PSC Gross Split vs Conventional as per MEMR Regulation revised 52 tahun 2017

1. GROSS SPLIT PSC

2. “Cost Inefficiency”
“Slow Approval Process”
WHY GROSS SPLIT ??
Cartoon: Courtesy Google
Cost Recovery Debate/Discussion/Misunderstanding
Has Become Contra-Productive

3. Sumber: Benny Lubiantara, Ekonomi Migas - Tinjauan Aspek Komersial Kontrak Migas, Penerbit Grasindo, 2012

4. The Gross Split is a PSC type, not a Concession type
even though the construction of the flow chart is similar
GROSS SPLIT PSC

6. POSSIBLE MAIN BENEFITS OF
GROSS SPLIT:
(From the Projects Economics Points of Views)
COSTS
EFFIECIENCIES
EARLIER PROJECT
ONSTREAM

7. Tujuan Gross Split
1. Mendorong usaha eksplorasi dan eksploitasi yang lebih
efektif dan cepat.
2. Mendorong para kontraktor Migas dan Industri Penunjang
Migas untuk lebih efisien sehingga lebih mampu menghadapi
gejolak harga minyak dari waktu ke waktu.
3. Mendorong Bisnis Proses Kontraktor Hulu Migas (K3S) dan
SKK Migas menjadi lebih sederhana dan akuntabel. Dengan
demikian Sistem Pengadaan (procurement) yang birokratis
dan perdebatan yang terjadi selama ini menjadi berkurang.
4. Mendorong K3S untuk mengelola biaya operasi dan
investasinya dengan berpijak kepada sistem keuangan
korporasi bukan sistem keuangan negara.

8. Kedaulatan Negara
Gross Split TIDAK akan menghilangkan kendali negara karena:
1. Penentuan wilayah kerja ditangan negara.
2. Penentuan kapasitas produksi dan lifting ditentukan
negara serta aspek komersil Migas.
3. Pembagian hasil ditentukan negara.
4. Penerimaan Negara menjadi lebih pasti.
5. Produksi dibagi di titik serah.

9. Prinsip Umum Gross Split
- Barang milik negara (Pasal 21 Permen ESDM No. 08 Tahun 2017)
”seluruh barang dan peralatan yang secara langsung digunakan dalam Kegiatan Usaha
Hulu Minyak dan Gas Bumi yang dibeli Kontraktor menjadi milik/kekayaan Negara yang
pembinaannya dilakukan oleh Pemerintah dan dikelola oleh SKK Migas”
- Pengadaan Barang dilakukan Oleh Kontraktor Secara Mandiri (Pasal
18 Permen ESDM No. 08 Tahun 2017)
Ayat (1) : “Kontraktor wajib mengutamakan penggunaan tenaga kerja warga negara
Indonesia, pemanfaatan barang, jasa, teknologi, serta kemampuan rekayasa dan rancang
bangun dalam negeri.”
- Biaya operasi dapat digunakan sebagai pengurang penghasilan dalam
menghitung penghasilan kena pajak Kontraktor (Pasal 14 Permen
ESDM No. 08 Tahun 2017)
- SKK MIGAS Menyetujui atau Menolak Rencana Kerja Kontraktor,
sedangkan Anggaran hanya sebatas sebagai data dukung dalam evaluasi Rencana
Kerja (Pasal 15 Permen ESDM No. 08 Tahun 2017)

10. Manfaat dari Sistem Gross Split
1. Share Pain – Share Gain.
2. Resiko Bisnis dimitigasi melalui incentive split.
3. Bisnis Governance: Kontraktor lebih independen dalam pengambilan
keputusan bisnis. Penguatan Fungsi SKK Migas menjadi lebih fokus
menjalankan fungsinya sebagai badan pengawas dan pelaksana.
4. Mempersingkat Bisnis Proses. Paling tidak akan menghemat waktu 2-3
tahun dalam hal procurement proses sehingga Early Production akan
terjadi. Meningkatkan keekonomian lapangan (IRR).
5. Mendorong Industri migas lebih kompetitif, pengelolaan SDM, Teknologi
dan sistem dan biaya operasi.
6. TKDN dipersyaratkan sebagai bagian dari insentif.
7. Menjamin pendapatan negara melalui PNBP. Resiko keuangan pada
pengelolaan biaya operasi (“cost recovery”) migas dapat dihindari.

