The government finally issued Government Regulation No. 27 of 2017 which is a revision of Government Regulation 79/2010 on cost recovery and cost of income tax in upstream oil and gas sector. PP 27/2017 is expected to stimulate the national oil and gas investment again.
Director General of Oil and Gas of the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja optimistic that PP 27/2017 will have a positive impact for the upstream oil and gas industry. Because the consistency of regulation that regulates the oil and gas sector is necessary considering the investment is long-term, capital-intensive, and has a high risk.
"We expect future investment and upstream oil and gas upstream activities," he said in Jakarta, Tuesday (4/7).
One of the significant changes in PP 27/2017 is the opening of the possibility of determining the sharing of dynamic results (Sliding scale split) on a production sharing contract (PSC), pursuant to Article 10A. In its explanation, the term for the dynamic sharing is intended for profit and risk sharing of changes affecting oil and gas activities, such as changes in oil and / or gas prices, oil and / or gas production levels, and the ratio of revenue And petroleum operating costs.
In addition, PP 27/2017 also offers a number of incentives for contractors of joint contracts (KKKS) as set forth in Article 10. The incentive form of upstream activities is investment credit, rewards for Domestic Market Obligation (DMO), and Accelerated depreciation.
While non-tax state revenue incentives, among others, in the form of policy in the utilization of state property Used by contractors in petroleum operations and other conveniences. Furthermore for taxation, the new PP Cost Recovery also provides a number of facilities as in Articles 26A and 26B.
For the exploration phase, oil and gas companies may obtain import duty exemption facilities on the import of goods used in the framework of oil and gas operations, no Value Added Tax (VAT) or VAT tax and sales tax on luxury goods payable, no tax collection of Article 22 Imports of goods subject to import duty exemption, and a 100% reduction in the land and building tax (PBB) of the indebted taxes and buildings listed in the Annual Income Tax Form (SPPT) during the exploration period.
For oil and gas blocks of exploitation stage, including field processing, transportation, storage, and sales of their own production, are also entitled to the same tax facilities. However, the granting of this tax facility is given by the Minister of Finance based on the consideration of the project's economics from the relevant Minister.
With various incentives Wiratmaja optimistic national oil and gas production can also be maintained. Beleid is expected to help government efforts to maintain national oil production in order not to fall below 800 thousand barrels per day (bpd) in the future.
"Hopefully it will help [maintain production above 800 thousand bpd], because investment in production field becomes more attractive," he said.
Not Significant
Meanwhile, Executive Director of Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wayong said, the issuance of PP 27/2017 is no longer a significant impact as when issued a few years ago. The reason is that the government is now pushing new oil and gas termination blocks and oil and gas blocks using PSC gross split scheme with no cost recovery.
"If the oil and gas company wants to take it Government Regulation no. 27/2017, now it should not, because it is now using gross split, "he said.
In addition, the issuance of PP 27/2017 judged too slow. The reason, for oil and gas contracts signed in early 2010, exploration phase promised various incentives have been passed. Most of the oil and gas blocks have entered the exploitation stage. While Incentives for oil and gas blocks of exploitation phase should be based on the Minister's decision.
That is, incentives are not automatically assigned. In fact, KKKS must see the whole economy from exploration to exploitation to decide whether to invest or not.
Therefore, it asked the government to facilitate the provision of incentives for oil and gas blocks of exploitation. "It means that the assessment will also be seen from the business side," Marjolijn said.
About the internal rate of investment (IRR), for example, the government asked him to speak with the KKKS. The reason, IRR can not be set on one number only, given the multinational oil and gas companies will see opportunities in other countries as well. So it could be the number of IRR is considered appropriate for the Government of Indonesia, still less competitive than other countries.
Then related to the tax facilities provided the implementation is still waiting for further regulations from the Ministry of Finance.
"The government must immediately finalize the regulation so that the intention to improve the oil and gas exploration climate can run," he said.
Nevertheless, IPA still appreciate the government's effort to issue this PP 27/2017. The reason, for oil and gas companies that sign contracts around 2015 ago, this beleid much to give ease. This is because the oil and gas blocks
Managed KKKS is still in the exploration stage.
"So if for new contracts that are still the exploration phase, I think this [PP 27/2017] is good. Hopefully for the still exploration, see this is a good opportunity, "said Marjolijn.
Marjolijn admitted, it will still conduct a thorough review of the contents of PP 27/2017. So far, although better than PP 79/2010, PP 27/2017 judged not meet the overall proposal of IPA in order to restore the appeal of upstream oil and gas industry in Indonesia.
