deepwater fiscal terms - ipa.or.id group... · posisi indonesia berada di tengah-tengah untuk...

DEEPWATERFISCAL TERMS

Private & ConfidentialPrivate & Confidential

SKK MIGASFGD FISCAL TERMS DEEPWATERBali, 25 April 2016

• PERLUKAH PERUBAHAN FISCAL TERMS ?

• RINGKASAN KAJIAN ASPEK FISKAL DIINDONESIA

• USULAN PERUBAHAN FISKAL

OUTLINE

Private & Confidential2







OUTLINE





DEFINISITerminologi Deepwater

Geologist : sedimen yang diendapkan pada kondisi lingkungan laut dalam (biasanyasedimen turbidit atau sedimen dari proses gravity flow)

Engineer : lingkungan pengeboran berada pada kondisi kedalaman laut > 500 m

Private & Confidential

Untuk kepentingan fiscal term, maka definisi deep watermenggunakan definisi yang menyatakan pengeborandilakukan pada kondisi kedalaman laut > 500 m

4

Karakteristik Deepwater Petroleum System


Weimer, P & Salt, R.M, 20045

Eksplorasi Laut Dalam Di Indonesia


Sumber data: IHS & Wood Mackenzie, 2016

TERMS & CONDITIONS SAAT INI(WK setelah 2008)

Ketentuan Eksplorasi

Jangka Waktu Eksplorasi 6 + 4

Komitmen Pasti 3 tahun(Dibeberapa WK tidak ada sumur eksplorasi)

Relinquishment 3 Tahun 15%-20%6 Tahun menyisakan 20% WKPenalti (10-15%)

Performance Bond 100% dari nilai seismik atau 10% dari nilai komitmen pasti

Signature Bonus Minimal 1 Juta USD


Signature Bonus Minimal 1 Juta USD

Ketentuan Fiskal

FTP 10% non shareable/ 20% shareable

Split After Tax (GOI:Cont) Oil (65:35); Gas (60:40)

DMO 25% ICP

DMO Full Price 5 tahun untuk new field

Depreciation Oil/Gas facility: declining, 5yr (25%) / Oil: 5yr (25%), Gas: 8yr (10%)

Development Well 100% di kapitalisasi

Investment Credit/ ICR n/a tapi ada di beberapa WK/ na

Others POD Basis

PSC MAKASSAR STRAIT RAPAK GANALRingfencing Block Basis Block Basis Block BasisFTP 15% (shareable) 15% (shareable) 15% (shareable)Split (After Tax): GOI CONT GOI CONT GOI CONT• Oil 65% 35% 65% 35% 65% 35%• Gas 60% 40% 60% 40% 60% 40%Depreciation Oil/Gas facility: declining

balance depreciation method,5yr (25%)

Oil facility: declining balancedepreciation method, 5yr (25%)

Gas facility: declining balancedepreciation method, 8yr (10%)



CURRENT DEEPWATER FISCAL TERMS


Oil/Gas facility: decliningbalance depreciation method,

5yr (25%)




Gas facility: declining balancedepreciation method, 8yr (10%)DMO Price 25% ICP 25% ICP 25% ICPIncentives:

• IC n/a n/a n/a• DMO FullPrice 5 consecutive years starting

the month of the first deliveryof crude oil produced and

saved from each field

5 consecutive years starting themonth of the first delivery ofcrude oil produced and saved

from each field

5 consecutive years starting themonth of the first delivery ofcrude oil produced and saved

from each field

• ICR Yes Yes YesVAT Assume & discharge Assume & discharge Assume & dischargeASR Yes Yes Yes

Profil Eksplorasi Di Indonesia

Peta Densitas Sumur Eksplorasi 2000-2015

0

50

100

150

200

250

300

Jum

lah

Peng

ebor

an

Sumur Eksplorasi 1980-2015


• Sumur Eksplorasi terus menurunsejak 1980. Sumur Eksplorasi didominasi di WKEksploitasi/Produksi

• Pengeboran lebih banyak di MatureBasin-proving play

• Lead time relatif lebih tinggidibanding negara lainnya

0

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

WK Eksploitasi WK Eksplorasi

Lead time (discovery ke produksi pertama)

Finding Cost & Reserves Replacement IndonesiaExploration Spend vs. Finding Cost for Asia Pacific basins (2005-2014)

Dengan biaya yangsama maka harapanmenemukancadangan migaslebih rendah diIndonesia


Reserve replacement (2009 – 2013)

RRR Indonesia berada dibawah darinegara-negara lainnya

Konsep Eksplorasi Masa Depan Indonesia


Permasalahan Eksplorasi di Indonesia• Data• Smaller Discovery Size• Higher Finding cost• Failed Recent Expl Campaign in new target

