mas vick,
Kalau saya melihatnya sistem bagi hasil di introduce pada tahun 1951, namun
sistem PSC modern memang dimulai pada tahun 1966 setelah 2 tahun negosiasi
antara PERMINA dengan IIAPCO untuk WK ONWJ. kenapa modern: karena pokok-pokok
kontrak tersebut hingga saat ini masih dipakai.
namun kalau membagi PSC dengan digabungkan UU-nya maka:
Generasi pertama (1960 - 1976):
* Produksi minyakd an gas bumi setiap tahun dibagi menjadi dua bagian,
yaitu:
* 40% pertama disebut sebagai cost oil yang dialokasikan untuk
pengembalian biaya eksplorasi dan eksploitasi. (Ceiling Cost Recovery)
* 60% sisanya disebut sebagai profit oil atau equity oil yang dibagi:
* 65% untuk PERMINA dan 35% untuk Kontraktor untuk produksi 75 ribu
BOPD
* 67.5% % Pertamina, 32 % % Kontraktor untuk produksi antara 75.000 sid
200.000 per hari:
* 70 % Pertamina, 30 % Kontraktor untuk produksi di atas 200.000 barrel
per hari.
* Jangka Waktu eksplorasi selama 6 Tahun, dan dapat diperpanjang 2 kali
(masing-masing 2 tahun)
* Pajak Sebesar 56% dan tidak dibedakan antara pajak coorporate dan
dividen.
* Komersialitas dibatasi dengan minimum pendapatan negara adalah 49%
dari pendapatan kotor dan ditentukan oleh Pertamina dan Kontraktor.
* DMO sebesar 25% dari milik kontraktor dengan pembayaran sebesar
US$0.2/bbl.
Generasi kedua (1976 - 1988):
Dalam usahanya pemerintah meningkatkan keuntungan, pemerintah berusaha untuk
mengganti model yang sebelumnya memberikan dua level bagi hasil dihapuskan dan
menjadi satu bagi hasil sebesar 85:15 (70:30 untuk gas) bagi Pertamina.
Perkecualian untuk Rokan PSC di mana bagi hasilnya 88:12 untuk Pertamina.
· Penerimaan Negara dibagi dalam dua kelompok yaitu:
- Penerimaan Negara berupa Pajak Perseroan dan Dividen termaksud dalam
peraturan perpajakan yang berlaku pada saat penandatanganan perjanjian
- Penerimaan Negara diluar pajak-pajak tersebut dalam butir 1 di atas,
termasuk bagian produksi yang diserahkan kepada Negara sebagai pemilik kuasa
atas sumber daya minyak dan gas bumi, kewajiban kontraktor menyerahkan sebagian
dari produksi yang diterimanya untuk kebutuhan dalam negeri, bea masuk, iura
pembanguna daerah (PBB), bonus, dan lain-lain.
- Pajak sebesar 56% yang terdiri dari 45% pajak Coorporate dan 11% pajak
Dividen.
· Limit cost recoveryyang sebelumnya 40% dihapuskan, sehingga
Kontraktor dapat mendapatkan kembali maksimum 100% dari revenue untuk
penggantian biayadan didasarkan pada Generally Accepted Acounting principle
(GAAP).
· Selisih antara Pendapatan Kotor per tahun dengan Cost Recovery,
Kemudian dibagi antara Pertamina dan Kontraktor masing masing sebesar 65.91% :
34.09% (minyak) 31.82% : 68.18% (gas). Bagian Kontraktor akan dikenakan pajak
total sebesar 56% (terdiri dari 45% pajak pendapatan dan 20% pajak dividen),
dengan demikian pembagian bersih setelah pajak adalah : 85% : 15% (minyak) dan
70% : 30% (gas).
· pajak turun dari 56% menjadi 48%, maka untuk mempertahankan
pembagian (share) diatas, pembagian produksi sebelum kena pajak diubah menjadi
: 71.15% : 28.85% (minyak) dan 42.31% : 57.69% (gas).
· Untuk lapangan baru, Kontraktor diberikan kredit investasi
sebesar 20% dari pengeluaran kapital untuk fasilitas produksi. dan diberikan
DMO Holiday selama 5 tahun.
· DMO sebesar 25% dari milik kontraktor dengan pembayaran sebesar
US$0.2/bbl.
· Jangka Waktu Eksplorasi selama 6 Tahun, dan tidak dapat
diperpanjang (dalam beberapa kontrak dapat diperpanjang satu kali selama 2
tahun).
