Government Is Revising PP Cost Recovery

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

June, ICP Down Again to US $ 43.66 Per Barrel

Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Ignatius Jonan set the price of Indonesian crude oil (Indonesian Crude Price / ICP) in June at US $ 43.66 per barrel. The ICP stipulated by Minister of Energy and Mineral Resources Decree No. 2380K / 12 / MEM / 2017 decreased by US $ 3.43 per barrel compared to May's ICP of US $ 47.09 per barrel.

"If we look at the last two months, the ICP has gone down. ICP in April amounted to US $ 49.56 per barrel, then fell in May to US $ 47.09 per barrel, then fell again this June to US $ 43.66 per barrel, "said Jonan in his official statement on Tuesday (4/7 ).

The decline in ICP was triggered by weakening world oil prices. The average price of Brent oil in June was US $ 47.55 per barrel, down from US $ 51.39 per barrel in the previous month. Similarly, West Texas Intermediate (WTI) oil in June also fell to US $ 45.20 per barrel compared to US $ 48.54 per barrel in the previous month.

While OPEC basket fell by US $ 4.01 per barrel from US $ 49.20 per barrel to US $ 45.19 per barrel. Decrease in oil prices The world is caused by several factors. First, based on the publication of the International Energy Agency (IEA) and the Organization of Petroleum Exporting Countries (OPEC) in June, OPEC's crude oil production in May rose by 290 thousand Barrels Per Day (BPD) and 336 thousand bpd.

While for non-OPEC oil production in May rose 300 thousand bpd to 57.83 million bpd compared to April. Then, the United States Energy Information Administration (EIA) report stating the level of gasoline stock and distillate fuel oil Uncle Sam's country during June increased compared to May.

In detail, gasoline stocks rose by 4 million barrels to 241 million barrels and distillate fuel oil stocks rose 5.3 million barrels to 152.3 million barrels. Furthermore, according to Baker Hughes Incorporated data, there is an increase in the number of rig count in the United States last month by 33 rig to 941 rig compared to May.

As for the Asia-Pacific region, the decline in oil prices is due to refinery turnover in Japan and the declining trend in crude oil demand growth in the country. Second, based on the IEA publication, there is a decrease in demand for crude oil products in South Korea and China.

Thus, said Jonan, the average ICP during the period from January to June was US $ 48.84 per barrel. In detail, ICP in January stood at US $ 51.88 per barrel, February at US $ 52.5 per barrel, March at US $ 48.71 per barrel, April US $ 49.56 per barrel, May US $ 47.09 per barrel And June US $ 43.66 per barrel.

He said the average ICP below US $ 50 per barrel is good because the value of oil and gas imports could become smaller. In addition, it also has the potential to reduce the cost of supply of electricity (BPP). "But the impact if Oil prices below US $ 50 per barrel continue, interest for oil and gas investment or exploration will not rise, "he said.

Oil prices that survive in low numbers is also a positive impact on the price of fuel oil (BBM). President Joko Widodo has stated that the price of Premium and Solar type of fuel does not rise this July. Furthermore, Jonan asserted, fuel prices will not change until September. Likewise for the price of liquefied petroleum gas (LPG).

IN INDONESIA

Juni, ICP Turun Lagi Menadi US$ 43,66 Per Barel

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan menetapkan harga minyak mentah Indonesia (Indonesian Crude

Price/ICP) Juni sebesar US$ 43,66 per barel. ICP yang ditetapkan melalui Keputusan Menteri (Kepmen) ESDM Nomor 2380K/ 12/ MEM/ 2017 tersebut turun sebesar US$ 3,43 perbarel dibandingkan ICP Mei sebesar US$ 47,09 per barel.

“Kalau kami lihat sudah dua bulan terakhir ini ICP turun terus. ICP April sebesar US$ 49,56 per barel, lalu turun pada Mei menjadi US$ 47,09 per barel, lalu turun lagi Juni ini menjadi US$ 43,66 per barel,” kata Jonan dalam keterangan resminya, Selasa (4/7).

Penurunan ICP tersebut dipicu oleh melemahnya harga minyak dunia. Harga rata-rata minyak jenis Brent pada Juni lalu tercatat sebesar US$ 47,55 per barel, turun dari bulan sebelumnya sebesar US$ 51,39 per barel. Demikian halnya dengan minyak West Texas Intermediate (WTI) pada Juni lalu juga turun menjadi US$ 45,20 per barel dibanding bulan sebelumnya yang sebesar US$ 48,54 per barel. 