• Kepastian investasi• Tax• Perijinan• Sosial Masyarakat• Mikromanajemen• PP 79/2010

CompanyClass

GEOLOGY

FISCALREGULATION

• Fleksibilitas PSC• Pengembalian VAT• POD Basis• Aset di WK Eksplorasi• Profit Split di WK

Produksi untukEksplorasi


• Kepastian investasi• Tax• Perijinan• Sosial Masyarakat• Mikromanajemen• PP 79/2010

CompanyClass

MONETIZATION

• Fleksibilitas PSC• Pengembalian VAT• POD Basis• Aset di WK Eksplorasi• Profit Split di WK

Produksi untukEksplorasi

• Lead Time (discovery-1st onstream)• Decision delay• Goverment Share Term• Procedure of POD

SubsurfaceAttractiveness

RegulationAttractiveness

Apa yang harus diubah?


FiscalAttractiveness

MonetizationAttractiveness

Daya Tarik Indonesia Untuk Investasi Migas


Sejak tahun 2011-2014, Indonesia mengalami trenpenurunan peringkat. Tahun 2015, posisi Indonesia berada diposisi 113 dari 126 negara (atau 13 terbawah).

IRR Contractor-Projek (20%)

Perbandingan Fiscal Laut Dalam• IRR Project dibuat sama pada 20%, harga minyak USD 80/barrel, harga gas USD 7/mmbtu• Kondisi Eksplorasi, besaran cadangan, biaya, dan asumsi lainnya sama• Yang dibedakan hanya fiscal terms


Dalam KONDISI YANG SAMA maka Fiscal Term Indonesia masuk dalam kelompok TENGAH,NAMUN..

Dalam Kondisi Indonesia saat ini (discoveries size relatif lebih kecil dan lead time paling besar) makaposisi Indonesia akan berada pada kelompok BAWAH (IRR 4,8%, Govt. Take 71%)

Dalam KONDISI YANG SAMA maka Fiscal Term Indonesia masuk dalam kelompok TENGAH,NAMUN..

Dalam Kondisi Indonesia saat ini (discoveries size relatif lebih kecil dan lead time paling besar) makaposisi Indonesia akan berada pada kelompok BAWAH (IRR 4,8%, Govt. Take 71%)

Sumber: Wood Mackenzie, 2015

18

Studi Komparatif Fiskal IndonesiaPosisi Indonesia berada di tengah-tengah untuk lapangan gas, namun untuk lapanganminyak posisi Indonesia berada sedikit di atas negara lain


Negara yang menjadi komparatif:Algeria, Angola, Australia, Brazil, Colombia, Egypt, GOM, India, Malaysia, Myanmar, NewZealand, Canada, Norway, PNG, Vietnam




OUTLINE





Drillable(1391 Struktur)

84 BSTBOE

Drillable(1391 Struktur)

84 BSTBOE

Post Drill(120 Struktur)16.6 BSTBOE

Post Drill(120 Struktur)16.6 BSTBOE

Discovery(108 Struktur)

5.2 BSTBOE

Discovery(108 Struktur)

5.2 BSTBOE

ProspectiveInplaceResource :

Potensi & Tantangan Fiskal Indonesia

InsentifFiskal


?FutureExploration

Target

NewFiskal

Kondisi Yang Perlu Diperhatikan Untuk MembuatFiscal & Term Di Laut Dalam

• Pada kondisi High Risk namun menjanjikan High Reward.• Membutuhkan WAKTU yang lebih lama untuk Eksplorasi, dan Pengembangan.• Potensi di Indonesia masih di dominasi oleh potensi gas play dibanding oil play.• Butuh teknologi khusus sehingga membutuhkan Capital Risk & Capital

Expenditures yang besar untuk eksplorasi & Pengembangan.

SEHINGGAPerlu dirancang Fiscal & Term yang memiliki:


• Fleksibilitas Komitmen Eksplorasi• Jaminan Investasi dan pengembalian investasi yang cepat.• Mempertimbangkan resiko dan potensi besaran penemuan.