11. Contractor Split
Contractor Split Base Split
Komponen
Variabel
Komponen
Progresif
= ++
Kriteria penambahan split:
1. Status lapangan
2. Lokasi lapangan (onshore,
offshore)
3. Kedalaman reservoir
4. Ketersediaan infrastruktur
pendukung
5. Kondisi reservoir
6. Kondisi CO2
7. Kondisi H2S
8. Berat Jenis Minyak Bumi
(API)
9. Tingkat Komponen Dalam
Negeri (TKDN)
10. Tahapan Produksi
Kriteria penambahan split:
1. Harga minyak
2. Kumulatif Produksi

12. Pemerintah Kontraktor
Minyak 57 43
Gas 52 48
Base Split

13. Komponen Variabel
Karakteristik
Koreksi Split Bagian
Kontraktor
1
Status
Lapangan
POD I 5%
POD II 3 %
No POD 0%
2
Lokasi
Lapangan
Onshore 0.0%
Offshore (0<h≤20m) 8.0%
Offshore (20<h≤50m) 10.0%
Offshore (50<h≤150m) 12.0%
Offshore (150<h≤1000m) 14.0%
Offshore (>1000m) 16.0%
Kriteria Pemberian Insentif

14. Karakteristik
Koreksi Split Bagian
Kontraktor
3 Kedalaman
reservoir
≤ 2500 m 0
> 2500 m 1%
4 Ketersediaan
infrastruktur
pendukung
Well developed 0
New Frontier OFF shore
New Frontier ON shore
2%
4%
5 Kondisi
reservoir
Konvensional 0
Non Konvensional 16%
Komponen Variabel
Kriteria Pemberian Insentif

15. Karakteristik
Koreksi Split Bagian
Kontraktor
6
Kandungan
CO2 (%)
<5% 0.0%
5%≤x<10% 0.5%
10%≤x<20% 1.0%
20≤x<40% 1.5%
40%≤x<60% 2.0%
x≥60% 4.0%
7
Kandungan
H2S (ppm)
<100 0.0%
100≤x<300 0.5%
300≤x<500 0.75%
x≥500 1.0%
8
Berat Jenis
Minyak Bumi
(API)
API<25 1%
API≥25 0
Kriteria Pemberian Insentif
Komponen Variabel

16. Karakteristik
Koreksi Split Bagian
Kontraktor
9
Tingkat
Komponen
Dalam Negeri
(TKDN)
<30% 0 %
30%≤x<50% 2.0%
50%≤x<70% 3.0%
70%≤x<100% 4.0%
10
Tahapan
Produksi
Primer 0%
Sekunder 6%
Tersier 10%
Kriteria Pemberian Insentif
Komponen Variabel

19. Karakteristik
Koreksi Split Bagian
Kontraktor
11
Harga Minyak
Mentah
(US$/bbl)
<40 7.5%
40≤x<55 5.0%
55≤x<70 2.5%
70≤x<85 0.0%
85≤x<100 -2.5%
100≤x<115 -5.0%
≥115 -7.5%
12
Kumulatif
Produksi
<1 mmboe 5.0%
1≤x<10 mmboe 4.0%
10≤x<20 mmboe 3.0%
20≤x<50 mmboe 2.0%
50≤x<150 mmboe 1.0%
≥150 mmboe 0.0%
Kriteria Pemberian Insentif
Komponen Progresif

20. SPLIT DETERMINATION
Contractor Split
Before Tax
=
Base Split
Variable Split
+/-
Progressive Split
+/-
Oil - 57% : 43% (Gov : Contractor)
Gas - 52% : 48%