Sementara Basket OPEC turun sebesar US$ 4,01 per barel dari US$ 49,20 per barel menjadi US$ 45,19 per barel. Penurunan harga minyak dunia tersebut diakibatkan oleh beberapa faktor. Pertama, berdasarkan publikasi International Energy Agency (IEA) dan Organization ofthe Petroleum Exporting Countries (OPEC) Juni lalu, produksi minyak mentah OPEC pada Mei lalu naik sebesar 290 ribu barel per hari (bph) dan 336 ribu bph. 

Sementara untuk produksi minyak Non-OPEC pada Mei lalu tercatat naik 300 ribu bph menjadi 57,83 juta bph dibandingkan April. Kemudian, laporan Energy Information Administration (EIA) Amerika Serikat yang menyatakan tingkat stok gasoline dan distillate fuel oil Negeri Paman Sam itu selama Juni lalu meningkat dibandingkan dengan Mei.

Rincinya, stok gasoline naik 4 juta barel menjadi sebesar 241 juta barel dan stok distillate fuel oil naik 5,3 juta barel menjadi sebesar 152,3 juta barel. Selanjutnya, menurut data Baker Hughes Incorporated, terdapat peningkatan jumlah rig count di Amerika Serikat pada bulan lalu sebanyak 33 rig menjadi 941 rig dibandingkan Mei.

Sementara untuk kawasan Asia Pasifik, penurunan harga minyak disebabkan adanya perawatan (turn around) kilang di Jepang dan kecenderungan menurunnya pertumbuhan permintaan minyak mentah di negara tersebut. Kedua, berdasarkan publikasi IEA, terdapat penurunan permintaan produk minyak mentah di Korea Selatan dan China.

Sehingga, tutur Jonan, rata-rata ICP selama periode Januari-Juni ini menjadi sebesar US$ 48,84 per barel. Rincinya, ICP Januari, tercatat sebesar US$ 51,88 per barel, Februari US$ 52,5 per barel, Maret US$ 48,71 per barel, April US$ 49,56 per barel, Mei US$ 47,09 per barel dan Juni US$ 43,66 per barel.

Dikatakannya, rata-rata ICP yang di bawah US$ 50 per barel ini berdampak bagus karena nilai impor migas bisa menjadi lebih kecil. Selainitu, hal ini juga berpotensi menurunkan Biaya Pokok Penyediaan (BPP) pembangkitan listrik. “Tetapi dampaknya kalau harga minyak di bawah US$ 50 per barel terus, minat untuk investasi migas atau eksplorasi tidak akan naik,” kata dia.

Harga minyak yang bertahan di angka rendah ini juga berdampak positif pada harga bahan bakar minyak (BBM). Presiden Joko Widodo telah menyampaikan bahwa harga BBM jenis Premium dan Solar tidak naik pada Juli ini. Selanjutnya, Jonan menegaskan, harga BBM tidak akan berubah sampai September nanti. Demikian juga untuk harga gas minyak cair (liquefied petroleum gas/LPG).

Investor Daily, Page-9, Wednesday, July 5, 2017

Four Strategic Projects Can Supply Long Term Gas

Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) establishes an additional four gas projects included in the national strategic project. The four is the project operator Inpex Masela, Indonesia Deepwater Development, which is operated by Chevron Indonesia and Tangguh Train III with BP Tangguh operator.

One more project Tiung Jambaran Blue, through Pertamina EP Cepu as the operator. Four projects have entered into strategic projects because they have substantial gas reserves.

"The Blue Square Tiung Jambaran there were approximately 170 MMSCFD of gas production, then production Indonesia Deepwater Development is also quite large," said Arcandra Tahar, Vice Minister of Energy and Mineral Resources on the sidelines of the Coordinating Ministry for maritime Halal bihalal at Balai Kartini in Jakarta, Tuesday (4/7 ).

MEMR count, project Masela, Indonesia Deepwater Development, Tangguh Train III and Jambaran Tiung Blue can meet the needs of the national gas 10 years to 20 years. If development goes smoothly, Indonesia is no longer importing gas. The government hopes that the development of projects can be accelerated.

