources No. 26/2017 calling contractor is entitled to reimbursement of investments made to maintain production levels. In Article 5 and 6 is set on return on investment cost for a contract extension that implement operating cost recovery or cost recovery can proceed.

Meanwhile, when the next contract turned into a production sharing contract dirty or gross split, the cost of investment in the transition period investment cost has not been returned or unrecovered costs accounted for in part the contractor. 

    On the other hand, if there is any other contractor who has management rights, the return on investment costs can be divided in proportion to the shareholding participation.

In Article 6, if the contract is not renewed and there are still investment costs have not been returned, repayment burden carried by the new contractor. Meanwhile, the return value of the investment cost is the remainder of the investment costs that have not reverted to the old contract.

In Article 8 states that the value of the return on the investment cost included in the determination letter new working area and a new cooperation contract. Related to the type of contract, Article 10 is mentioned, the completion of undepreciated cost already accounted for in part so that the contractor does not affect the calculation of gross profit sharing scheme split.

Minister of Energy and Mineral Resources shall be entitled to the value of the return on investment by considering the economics of upstream investment activities and the recommendation SKK Migas. 

     Associated with the new beleid, President Director of PT Pertamina Hulu Energi (PHE) Mount Sardjono Hadi admitted that it did not understand the contents of the new regulations. The reason is, there are still costs that can not be depreciated in the Offshore North West Java (ONWJ) who had switched to split the gross contract in January 2017.

PROFIT SHARING

PHE ONWJ is the same contractor well in the previous contract while using the gross cost recovery or split. In the old contract, the management ONWJ still leave undepreciated cost of US $ 450 million.

      According to him, the cooperation contract changes, it could be considered that these costs could increase the revenue share (split) contractor. Because, there are an additional burden in the form of taxes, rental fees for dependents facilities also charge a 10% share offer to enterprises.

Additional revenue can only be a maximum of 5% and considering the economic field. Conversion undepreciated cost into additional revenue only when the contractor contractor filed its own transition from contract gross cost recovery be split as stipulated in Article 25 of Regulation No. 8/2017 on Contracts Gross Split.

"If you do not put the split calculation, very heavy," he said, Wednesday (12/4).

Director of Upstream Oil and Gas Ministry of Energy and Mineral Resources Single say, the economic field would certainly be a consideration of the investment cost recovery. However, it was seen by case basis and can not apply to all areas of work.

Government commissioned PT Pertamina to manage eight blocks with a gross scheme split. This is the eighth block Tuban Block, Ogan Ogan, Sanga-Sanga, South East Sumatra, Central, North Sumatra Offshore, East Kalimantan, and Attaka.

IN INDONESIAN

Peralihan operator blok migas

Investasi Ditanggung Kontraktor Baru

Kontraktor baru akan menanggung biaya investasi yang telah sudah dikeluarkan oleh kontraktor existing dalam masa peralihan pengelolaan blok minyak dan gas bumi.

Hal itu sesuai dengan ketentuan dalam Peraturan Menteri ESDM No. 26/2017 tentang Mekanisme Pengembalian Biaya Investasi pada Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi yang terbit pada 30 Maret 2017. Dalam beleid itu terdapat 14 pasal dengan beberapa poin utama.

Pertama, pemerintah menjamin pengembalian biaya investasi pada masa transisi kepada kontraktor eksis. Hal itu tercantum pada Pasal 3 Peraturan Menteri ESDM No. 26/2017 yang menyebut kontraktor berhak atas pengembalian biaya investasi yang dilakukan untuk menjaga tingkat produksi. 

     Pada Pasal 5 dan 6 diatur tentang pengembalian biaya investasi untuk perpanjangan kontrak yang menerapkan pengembalian biaya operasi atau cost recovery bisa dilanjutkan.

Sementara itu, bila pada kontrak berikutnya beralih menjadi kontrak bagi hasil kotor atau gross split, biaya investasi di masa transisi juga biaya investasi yang belum dikembalikan atau unrecovered cost diperhitungkan dalam bagian kontraktor. 

     Di sisi lain, bila terdapat kontraktor lain yang memiliki hak pengelolaan, pengembalian biaya investasi bisa dibagi secara proporsional sesuai dengan kepemilikan saham partisipasi.

Pada Pasal 6, jika kontrak tidak diperpanjang dan masih terdapat biaya investasi yang belum dikembalikan, beban pengembalian dilakukan oleh kontraktor baru. Adapun, nilai pengembalian biaya investasi merupakan sisa biaya investasi yang belum dikembalikan pada kontrak lama. 

Pada Pasal 8 menyebutkan bahwa nilai pengembalian atas biaya investasi dicantumkan dalam surat penetapan pengelolaan wilayah kerja baru dan kontrak kerja sama baru. Terkait dengan jenis kontrak, pada Pasal 10 disebutkan, penyelesaian undepreciated cost sudah diperhitungkan dalam bagian kontraktor sehingga tidak mempengaruhi perhitungan bagi hasil pada skema gross split.

Menteri ESDM juga berhak menetapkan nilai pengembalian investasi dengan mempertimbangkan keekonomian kegiatan investasi hulu setelah mendapat rekomendasi SKK Migas. Terkait dengan beleid baru itu, Presiden Direktur PT Pertamina Hulu Energi (PHE) Gunung Sardjono Hadi mengaku bahwa pihaknya belum memahami isi peraturan baru tersebut. Pasalnya, saat ini masih terdapat biaya yang tidak bisa terdepresiasi pada Blok Offshore North West Java (ONWJ) yang baru beralih ke kontrak gross split pada Januari 2017.

BAGI HASIL

PHE ONWJ merupakan kontraktor yang sama baik pada kontrak sebelumnya saat menggunakan cost recovery maupun gross split. Pada kontrak lama, pengelolaan ONWJ masih meninggalkan undepreciated cost US$ 450 juta.

     Menurutnya, dengan perubahan kontrak kerja sama, bisa dipertimbangkan agar biaya tersebut bisa menambah bagi hasil (split) kontraktor. Pasalnya, masih terdapat tambahan beban berupa pajak, biaya sewa fasilitas juga biaya tanggungan untuk penawaran saham 10% kepada BUMD.

Tambahan bagi hasil hanya bisa dilakukan maksimum 5% dan mempertimbangkan keekonomian lapangan. Konversi undepreciated cost menjadi tambahan bagi hasil kontraktor hanya dilakukan bila kontraktor mengajukan sendiri peralihan kontrak dari cost recovery menjadi gross split seperti diatur dalam Pasal 25 Peraturan Menteri No. 8/2017 tentang Kontrak Gross Split.

“Kalau tidak dimasukkan perhitungan split, sangat berat," katanya, Rabu (12/4). 

Direktur Pembinaan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Tunggal mengatakan, keekonomian lapangan tentunya akan menjadi pertimbangan tentang pengembalian biaya investasi. Namun, hal itu dilihat per kasus dan tidak bisa berlaku untuk semua wilayah kerja. 

Pemerintah menugaskan PT Pertamina untuk mengelola delapan blok dengan skema gross split. Kedelapan blok ini adalah Blok Tuban, Ogan Komering, Sanga-Sanga, South East Sumatera, Tengah, North Sumatera Offshore, East Kalimantan, dan Attaka. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Thursday, April, 13, 2017