21. VARIABLE AND PROGRESSIVE SPLIT
No: Variable Split Adjustment
1 Block Status Plan of Development (POD) (5%)  5%
2 Field Locations Onshore or Offshore, Water Depth 0 m
– > 1000 m)
0% 16%
3 Reservoir Depth X <= 2,500m and X > 2,500 m 0% 1%
4 Infrastructure Well Developed, New Frontier 0% 2%
5 Reservoir Conditions Conventional or Non-Conventional 0% 16%
6 CO2 Content X < 5% up to X >= 60% 0% 4%
7 H2S Content X < 100 ppm up to X >= 500 ppm 0% 1%
8 API Gravity X < 25 and X > 25 0% 1%
9 Local Content X < 30% up to X > 70% 0% 4%
10 Production Phase Primary, Secondary, Tertiary 0% 5%
No: Progressive Split Adjustment
1 Oil Price X < 40 $/bbl up to X >= 115 $/bbl (7.5%)  7.5%
2 Cumulative
Production
X < 1 MMBOE, X > 150 MMBOE 0% 5%

22. No: Variable Split Adjustment
1 Block Status POD 1 5%
2 Field Locations > 100O m 16%
3 Reservoir Depth X >2,500 m 1%
4 Infrastructure New Frontier 2%
5 Reservoir Conditions Conventional 0%
6 CO2 Content 10% < X < 20% 1%
7 H2S Content 100 < X <300 ppm 0.5%
8 API Gravity X > 25 0%
9 Local Content 50% < X < 70% 3%
10 Production Phase Primary 0%
No: Progressive Split Adjustment
1 Oil Price X = 50 $/bbl 5%
2 Cumulative
Production
X = 20 MMBOE 3%
28.5%
8%
Contractor Split Before Tax:
Oil = 43% + 28.5% + 8% = 79.5% IF Oil Price 70 $/bbl = 74.5%
Gas = 48% + 28.5% + 8% = 84.5%
ILLUSTRATION

23. No: Variable Split Adjustment
1 Block Status POD 1 5%
2 Field Locations Onshore 0%
3 Reservoir Depth X >2,500 m 1%
4 Infrastructure Well Developed 0%
5 Reservoir Conditions Conventional 0%
6 CO2 Content 10% < X < 20% 1%
7 H2S Content X < 100 ppm 0%
8 API Gravity X > 25 0%
9 Local Content 50% < X < 70% 3%
10 Production Phase Primary 0%
No: Progressive Split Adjustment
1 Oil Price X = 50 $/bbl 5%
2 Cumulative
Production
X = 20 MMBOE 3%
10%
8%
ILLUSTRATION
Contractor Split Before Tax:
Oil = 43% + 10% + 8% = 61% IF Oil Price 70 $/bbl = 56%
Gas = 48% + 10% + 8% = 66%

24. Kewenangan SKK Migas Sesuai
PP 35/2004 dan Permen ESDM 17/2017
SKK Migas menyelenggarakan fungsi :
a. Pemberian pertimbangan kepada Menteri atas penyiapan dan
penawaran Wilayah Kerja serta Kontrak Kerja Sama;
b. Penandatanganan Kontrak Kerja Sama;
c. Pengkajian dan penyampaian rencana pengembangan lapangan yang
pertama kali akan diproduksikan dalam suatu Wilayah Kerja kepada
Menteri untuk mendapatkan persetujuan;
selaind. Pemberian persetujuan rencana pengembangan lapangan
sebagaimana dimaksud dalam huruf c;
e. Pemberian persetujuan rencana kerja dan anggaran KKKS;
f. Pelaksanaan monitoring dan pelaporan kepada Menteri mengenai
pelaksanaan Kontrak Kerja Sama; dan
g. Penunjukan penjual Minyak Bumi dan/atau Gas Bumi bagian Negara
yang dapat memberikan keuntungan sebesar-besarnya bagi Negara.