IN INDONESIA

Empat Proyek Strategis Bisa Suplai Gas Jangka Panjang  

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) menetapkan tambahan empat proyek gas yang masuk dalam proyek strategis nasional. Keempatnya adalah proyek Masela dengan operator Inpex Corporation, Indonesia Deepwater Development, yang dioperasikan Chevron Indonesia dan Tangguh Train III dengan operator BP Tangguh. 

Satu lagi, proyek Jambaran Tiung Biru, melalui Pertamina EP Cepu sebagai operator. Empat proyek tadi masuk proyek strategis karena memiliki cadangan gas yang cukup besar. 

"Lapangan Jambaran Tiung Biru itu di sana ada produksi gas sekitar 170 mmscfd, kemudian produksi Indonesia Deepwater Development juga cukup besar," jelas Arcandra Tahar, Wakil Menteri ESDM di sela Halal bihalal Kementerian Koordinator Kemaritiman di Balai Kartini di Jakarta, Selasa (4/7). 

Kementerian ESDM menghitung, proyek Masela, Indonesia Deepwater Development, Tangguh Train III dan Jambaran Tiung Biru bisa memenuhi kebutuhan gas nasional 10 tahun hingga 20 tahun. Kalau pengembangan berjalan mulus, Indonesia tidak lagi  mengimpor gas. Pemerintah berharap pengembangan proyek-proyek itu bisa dipercepat.

Kontan, Page-14, Wednesday, July 5, 2017

Tax Incentives Start from the Exploration Period

Finally, President Joko Widodo also signed Government Regulation (PP) no. 27 / 2017. This beleid is a revision of Government Regulation No. 89/2010 on Refundable Operating Costs and the Treatment of Income Taxes in Upstream Oil and Gas Business Fields. Secretary of the Directorate General of Oil and Gas of the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) Susyanto explained, PP. 27/2017 it applies only to contracts with production sharing contract (PSC) system using cost recovery.

"PP No. 27/2017 substitute PP No. 79/2010. So only for cost recovery PSC," said Susyanto.

Crucial point in it is the minister has the authority to determine the results of dynamic or sliding scale split. In addition, the minister can also provide tax holiday with the provisions of taxation and approved by the Minister of Finance. In the new rules, the government inserted a new clause on tax facilities. 

Article 26 A states that at the exploration stage, oil and gas contractors obtain an exemption from import duty on the import of goods. Then, there are four criteria that are not levied by value added tax and sales tax on luxury goods.

First acquisition of goods subject to certain taxes or services subject to certain taxes. Second, the import of goods subject to certain taxes. Third, the utilization of certain intangible taxable goods from outside the customs area within the customs area. Fourth, the utilization of services subject to certain taxes from outside the customs area within the customs area.

Rules derived from the Executive Director of Indonesia Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong said the oil and gas industry players are still waiting for the derivative rules as the implementation of PP 27/2017 to see the impact.

"Currently we are still doing a thorough review of the contents of PP. 27/2017. "But there are some things we've seen right now," Marjolijn said

IPA highlights several important points, namely there is the intention of the government to improve the oil and gas business climate by providing some tax facilities during the exploration period. Unfortunately, the facilities for the exploitation or production stage can only be given based on the government's consideration. 

    That is, there is no certainty for the contractor to get the tax facilities in the exploitation period. Whereas the contractor should see the overall economy of oil and gas business from exploration to exploitation.

This is important in order to decide whether to explore exploration or not, "explained Marjolijn.

He also highlighted the tax facilities provided by the government in PP no. 27/2017 is because they still have to wait for Regulation of the Minister of Finance. As a result IPA considers the new provisions are not strong enough to attract upstream oil and gas investment in Indonesia.

"Although it appears that PP No.27 / 2017 is better than PP. 79/2010. But it has not met the IPA proposal to improve the attractiveness of oil and gas investment in Indonesia, "said Marjolijn.

IN INDONESIA

Insentif Pajak Mulai dari Masa Eksplorasi

Akhirnya, Presiden Joko Widodo meneken juga Peraturan Pemerintah (PP) No. 27/ 2017. Beleid ini merupakan revisi PP  N0 89/2010 tentang Biaya Operasi yang Dapat Dikembalikan dan Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. Sekretaris Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Susyanto menjelaskan, PP No. 27/2017 itu hanya berlaku untuk kontrak dengan sistem production sharing contract (PSC) dengan menggunakan cost recovery. 