SEHINGGAPerlu dirancang Fiscal & Term yang memiliki:

22

Contractor Split After Tax yang berlaku di Indonesia

OILOIL20-25%41 WK Eksploitasi

OILOIL20-25%32 WK Eksploitasi GASGASSliding Scale:

• DeepSea : 33%• Non-DS : 30%

1 WK Eksploitasi

OILOILSliding Scale (BOPD):• <50rb : 20%• 50-150rb : 15-20%• >150rb : 10-15%

6 WK EksploitasiOILOIL

Sliding Scale (BOPD):• <50rb : 20-25%• 50-150rb : 15-20%• >150rb :10-15%

41 WK Eksploitasi

GASGASSliding Scale:• Spesifik PI : 38-41%• Other PI : 28-31%

1 WK Eksploitasi & 1 WKEksplorasi

OILOILSliding Scale:• Spesifik PI : 38-41%• Other PI : 13-15%

1 WK Eksploitasi & 1 WKEksplorasi

GASGASSliding Scale (US$):5.75-6.51:8-20%

1 WK Eksploitasi

OILOILSliding Scale (US$):• 0-35: 30%• 35-40: 25%• 40-45: 20%• >45: 15%

1 WK Eksploitasi

EOREOR Pre-TertiaryPre-TertiaryDeep Sea

>600 ftDeep Sea

>600 ftParticipating

InterestParticipating

Interest HC PriceHC Price

Marginal≤10,000 BOPD

Marginal≤10,000 BOPD


GASSliding Scale:• DeepSea : 33%• Non-DS : 30%

1 WK EksploitasiGASGAS

Sliding Scale:• Spesifik PI : 38-41%• Other PI : 28-31%

1 WK Eksploitasi & 1 WKEksplorasi GASGASSliding Scale (US$):

5.75-6.51:8-20%1 WK Eksploitasi

UMUMUMUM

Model Lapangan yang digunakan(Kajian Tim Renaksi SKK Migas & DitJen Migas – Woodmackenzie)


• 7 Model merupakanpenyederhanaan dari 12 konsepeksplorasi masa depan Indonesia

• Post Tax yang digunakanmerupakan post tax pada posisiZona tertinggi di Indonesia

Pemodelan Fiskal Indonesia – Base Model

Prospective Inplace Resource &Future Exploration Target

7 Field Model (location, risk, & play type)

Asumsi Teknis& Fiskal

Pemodelan

(Kajian Tim Renaksi SKK Migas & DitJen Migas – Woodmackenzie)


Dengan Kondisi dan Fiscal Term saat ini tidakada model eksplorasi yang

EKONOMIS

Untuk menjadi ekonomis diperlukanpenemuan yang LEBIH BESAR

Minimum Discovery size to be economic1. Onshore Deep Target (435 BCF Gas)2. Shelf Deep Target ( 50 MMBO)3. East Natuna Shelf (970 BCF Gas)4. Kutei-Tarakan Deepwater (1,4 TCF Gas)5. Eastern Indonesia Deepwater (4,9 TCF Gas)6. Eastern Indonesia Deepwater (415 MMBO)7. Eastern Indonesia Onshore (2,6 TCF Gas)

Pemodelan Fiskal Indonesia – Update Model7 Field Model



Dengan Kondisi dan Fiscal Term yang adasebagian besar model eksplorasi

EKONOMIS di tahap Project,Namun tidak menarik Kontraktor

karena IRR <15%

Untuk menjadi ekonomis diperlukanPENEMUAN LEBIH BESAR

ATAUPERUBAHAN FISKAL

Dampak Perubahan FiscalTerhadap IRR Kontraktor dan Government Take

FTP • FTP of 20% (shared) is reduced to 0%

DMO Holiday • DMO Holiday is increased from 5 yearsto 10 years

InvestmentCredit

• Investment credit of 50% is given tocapex spent on both oil and gas capex

DoubleDecliningDepreciation

• Double declining depreciation method(5 years) is used instead of decliningbalance



DoubleDecliningDepreciation

• Double declining depreciation method(5 years) is used instead of decliningbalance

Sliding Scale• Sliding scale profit share based on R-

Factor is introduced instead of theexisting fixed profit share

Ring Fencing(i.e. FiscalSynergies)

• Assumes the field can recover costsfrom an existing PSC / block withproduction to study the impact ofchange in ring fencing

Tax Holiday • Assumes a 10 year tax holiday fromfirst production

Perubahan FiscalProfit Split

• Mendorong semakin banyak investasi dikarenakan berpotensi mendapatkan profit lebih baik.• Memberikan kesempatan ke Investor untuk Mendapatkan biaya penggantian dan keuntungan lebih

cepat, sementara pemerintah mendapatkan keuntungan diakhir.