· Komersialitas dibatasi dengan minimum pendapatan negara adalah
49% dari pendapatan kotor dan ditentukan oleh Pertamina dan Kontraktor
Generasi ketiga (1988 - 1993):
Pada tahun 1988 dan 1989, fiscal term yang telah direvisi tersebut
diperkenalkan sebagai model PSC baru. Perubahan penting dalam model PSC
tersebut adalah diberlakukannya FTP, kenaikan besaran DMO fee, dan perbaikan
terms untuk proyek-proyek marginal, frontier, deepwater dan reservoir
pre-tersier .Pada tahun 1988 Pertamina memperkenalkan beberapa terms and
condition yang berbeda untuk kontrak area baru dan perpanjangan. Kontrak area
baru dibagi menjadi 2 kategori yaitu konvensional dan frontier. Komersialitas
dibatasi dengan minimum pendapatan negara adalah 25% dari pendapatan kotor dan
ditentukan oleh Pertamina dan Kontraktor
Generasi keempat (1994 - 2001): titik acuan PP Nomor 35 Tahun 1994
* Dana ASR
* Besaran pajak berubah dari 48% menjadi 44% yang terdiri dari 30% dan
pajak dividen sebesar 14%.
* Standar investment credit untuk keperluan cost recovery turun dari
17% menjadi 15.78%.
* Skema bagi hasil sebelum pajak juga berubah menjadi 73.22%:26.78%.
* DMO sebesar 25% dari milik kontraktor (15% dari harga export setelah
5 tahun pertama produksi)
* Jangka Waktu Esplorasi selama 6 tahun dan hanya dapat diperpanjang 1
kali selama 4 tahun
* Komersialitas tidak diberi batasan minimum pendapatan pemerintah.
* Sebelum melakukan kegiatannya Kontraktor diwajibakan melakukan
environmental base line study.
* Perubahan ke satu
Pada tahun 1997, Pertamina merubah beberapa pokok terms & condition dalam
rangka meningkatkan kegiatan eksplorasi. Pokok-pokok tersebut adalah:
* Sebelum generasi keempat komitmen dalam bab IV PSC berupa komitmen
finansial maka dalam PSC generasi ini komitmen berubah menjadi komitmen
Finansial dan Kegiatan. Namun pelaksanaannya masih dihitung secara finansial.
* Sebelum generasi keempat komitmen dalam bab IV PSC berupa komitmen
finansial tanpa ada pembagian jenis komitmen maka dalam PSC generasi ini
berubah menjadi untuk 3(tiga) tahun atau 2 (dua) tahun pertama disebut sebagai
komitmen pasti. Apabila gagal memenuhi komitmen pasti dan kontraktor
mengembalikan wilayah kerja tersebut maka kontraktor wajib membayar kekurangan
pelaksanaan komitmen pasti tersebut.
Perubahan kedua
Pada tahun 1998, besaran harga DMO berubah dari 15% menjadi 25% harga ekspor
Perubahan ketiga
Pada tahun 1999, mulai diperkenalkan istilah performance deficiency notice.
Generasi kelima:2001-2007: perubahan dari finansial komitmen menjadi work
program Komitmen
Generasi Keenam: 2008-skrg: POD Basis, dana ASR dalam escrow account, LCCA,
Subsequent Petroleum Discovery, persyaratan perpanjangan jangka waktu
eksplorasi dipertegas, penurunan pajak penghasilan mengikuti UU No.36 Tahun 2008
perubahan pertama-2009: untuk WK GMB diperkenalkan Handling production before
POD.
Salam,
Sunjaya
Eksplorasi-BPMIGAS
________________________________
From: Rovicky Dwi Putrohari <rovi...@gmail.com>
To: IAGI <iagi-net@iagi.or.id>; geologi...@googlegroups.com; Migas_Indonesia
Moderator <migas_indonesia-ow...@yahoogroups.com>
Sent: Friday, December 2, 2011 11:05 AM
Subject: [iagi-net-l] Perkembangan PSC di Indonesia
Dari beberapa artikel atau bacaan dimedia internet maupun cetak dan lainnya
saya mensarikan secara sederhana sbb :
PSC pertamakali diintroduce tahun 1965. Hingga saat ini PSC di Indonesia sudah
melewati 3 generasi.
* Generasi pertama (1965 - 1978) dimana cost recovery dibatasi sebesar
40%, bagian kontraktor adalah 35% bersih dan DMO tanpa grace period.
* Generasi kedua (1978 - 1988) dimana cost recovery tidak ada
pembatasan, bagian kontraktor 15% bersih, investment credit sebesar 20% dan DMO
dengan harga pasar untuk 5 tahun.
* Generasi ketiga (1988 - skrg) dimana mulai dikenalkan adanya FTP
(First Tranche Petroleum) yang besarnya 20% dari produksi gross serta DMO yang
bervariasi antara harga ekspor.
Sayangnya kebanyakan hanya mengkaji perkembangan soal fiskalnya saja. Sedangkan
kalimat-perkalimatnya jarang yg mengkaji sisi hukum dan tatacara
pengelolaannya.
Misalnya soal data yang saya lihat berbeda antara kontrak tahun 2008 dengan
kontrak 1990an.
Adakah masa-masa penting yg perlu dicatat dalam perkembangan kontrak PSC di
Indonesia hingga saat ini ?
Thanks for sharing
RDP
--
"Sejarah itu tidak pernah usang untuk terus dipelajari"