"PP No. 27/2017 pengganti PP No. 79/2010. Jadi hanya untuk PSC cost recovery," kata Susyanto.

Poin krusial di dalamnya adalah menteri mempunyai kewenangan menentukan bagi hasil dinamis atau sliding scale split. Selain itu, menteri juga bisa memberikan tax holiday dengan ketentuan perpajakan dan disetujui Menteri Keuangan. Dalam aturan baru,  pemerintah menyelipkan klausul baru tentang fasilitas perpajakan. 

Pasal 26 A menyebutkan, pada tahap eksplorasi, kontraktor migas memperoleh fasilitas pembebasan pungutan bea masuk atas impor barang. Kemudian, ada empat kriteria yang tidak dipungut pajak pertambahan nilai dan pajak penjualan atas barang mewah. 

Pertama perolehan barang terkena pajak tertentu atau jasa terkena pajak tertentu. Kedua, impor barang terkena pajak tertentu. Ketiga, pemanfaatan barang terkena pajak tidak berwujud tertentu dari luar daerah pabean di dalam daerah pabean. Keempat, pemanfaatan jasa terkena pajak tertentu dari Iuar daerah pabean di dalam daerah pabean.  

Aturan turunan Direktur Eksekutif Indonesia Petroleum Association (IPA) Marjolijn Wajong mengatakan, pelaku industri migas masih menunggu aturan turunan sebagai implementasi PP 27/2017 tersebut untuk melihat dampaknya. 

“Saat ini kami masih melakukan kajian menyeluruh terhadap isi PP No. 27/2017. "Tapi ada beberapa hal yang sudah kami lihat saat ini," ujar Marjolijn

IPA menyoroti beberapa poin penting, yakni ada niat pemerintah mau memperbaiki iklim bisnis migas dengan memberikan beberapa fasilitas perpajakan pada masa eksplorasi. Sayang, fasilitas untuk tahap eksploitasi atau produksi tersebut baru bisa diberikan berdasarkan pertimbangan pemerintah. 

    Artinya, belum ada kepastian bagi kontraktor mendapatkan fasilitas perpajakan tersebut pada masa eksploitasi. Padahal kontraktor harus meIihat keseluruhan keekonomian usaha migas dari masa eksplorasi sampai eksploitasi.

Ini penting agar dapat memutuskan apakah akan melakukan eksplorasi eksplorasi atau tidak, "jelas Marjolijn. 

Ia juga menyoroti fasilitas perpajakan yang diberikan pemerintah dalam PP No. 27/2017 ini karena masih harus menunggu Peraturan Menteri Keuangan. Alhasil IPA  menganggap ketentuan baru tersebut belum cukup kuat menarik investasi hulu migas di Indonesia. 

“Walaupun kelihatannya PP No.27/2017 lebih baik daripada PP No. 79/2010. Tapi belum memenuhi usulan IPA untuk memperbaiki daya tarik investasi migas di Indonesia, " kata Marjolijn. 

Kontan, Page-14, Wednesday, July 5, 2017

Baker Hughes is partnering with GE

International oil and gas company Baker Hughes is partnering with General Electric Oil and Gas to target sales of industrial equipment, digital solutions and all aspects of the oil and gas sector in the world including Indonesia. Baker Hughes and GE have announced the completion of the merged transaction. 

     Common stock of class A Baker Hughes GE will start trading at The New York Stock Exchange (NYSE) market with the BHGE symbol at the opening of the NYSE on July 5, 2017.

SHGE CEO Lorenzo Simonelli said the combined two international oil and gas companies would help all companies managing Oil and GAS working areas to increase productivity and minimize drilling costs and risks.

Machine and digital to improve reliability, open new opportunities, and inherit an international industry culture. Meanwhile, the merger of two companies will also improve the performance of oil and gas in the country as GE Oil and Gas has been eyeing several oil and gas projects in Indonesia, one of the Abadi Field, Masela Block.

President Director of GE Oil and Gas lwan S. Chandra explained that LNG project is big enough in Indonesia now only from Masela Block. Lwan realized to go into the project Masela still have to wait for the opening of the tender for the development of oil and gas blocks located in the Arafuru Sea, the Moluccas.

"Inpex Masela is our target, but it is still in the tender process," said Lwan.

Iwan explained that GE has so far been involved in the Arun LNG project, Badak LNG, Tangguh Train III LNG, and Donggi Senoro LNG. For the upstream oil and gas project, GE has entered the deepwater (Indonesia Deepwater Development / IDD) project operated by Chevron. 