25. Kewenangan SKK Migas sesuai
Permen ESDM 8/2017
No Kewenangan
Permen
ESDM
8/2017
1 Mengusulkan kepada Menteri ESDM atas penetapan perhitungan bagi hasil
(komponen variabel dan progresif), yang merupakan satu kesatuan dengan
persetujuaan POD pertama
8 ayat(1)
2 Menetapkan bagi hasil (komponen variabel dan progresif) untuk POD
selanjutnya. 8 ayat(2)
3 Penyesuaian bagi hasil yang diakibatkan komponen progresif harga minyak bumi
yang dilakukan setiap bulan 9 ayat(1)
4 Melakukan evaluasi serta menyetujui/menolak terhadap rencana kerjayang
disusun dan disampaikan oleh Kontraktor
15 ayat(2)
dan ayat(4)
5 Menandatangani berita acara penyesuaian bagi hasil (split)GS 10
6 Dalam hal pada saat pengembangan lapangan selanjutnya terjadi perbedaan
bagi hasil yang telah disetujui oleh Menteri ESDM pada POD pertama yang
diakibatkan komponen variabel dan progresif, Kepala SKK Migas wajib meminta
persetujuan perbedaan bagi hasil kepada MenteriESDM
16 ayat(3)

26. Kewenangan SKK Migas sesuai
Permen ESDM 8/2017
No Kewenangan
Permen
ESDM
8/2017
7 Pengelolaan seluruh barang dan peralatan secara langsung digunakan dalam
kegiatan usaha hulu migas yang dibeli Kontraktor serta menjadi milik/kekayaan
negara yang pembinaannya dilakukan oleh Pemerintah
21
8 Mengelola tanah yang telah diselesaikan proses pembebasannyaoleh
Kontraktor yang menjadi miliknegara
22
9 Melaksanakan pengendalian dan pengawasan terhadap pelaksanaan KBH GS 23 ayat(1)
10 Pengendalian terbatas pada perumusan kebijakan terhadap rencana kerjadan
anggaran yang diajukan olehkontraktor
23 ayat(2)
11 Pengawasan dilakukan terhadap realisasi kegiatan utama operasional Kontraktor
meliputi Eks dan Ept sesuai dengan persetujuan rencanakerja
23 ayat(4)
12 Memberikan pertimbangan atas kriteria penetapan teknis atas komponen
variable dan progresif sebagaimana dimaksud pada Lampiran Permen ESDMNo.
8/2017
Lampiran

27. UU No 22 / 2001
Kewenangan WP&B
Permen ESDM No 8/2017
Bagaimana keberlakuan
AFE & PIS?

28. Pengaturan Perpajakan
perpajakan yang baru (mengatur mekanisme
GS secara khusus), akan kah mengacu pada
ketentuan perpajakan yang berlaku saat ini?

29. TKDN (Pengadaan)
Insentif
Perhitungan Split
(untuk TKDN pada
masaPOD)
Sebelum & Sesudah
Masa POD?
KEWAJIBAN
Mengutamakan
Barang & Jasa DN
Pengadaansecara
Mandiri
- Kewajiban?
- Insentif?
- Pengawasan?
Tinjau Ulang dengan
Kondisi Aktual pada
saat On Stream
*bentuk pengawasan*tidak ada peran SKK Migas
Pasal 79 ayat (1) PP 35/2004 :
“Kontraktor wajib mengutamakan pemanfaatan barang, jasa, teknologi, serta kemampuan
rekayasa dan rancang bangun dalam negeri secara transparan dan bersaing.”

30. Kepemilikan Asset
Pasal 21 Permen ESDM 8/2017
Seluruh barang dan peralatan yang secara langsung digunakan dalam Kegiatan Usaha
Hulu Minyak dan Gas Bumi yang dibeli Kontraktor menjadi milik/kekayaan Negara yang
pembinaannya dilakukan oleh Pemerintah dan dikelola SKK Migas
Pasal 22 Permen ESDM 8/2017
1) Tanah yang telah diselesaikan proses pembebasannya oleh Kontraktor menjadi
milik Negara dan dikelola SKK Migas, kecuali tanah sewa
2) Tanah sebagaimana dimaksud pada ayat (1) wajib dimohon sertifikat hak atas
tanahnya sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan
Pasal 78 ayat (1) PP 35/2004:
“Seluruh barang dan peralatan yang secara langsung digunakan dalam kegiatan usaha
hulu yang dibeli Kontraktor menjadi milik/kekayaan negara yang pembinaannya
dilakukan oleh Pemerintah dan dikelola oleh Badan Pelaksana (saat ini SKK Migas)”