It advises the government to keep accommodating the principles of assume and discharge. The government agreed that there needs to be a revision of Government Regulation 79/2010 because it is a barrier to national oil and gas investment. If not found solutions, this beleid will make upstream oil and gas activities continue to decrease as reflected by the continued decline of oil production from 800 thousand bpd and predicted to be 400 thousand bpd by 2020.
This decline is not only due to the old oil and gas wells, but also the absence of exploration activities. One of the problems arising from this Government Regulation 79/2010 is to remove the assume and discharge regime in which the government will replace all indirect taxes paid by the contractor through reimbursement. PP 79/2010 turns it into a cost recovery regime where the tax is paid to the contractor as an operating cost and can enter cost recovery.
This change is considered to increase the risk that must be borne by investors. The reason, oil and gas contractors have to bear taxes even since the exploration period that if it fails, then a permanent burden of investors. The removal of assumes and discharges also makes the economics of the project declining, especially in deep-sea projects that require substantial costs.
IN INDONESIA
Pemerintah Terbitkan Revisi PP Cost Recovery
Pemerintah akhirnya menerbitkan Peraturan Pemerintah (PP) Nomor 27 Tahun 2017 yang merupakan revisi dari PP 79/2010 tentang biaya operasi yang dapat dikembalikan (cost recovery) dan perlakuan pajak penghasilan di sektor hulu migas. PP 27/2017 ini diharapkan dapat menggairahkan kembali investasi migas nasional.
Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) I Gusti Nyoman Wiratmaja optimis PP 27/2017 ini akan memberikan dampak positif bagi industri hulu migas. Pasalnya, konsistensi regulasi yang mengatur sektor migas sangat diperlukan mengingat investasinya bersifat jangka panjang, padat modal, dan memiliki resiko tinggi.
“Kami harapkan ke depan investasi dan kegiatan usaha hulu migas bergairah kembali,” kata dia di Jakarta, Selasa (4/7).
Salah satu perubahan yang signifikan dalam PP 27/2017 ini yakni dibukanya kemungkinan penetapan bagi hasil dinamis (sliding scale split) pada kontrak kerjasama (production sharing contract/PSC), sesuai Pasal 10A.
Dalam penjelasannya disebutkan bagi hasil dinamis ini dimaksudkan untuk pembagian keuntungan dan resiko terhadap perubahan-perubahan yang mempengaruhi kegiatan migas, antara lain perubahan harga minyak dan atau gas, tingkat produksi minyak dan atau gas, serta rasio antara penerimaan dan biaya operasi perminyakan.
Selain itu, PP 27/2017 juga menawarkan sejumlah insentif bagi kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) seperti tertuang dalam Pasal 10. Bentuk insentif kegiatan hulu ini antara lain investment credit, imbalan untuk kewajiban memasok dalam negeri (domestic market obligation/DMO), dan percepatan depresiasi.
Sementara insentif penerimaan negara bukan pajak antara lain berupa kebijakan dalam pemanfaatan barang milik negara yang digunakan oleh kontraktor dalam operasi perminyakan dan kemudahan lainnya. Selanjutnya untuk perpajakan, PP Cost Recovery yang baru ini juga menyediakan sejumlah fasilitas seperti dalam Pasal 26A dan 26B.
Untuk tahap eksplorasi, perusahaan migas dapat memperoleh fasilitas pembebasan bea masuk atas impor barang yang digunakan dalam rangka operasi migas, tidak ada pemungutan pajak pertambahan nilai (PPN) atau PPN dan pajak penjualan atas barang mewah yang terutang, tidak ada pemungutan pajak penghasilan Pasal 22 atas impor barang yang mendapat pembebasan bea masuk, serta pengurangan 100% pajak bumi dan bangunan (PBB) dari pajak bumi dan bangunan terutang yang tercantum dalam Surat Pemberitahuan Pajak Tahunan (SPPT) selama masa eksplorasi.
Untuk blok migas tahap eksploitasi, termasuk kegiatan pengolahan lapangan, pengangkutan, penyimpanan, dan penjualan hasil produksi sendiri, juga berhak mendapat fasilitas perpajakan yang sama. Hanya saja, pemberian fasilitas perpajakan ini diberikan Menteri Keuangan berdasarkan pertimbangan keekonomian proyek dari Menteri terkait.
Dengan berbagai insentif Wiratmaja optimis produksi migas nasional juga dapat terjaga. Beleid ini diharapkan bisa membantu upaya pemerintah mempertahankan produksi minyak nasional agar tidak turun di bawah 800 ribu barel per hari (bph) ke depannya.
“Semoga sangat membantu [mempertahankan produksi di atas 800 ribu bph] , karena investasi lapangan produksi menjadi lebih menarik,” kata dia.