     This year, GE is targeting three small scale LNG projects in Java, Sumatra and Kalimantan. But the project still has to wait for investors willing to develop the small-scale gas field.

MAP OF REFINERY LNG IN INDONESIA

IN INDONESIA

Baker Hughes Gandeng GE

Perusahaan minyak dan gas bumi internasional Baker Hughes menggandeng General Electric Oil and Gas untuk menyasar penjualan perangkat industri, solusi digital, dan seluruh aspek sektor migas di dunia termasuk di Indonesia. Baker Hughes dan GE telah mengumumkan penyelesaian transaksi penggabungan usaha. Saham umum kelas A Baker Hughes GE akan mulai diperdagangkan di Pasar Bursa Saham New York (NYSE) dengan simbol BHGE pada pembukaan NYSE pada 5 Juli 2017. 

CEO SHGE Lorenzo Simonelli mengatakan, gabungan dua perusahaan migas internasional tersebut akan membantu seluruh perusahaan pengelola Wilayah Kerja minyak dan gas bumi untuk meningkatkan produktivitas dan memperkecil biaya dan risiko pengeboran. 

Mesin dan digital untuk meningkatkan kehandalan, membuka peluang baru, dan mewarisi budaya industri bertaraf internasional. Sementara itu, penggabungan dua perusahaan itu juga akan meningkatkan kinerja migas di dalam negeri mengingat GE Oil and Gas sudah mengincar beberapa proyek migas di Indonesia, salah satunya Lapangan Abadi, Blok Masela. 

Presiden Direktur GE Oil and Gas lwan S. Chandra menjelaskan, proyek LNG yang cukup besar di Indonesia saat ini hanya dari Blok Masela. lwan menyadari untuk masuk ke proyek Masela masih harus menunggu dibukanya tender pengembangan blok migas yang berlokasi di Laut Arafuru, Maluku tersebut. 

“Inpex Masela itu target kami, tetapi ini masih dalam proses tender,” ujar lwan. 

Iwan menjelaskan bahwa sejauh ini GE telah masuk di proyek LNG Arun, LNG Badak, LNG Tangguh Train III, dan LNG Donggi Senoro. Untuk di proyek hulu migas, GE telah masuk di proyek laut dalam (Indonesia Deepwater Development/ IDD) yang dioperasikan oleh Chevron. 

     Tahun ini, GE mengincar tiga proyek LNG skala kecil yang ada di Jawa, Sumatra dan Kalimantan. Namun proyek tersebut masih harus menunggu investor yang bersedia mengembangkan lapangan gas skala kecil tersebut.

Bisnis Indonesia, Page-22, Wednesday, July 5, 2017

Crowds Bear the Burden of Development of Refineries

It has been 25 years for Indonesia to no longer build oil refineries (BBM). As a result, these days, the capacity of existing refineries is well below national fuel requirements. The total fuel import this year is estimated at 98.6 million barrels, of which Premium is the largest of which is 62.06 million and Pertamax 36 million barrels.

Is it wrong to import fuel? Reforminer Institute Executive Director Komaidi Notonegoro said, imports must be done because the condition is forcing it so. Other countries also imported petroleum products to meet their domestic needs. Call it Japan and Singapore, it depends on 100% fuel import.

He said that there is no standard figure which becomes the ideal limit of import portion compared to the fuel needs of one country. Japan and Singapore have no problem fulfilling their needs through imports, these two countries do not have natural resources.

MAP OF OIL REFINERY IN INDONESIA

"But as a country that still has natural resources, we should first optimize the potential that we have. After that, we only import the rest, "he said.

Therefore, the construction of new refineries plays an important role. Probably not to remove the import option, but the construction of refineries, he said could suppress the number of fuel imports.

The data of PT Pertamina proves this, when the Residual Rluid Catalytic Cracking (RFCC) unit at the Cilacap Refinery is completed and the Trans Pacific Petrochemical Refinery of Indotama operates, Premium imports are corrected from 73.7 million barrels to 62 million barrels in one year.

Of course the construction of refineries should not be long-winded. Indonesia must rush to realize additional refinery capacity. "[Import] should be suppressed if the scenario [construction of the refinery] is on time," he stressed.