31. Potensi Aspek Positif Gross Split PSC
• Praktis dalam business process (POD, WP&B, AFE)
• Praktis dalam proses pengadaan barang dan jasa
• Tidak lagi menjadi asumsi dasar dalam APBN sebagaimana asumsi harga
minyak dan tingkat produksi/lifting
• Berkurangnya potensi terjadinya kriminalisasi kasus cost recovery dispute
• Tidak ada cost recovery dan net profit split  proses audit terbatas pada
volume produksi / lifting, revenue, dan biaya sebagai pengurang pajak (tax
deductibles)
Sumber : Budi Aguswidjaja, “Kontrak Hulu Migas di Indonesia”, Forum Hukum Migas, 27-28 April 2017

32. Potensi Aspek Negatif Gross Split PSC
• Tingkat kekuatan dari sisi kepastian hukum Permen, PP, UU
• Hybrid antara bentuk PSC tradisional dan Royalty & Tax  management right,
ownership of assets, business approval process, local content, RPTK, dll
• Periode overlap yang panjang untuk kedua bentuk petroleum contract
• Implikasi perpajakan  membutuhkan pengaturan dengan kekuatan dan
kepastian hukum yang kuat
• Besaran base gross split dan faktor variable maupun progresif relatif lebih
rendah dan kurang kompetitif dibandingkan bagian investor setelah royalty di
negara dengan sistim royalty & tax  Royalty di negara-negara lain berkisar
antara 5%-15%
• Besaran base gross split, faktor variable dan faktor progresif tidak fleksibel
dan memadai untuk melindungi investor terhadap potensi downsides
sebagaimana di PSC tradisional
• Konsep Gross split menyebabkan terjadinya pembagian entitlement yang
tidak sejalan dengan pembagian beban keekonomian biaya
Sumber : Budi Aguswidjaja, “Kontrak Hulu Migas di Indonesia”, Forum Hukum Migas, 27-28 April 2017

33. Bagi Hasil Untuk Pemerintah
PSC Tradisional:
• FTP
• Profit split setelah cost recovery
• Pajak setelah cost recovery
Pemerintah berbagi hasil dengan
investor terutama (kecuali untuk FTP)
berdasarkan besaran profit split setelah
dikurangkannya biaya (cost recovery)
sebagai PNBP, konsisten dengan
konsep berbagi hasil manfaat ekonomis
dari pengusahaan hulu migas.
Pemerintah mendapatkan penerimaan
pajak berdasarkan taxable income
sebagaimana di industri lain
Gross Split PSC:
• Gross split sebelum costs
• Pajak setelah tax deductibles
Pemerintah tidak berbagi hasil setelah
dikurangkannya biaya dengan investor,
melainkan mengambil bagian langsung dari
tingkat produksi / lifting / revenue gross 
Resiko keekonomian dan finansial untuk
kegiatan pengembangan dan operasi
sepenuhnya menjadi beban keekonomian
investor, selain resiko absolut semasa
eksplorasi.
Pemerintah mendapatkan penerimaan
pajak berdasarkan taxable income
sebagaimana di industri lain
Unsur fixed
split menjadi
jauh lebih
besar
daripada
unsur
variable split
Sumber : Budi Aguswidjaja, “Kontrak Hulu Migas di Indonesia”, Forum Hukum Migas, 27-28 April 2017

34. Besaran Royalti di Mancanegara
Sumber: EY, Global Oil and Gas Tax Guide, 2014
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Algeria
Angola
Argentina
Australia
Azerbaijan
Brazil
Canada
Chad
China
Colombia
Denmark
Ecuador
EquatorialGuinea
Gabon
Ghana
India
Iraq
Kazakhstan
Libya
Malaysia
Mozambique
Myanmar
Nigeria
Norway
Pakistan
Peru
Thailand
TrinidadTobaqo
Tunisia
UnitedKingdom
USA
uruguay
Venezuela
Vietnam
Royalty(%)