Tak Signifikan
Sementara itu, Direktur Eksekutif Indonesian Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wayong menuturkan, penerbitan PP 27/2017 ini tidak lagi berdampak signitikan seperti ketika dikeluarkan beberapa tahun lalu. Pasalnya, pemerintah kini mendorong blok migas terminasi dan blok migas baru menggunakan PSC skema bagi hasil kotor (gross split) yang tidak ada cost recovery.
“Kalau Perusahaan migas mau mengambil itu Peraturan Pemerintah No. 27/ 2017, sekarang sudah tidak boleh, karena sekarang sudah menggunakan gross split,” kata dia.
Selain itu, penerbitan PP 27/2017 ini dinilainya terlalu lamban. Pasalnya, bagi kontrak migas yang diteken di awal-awal 2010, tahap eksplorasi yang dijanjikan berbagai insentif sudah terlewati. Kebanyakan blok migas tersebut sudah masuk tahap eksploitasi. Sementara
insentif bagi blok migas tahap eksploitasi harus berdasarkan keputusan Menteri.
Artinya, insentif tidak otomatis diberikan. Padahal, KKKS harus melihat keseluruhan keekonomian dari masa eksplorasi hingga eksploitasi untuk dapat memutuskan apakah akan melakukan investasi atau tidak.
Karenanya, pihaknya meminta pemerintah untuk mempermudah pemberian insentif bagi blok migas eksploitasi. “Artinya penilaiannya tolong dilihat juga dari segi bisnisnya,” tegas Marjolijn.
Soal tingkat pengembalian investasi (internal rate of investment/IRR) misalnya, pemerintah dimintanya untuk dapat bicara dengan KKKS. Pasalnya, IRR tidak dapat ditetapkan pada satu angka saja, mengingat perusahaan migas multi nasional akan melihat peluang di negara Iain juga. Sehingga bisa saja angka IRR yang dinilai sudah sesuai bagi Pemerintah Indonesia, masih kalah bersaing dari negara lain.
Kemudian terkait fasilitas perpajakan yang diberikan ternyata implementasinya masih menunggu peraturan lebih lanjut dari Kementerian Keuangan.
“Pemerintah harus segera merampungkan peraturan yang dimaksud agar niat untuk memperbaiki iklim eksplorasi migas dapat berjalan,"
tuturnya.
Meski demikian, IPA tetap mengapresiasi upaya pemerintah menerbitkan PP 27/2017 ini. Pasalnya, bagi perusahaan migas yang meneken kontraknya sekitar 2015 lalu, beleid ini banyak memberi kemudahan. Hal ini lantaran blok migas yang dikelola KKKS tersebut masih dalam tahap eksplorasi.
“Jadi kalau untuk kontrak-kontrak baru yang masih tahap eksplorasi, menurut saya ini [PP 27/ 2017] baik. Mudah-mudahan untuk yang masih eksplorasi, melihat ini adalah kesempatan baik,” tutur Marjolijn.
Marjolijn mengakui, pihaknya masih akan melakukan kajian menyeluruh terhadap isi PP 27/2017. Sejauh ini, meski lebih baik dari PP 79/2010, PP 27/ 2017 dinilainya belum memenuhi keseluruhan usulan IPA dalam rangka mengembalikan daya tarik industri hulu migas di Indonesia.
Pihaknya menyarankan pemerintah untuk tetap mengakomodasi prinsip assume and discharge. Pemerintah sepakat perlu ada revisi PP 79/2010 lantaran menjadi penghambat investasi migas nasional. Jika tidak dicarikan solusi, beleid ini akan membuat kegiatan hulu migas terus berkurang yang tercermin dari terus menurunnya produksi minyak dari 800 ribu bph dan diprediksi menjadi 400 ribu bph pada 2020.
Penurunan ini bukan hanya lantaran sumur migas yang sudah tua, tetapi juga tidak adanya kegiatan eksplorasi. Salah satu masalah yang timbul dari PP 79/2010 ini yakni menghapus rezim assume and discharge di mana pemerintah akan mengganti seluruh pajak tidak langsung yang dibayar kontraktor melalui reimbursement. PP 79/2010 mengubahnya menjadi rezim cost recovery dimana pajak tersebut dibayar pada kontraktor sebagai biaya operasi dan dapat masuk cost recovery.
Perubahan ini dinilai memperbesar resiko yang harus ditanggung investor. Pasalnya, kontraktor migas harus menanggung pajak bahkan sejak masa eksplorasi yang jika gagal, maka menjadi beban permanen investor. Penghapusan assume and discharge juga membuat keekonomian proyek semakin menurun, utamanya di proyek laut dalam yang membutuhkan biaya besar.
Investor Daily, Page-9, Wednesday, July 5, 2017
No comments:
Post a Comment