Indonesia, through Pertamina, has started construction of refineries, both new units and capacity and quality improvement of existing refineries. No half-hearted, six refinery projects will be worked out at once.

Construction of two new units in Tuban, East Java and Bontang, East Kalimantan, and repair of four existing refineries spread across Balongan, West Java; Balikpapan, East Kalimantan; Dumai, Riau; Sorta Cilacap, Central Java.

However, it is not easy to work on this refinery project. The amount of fund needed is huge, the addition of Balongan Refinery capacity requires US $ 1.27 billion, Balikpapan Refinery US $ 5.3 billion, Cilacap Refinery US $ 4.5 billion, Tuban Refinery about US $ 13 billion, and Bontang Refinery about USS8 billion. While Pertamina's ability is limited by other assignments from

government.

As a result, Pertamina revised the refinery project's completion target. In last year's disclosure, when Pertamina was still led by Dwi Soetjipto, the entire refinery project is targeted to be completed by 2023, which also ends imports. In detail, Balikpapan refinery is targeted to be completed by 2019, Tuban refinery in 2021, Cilacap refinery in 2022, as well as Dumai Refinery, Balongan Refinery, and Bontang Refinery in 2023.

Then in the first presentation of Elia Massa Manik as the company's new president director earlier this year, the target is corrected. Precisely, Balikpapan refinery and Balongan new projected completion in 2020, followed Cilacap and Tuban in 2021, Bontang in 2023, as well as the Dumai refinery in 2024. Finally, on exposure to the Commission VII of the House of Representatives, the target was revised settlement Balikpapan refinery back into 2021, Cilacap refinery in 2023, and Bontang refinery in 2024.

Pertamina Finance Director Arif Budiman explained that the revision of this target due to the acceleration of the construction of the refinery project will make the financial burden to accumulate in certain years. Thus, the company's debt ratio to earnings before interest, taxes, depreciation, and amortization (EBITDA) could exceed the safe limit.

"If the schedule yesterday (accelerated), there may be years where 3.5 times (the safety limit debt) was missed, as in 2019-2020," said Arief.

He explained, if you look at the ratio between debt and EBITDA, international company standards ideally below 2 times. However, the ratio of debt to Pertamina EBITDA is currently maintained below 3.5 times. Although, this condition is admitted no problem as long as it can maintain the financial health of the company.

"But ideally for us, for a growing company, maybe [debt to EBITDA ratio] below 3 times," he said.

Moreover project financing is not the only funding model used by the company. Project financing can not cover the entire investment needs of the refinery project, which is only about 60-70% only. The rest, Pertamina must close it with internal cash or other model funding.

However, Deputy Minister of Energy and Mineral Resources (ESDM) Arcandra Tahar quoted President Joko Widodo, stated that the problem of the debt ratio should not be a reason for delay in the refinery project.

The reason, this can be solved by changing the accounting standards of recording financial statements such as PT PLN so that no longer burdened debt of private power producers.

"If we [want], [the completion of the project] refinery in accordance with the initial target," he said.

Pertamina is not doing nothing. Elia Massa Manik revealed, it will discuss with its partners related liability arising from the agreement that Pertamina provide offtake guaranty. As is known, Pertamina is working on improving and increasing the capacity of Cilacap Refinery with Saudi Aramco, while the construction of Tuban Refinery with Rosneft Corporation.

"We will talk with partners how to reduce this exposure liability. Because if we recognize the liability in our book, then the convenant will be reduced. This will be discussed with partners in the steering committee, "he said.

Based on this condition, Komaidi said that the government should intervene, considering the impact of the refinery settlement change will affect Indonesia macro. Primarily, this will have an impact on the stability of the Rupiah exchange rate, as the need for imported foreign exchange will be greater. The aspects of energy and economic resilience are also potentially disrupted if not well prepared.

"I think the government needs to intervene if the conditions are so. [For example] an assignment to Pertamina with financing options from the State Budget or other options is what the government should consider, "he explained.

One of the solutions was initiated by Member of Commission VII DPR RI Dito Ganinduto. According to him, the government needs to immediately pay off the debts of carry over to Pertamina which reached Rp 30 trillion. The reason, in line with Komaidi, the resignation of the refinery settlement schedule will erode the country's foreign exchange and weaken the rupiah. This will actually harm the country even more.