41. 1. Indonesian PSC have been used since mid-1960s. One size fits all
model does not exist” – Gross Split PSC may be seen as a new
alternative to conventional PSC.
2. Minister Regulation (Permen ESDM No.8/2017) on Gross Split PSC
effective : January 16th, 2017
3. The first Gross Split PSC Contract ---> PHE ONWJ
4. The successful implementation of the Gross Split PSC requires more
cost efficient contractor and less complicated government business
process.
5. “The Devil is in the Detail”
6. Lesson learnt from similar model – Indian Revenue Sharing Contract?
7. At the end, How attractive is the GS Model? – Market will tell… “We
will know it when we see it…”.
GROSS SPLIT PSC
(Update)

42. Sumber/Referensi:
• Benny Lubiantara, Ekonomi Migas – Tinjauan Aspek Komersial Kontrak Migas, Penerbit Grasindo,
2012
• Benny Lubiantara, “From PSC to Royalty Tax?”, Disampaikan Pada Tim Reformasi Tata Kelola
Migas, 19 Desember 2014
• Arcandra Tahar, “Rancangan Gross Split”, Diskusi/Forum di Pertamina, 19 Januari 2017
• Kementrian ESDM, “Kontrak Bagi Hasil Migas – GS vs. Cost Recovery”, Februari 2017
• Benny Lubiantara, “Gross Split PSC”, AIPN Event, 9 March 2017
• Woodmac, New Terms in a New Environment – Will Indonesia’s Upstream Industry Be Left
Behind, Presented in Jakarta 22 March 2017
• Woodmac, Pinsent Mason, “Indonesia’s New Gross Split PSC – Right Sructure, Wrong Split?”,
2017
• Bagian Hukum, Dirjen Migas, “PERMEN ESDM No. 08/2017 – KBH GS”, Forum Hukum Migas,
Yogyakarta, 27-28 April 2017
• Ceby Gardwina, Kewenangan SKK Migas Dalam GS PSC, Forum Hukum Migas, Yogyakarta, 27-
28 April 2017
• Budi Aguswidjaja, “Kontrak Hulu Migas di Indonesia”, Forum Hukum Migas, Yogyakarta, 27-28
April 2017

43. Brief CV
• Sampe L. Purba, is a Professional who is and has been in oil and gas related
managerial business around 15 years. He has been involved in almost all value
chain of Oil and Gas key managerial role namely Planning department, Legal,
General Support, Finance, Audit and Commercial. Currently he serves as
Executive Senior Advisor SKKMIGAS.
• SKKMIGAS is a Government-special installed body to manage all upstream
related activities in Indonesia, dealing with Contractors, Government and
Supporting Value Chain in the Country
• Mr. Purba entered some Universities both domestics and abroad. He holds
undergraduate and post graduate degrees in Economics, Commerce and Law.
He is also alumni of Prestigious Regular National Leadership Course in National
Resilience Institution – Republic of Indonesia
• Mr. Purba registered as active member of Professional Association such as
Association of International Petroleum Negotiators (AIPN), Indonesian
Petroleum Society (IPA), Indonesian Accountant Association (IAI), Indonesia Bar
Association (PERADI), Associate of Certified Fraud Examiner (ACFE), Indonesia
Chamber of Commerce (KADIN).
• As part of maintaining and updating his knowledge and sharing of experiences,
Mr. Purba actively attends and gives workshop, conferences and seminar
domestic and abroad.
• Mr. Purba also active communicating his ideas on many strategic and current
issues, through newspapers, radio, TV, journals and book. Some of his thought
can be followed in http.//maspurba.wordpress.com and in
www.sampepurbalawfirm.com
• sampepurba@gmail.com; sampepurba@sampepurbalawfirm.com