"The figure of Rp 30 trillion is very large and this is a carry over debt. Pertamina's balance sheet will be ugly and this will make it difficult for Pertamina to get funds to build the refinery. So the government should immediately solve this problem, "said Dito.

IN INDONESIA

Ramai-ramai Menanggung Beban Pembangunan Kilang

Sudah 25 tahun ini Indonesia tidak lagi membangun kilang bahan bakar minyak (BBM). Dampaknya, hari-hari ini, kapasitas kilang yang ada jauh di bawah kebutuhan BBM nasional. Secara total impor BBM tahun ini diperkirakan sebesar 98,6 juta barel, di mana porsi Premium merupakan yang terbesar yakni 62,06 juta dan Pertamax 36 juta barel.

Salahkah impor BBM? Direktur Eksekutif Reforminer Institute Komaidi Notonegoro menuturkan, impor harus dilakukan lantaran memang kondisinya memaksa demikian. Negara-negara lain juga mengimpor produk minyak guna memenuhi kebutuhan dalam negerinya. Sebutlah Jepang dan Singapura, justru tergantung pada impor BBM 100%.

Dikatakannya memang tidak ada angka baku yang menjadi batas ideal porsi impor dibanding kebutuhan BBM satu negara. Jepang dan Singapura tidak masalah memenuhi seluruh kebutuhannya melalui impor, dua negara ini memang tidak memiliki sumber daya alam.

“Tetapi sebagai negara yang masih punya sumber daya alam, harusnya kita optimalkan dulu potensi yang kita miliki. Setelah itu, baru sisanya kita impor,” kata dia.

Karenanya, pembangunan kilang baru memegang peranan penting. Mungkin memang tidak sampai menghapus opsi impor, namun pembangunan kilang, disebutnya dapat menekan angka impor BBM. 

Data PT Pertamina membuktikan hal ini, ketika unit Residual Rluid Catalytic Cracking (RFCC) di Kilang Cilacap rampung dan Kilang Trans Pacific Petrochemical Indotama beroperasi, impor Premium terkoreksi dari 73,7 juta barel menjadi 62 juta barel dalam

satu tahun.

Tentu saja pembangunan kilang jangan bertele-tele. Indonesia harus bergegas merealisasikan tambahan kapasitas kilang. “ [Impor] harusnya bisa ditekan kalau skenarionya [pembangunan kilang] tepat waktu," tegas dia.

Indonesia, melalui Pertamina, telah memulai pembangunan kilang, baik unit baru maupun peningkatan kapasitas dan kualitas dari kilang yang ada. Tidak tanggung-tanggung, enam proyek kilang akan digarap sekaligus.

Pembangunan dua unit baru di Tuban, Jawa Timur dan Bontang, Kalimantan Timur, serta perbaikan empat kilang eksisting yang tersebar di Balongan, Jawa Barat; Balikpapan, Kalimantan Timur; Dumai, Riau; sorta Cilacap, Jawa Tengah.

Namun, tidak mudah mengerjakan proyek kilang ini. Dana yang dibutuhkan sangat besar, penambahan kapasitas Kilang Balongan membutuhkan dana US$1,27 miliar, Kilang Balikpapan US$5,3 miliar, Kilang Cilacap US$4,5 miliar, Kilang Tuban sekitar US$ 13 miliar, dan Kilang Bontang sekitar USS8 miliar.  Sementara kemampuan Pertamina terbatas oleh penugasan-penugasan lain dari

pemerintah.

Alhasil, Pertamina merevisi target penyelesaian proyek kilang. Pada paparan akhir tahun lalu, ketika Pertamina masih dipimpin Dwi Soetjipto, seluruh proyek kilang ditargetkan selesai pada 2023, yang juga mengakhiri impor. Rincinya, Kilang Balikpapan ditargetkan rampung pada 2019, Kilang Tuban pada 2021, Kilang Cilacap pada 2022, serta Kilang Dumai, Kilang Balongan, dan Kilang Bontang pada 2023.

Kemudian pada paparan perdana Elia Massa Manik sebagai direktur utama baru perseroan di awal tahun ini, target tersebut dikoreksi. Tepatnya, Kilang Balikpapan dan Balongan diproyeksikan baru selesai pada 2020, disusul Kilang Cilacap dan Tuban pada 2021, Kilang Bontang pada 2023, serta Kilang Dumai pada 2024. Terakhir, pada paparan kepada Komisi VII DPR RI, target penyelesaikan Kilang Balikpapan kembali direvisi menjadi 2021, Kilang Cilacap pada 2023, dan Kilang Bontang pada 2024.

Direktur Keuangan Pertamina Arif Budiman menjelaskan, revisi target ini lantaran percepatan pengerjaan proyek kilang akan membuat beban keuangan menumpuk di tahun-tahun tertentu. Sehingga, rasio utang perusahaan terhadap pendapatan sebelum bunga, pajak, depresiasi, dan amortisasi (EBITDA) bisa melebihi batas aman.

“Kalau dengan schedule kemarin (dipercepat), mungkin ada tahun-tahun di mana 3,5 kali (batas aman utang) itu terlewat, seperti di 2019-2020,” ujar Arief.

Dijelaskannya, jika menilik rasio antara utang dan EBITDA, standar perusahaan internasional idealnya di bawah 2 kali. Namun, rasio utang terhadap EBITDA Pertamina saat ini dijaga di bawah 3,5 kali. Walaupun, kondisi ini diakuinya tidak masalah selama pihaknya mampu menjaga kesehatan keuangan perusahaan.

“Tetapi idealnya buat kami, buat perusahaan yang berkembang, mungkin [rasio utang terhadap EBITDA] di bawah 3 kali,” kata dia. 

Apalagi project financing bukan satu-satunya model pendanaan yang dipakai perusahaan. Project financing tidak dapat menutup seluruh kebutuhan investasi proyek kilang, yakni hanya sekitar 60-70% saja. Sisanya, Pertamina harus menutupnya dengan kas internal atau pendanaan model lainnya.

Namun, Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arcandra Tahar mengutip pernyataan Presiden Joko Widodo, menyatakan bahwa masalah rasio utang harusnya tidak menjadi alasan penundaan proyek kilang. 

Pasalnya, hal ini bisa diselesaikan dengan mengubah standar akuntansi pencatatan laporan keuangan seperti yang dilakukan PT PLN sehingga tidak lagi terbebani utang produsen listrik swasta.

“Kalau kita [inginnya], [penyelesaian proyek] kilang sesuai dengan target awal,” ujarnya.

Pertamina bukannya tidak melakukan apapun. Elia Massa Manik mengungkapkan, pihaknya bakal membahas dengan mitra-mitranya terkait liability yang timbul dari kesepakatan bahwa Pertamina memberikan offtake guaranty. Seperti diketahui, Pertamina menggarap perbaikan dan peningkatan kapasitas Kilang Cilacap bersama Saudi Aramco, sementara pembangunan Kilang Tuban dengan Rosneft Corporation.

“Kami akan bicara dengan partner bagaimana mengurangi exposure liability ini. Karena kalau diakui liability di buku kami, maka convenant akan berkurang. Ini akan dibahas dengan partner dalam steering comittee,” ujarnya.

Atas kondisi ini, Komaidi menilai pemerintah harus turun tangan, mengingat dampak dari perubahan jadwal penyelesaian kilang akan mempengaruhi Indonesia secara makro. Utamanya, hal ini akan berdampak pada stabilitas nilai tukar Rupiah, karena kebutuhan devisa impor akan makin besar. Aspek ketahanan energi dan ekonomi juga berpotensi terganggu jika tidak disiapkan dengan baik.

“Saya kira pemerintah perlu intervensi jika kondisinya demikian. [Misalnya] penugasan kepada Pertamina dengan opsi pembiayaan dari APBN atau opsi lain merupakan yang perlu menjadi pertimbangan pemerintah,” jelasnya.

Salah satu solusinya dicetuskan oleh Anggota Komisi VII DPR RI Dito Ganinduto. Menurutnya, pemerintah perlu segera melunasi utang carry over kepada Pertamina yang mencapai Rp 30 triliun. Pasalnya, senada dengan Komaidi, mundurnya jadwal penyelesaian kilang akan menggerus devisa negara dan melemahkan Rupiah. Hal ini justru akan merugikan negara lebih besar lagi.

“Angka Rp 30 triliun itu sangat besar dan ini merupakan utang carry over. Neraca Pertamina akan menjadi jelek dan ini menyulitkan Pertamina untuk mendapatkan dana untuk membangun kilang. Jadi pemerintah harus segera menyelesaikan masalah ini,” tegas Dito.

Investor Daily, Page-9, Tuesday, July 4, 2017