Standard PSC

Negara yang memberlakukan R factor mendapatkan sentimenpositif cukup tinggi

(Kajian Tim Renaksi – Woodmackenzie)


R Factor Sliding Scale

~

Hasil Simulasi Perubahan Fiscal

New Indonesia IRR:• R Factor Sliding Scale• Investment Credit• Tax Holiday



Dengan New Fiscal maka, Model Gas sudah melewati keekonomianproject, namun yang minyak masih belum. Sehingga; untuk model minyakdiperlukan tambahan DMO Market Price




OUTLINE





Succes rate:Development Difficult:

Proximity to Market :

Low Risk>45%LessNear

Medium Risk15-45%

MediumMedium

High Risk<15%HighLong

Very High Risk-Remote Area

Very HighVery Long

Block Basis Ya, dgn T&C Ya, dgn T&C Ya, dgn T&C Ya, dgn T&C

R Factor Min 0 0 0 0

• R Factor Maks Oil• Post Tax Govt Share

• 1,4• 25%

• 1,4• 30%

• 1,5• 35%

• 1,5• 38%

Usulan Perubahan Fiskal(Sebagian dari Renaksi B12 – 2015)


• R Factor Maks Oil• Post Tax Govt Share

• 1,4• 25%

• 1,4• 30%

• 1,5• 35%

• 1,5• 38%

• R Factor Maks Gas• Post Tax Govt Share

• 1,4• 30%

• 1,4• 35%

• 1,5• 40%

• 1,5• 43%

Investment Credit No Yes (20-30%) Yes (25-35%) Yes (30%-35%)

DMO Market Price 5 Tahun 6 Tahun 7 Tahun 8 Tahun

Tax Holiday tidak tidak 5 Tahun 7 Tahun

Note : R factor = kumulatif profit kontraktor (cost rec+profit share+ftp share) / kumulatif cost (capex+opex)

T&C Block Basis– diberikan untuk fokus area eksplorasi tertentu, dengan persyaratankhusus terkait keekonomian lapangan yang berproduksi• Hanya Exploration Well, yang lainnya baru bisa dibebankan setelah ada produksi dari

lapangan baru hasil eksplorasi.• Dalam jangka waktu 5 tahun sudah ada tambahan cadangan komersial, kalau gagal maka

area yang menjadi fokus eksplorasi dikembalikan ke negara

(Contoh : KKS Kampar dan KKS ONWJ)

Usulan Perubahan Fiskal


Cross PSC Consolidation:Diberikan hanya untuk kegiatan Seismic & exploration well untuk exploration play diPegunungan Papua, Eastern Deepwater, Australian Mesozoic play, dan sub volcanic play.

NON PERTAMINA PERTAMINARing fencing Block Basis Block BasisFTP 15% (shareable) 15% (shareable)Split (After Tax): GOI CONTRACTOR GOI CONTRACTOR• Oil 65% 35% 60% 40%• Gas 60% 40% 60% 40%Depreciation Oil/Gas facility: declining balance

depreciation method, 5yr (25%)Oil/Gas facility: declining balancedepreciation method, 5yr (25%)DMO Price 25% ICP 100% ICP

Usulan Perubahan Fiskal


DMO Price 25% ICP 100% ICPIncentives:• InvestmentCredit Depend on Economic Value (Oil

Price Impact)Depend on Economic Value (Oil

Price Impact)• DMO Full Price 5 consecutive years starting the

month of the first delivery of crude oilproduced and saved from each field

YesIndirect Taxes Assume & discharge(VAT Reimbursement sejak masaEksplorasi) Assume & discharge(VAT Reimbursement sejak masaEksplorasi)ASR Yes Yes

1. FTP : 15% shareable2. PROFIT SPLIT menggunakan Dynamic Split menggunakan R factor dan tergantung dari

resiko eksplorasi, bisa menggunakan konsep stepping atau linear.

3. DMO sama dengan term lama, namun diberikan fleksibilitas terkait besaran harganyauntuk minyak yang bisa diajukan sesuai keekonomian lapangan.

4. Depresiasi sesuai ketentuan, Development well non capital cost masuk sebagai opex.5. Investment Credit: di atur dengan parameter keekonomian lapangan.6. Interest Cost Recovery tidak ada7. Tax holiday diberikan untuk daerah dengan resiko sangat tinggi untuk periode tertentu.8. Block Basis

Usulan Perubahan Fiskal WK Laut DalamCo

ntoh

Dyna

mic

Split


1. FTP : 15% shareable2. PROFIT SPLIT menggunakan Dynamic Split menggunakan R factor dan tergantung dari

resiko eksplorasi, bisa menggunakan konsep stepping atau linear.

3. DMO sama dengan term lama, namun diberikan fleksibilitas terkait besaran harganyauntuk minyak yang bisa diajukan sesuai keekonomian lapangan.

4. Depresiasi sesuai ketentuan, Development well non capital cost masuk sebagai opex.5. Investment Credit: di atur dengan parameter keekonomian lapangan.6. Interest Cost Recovery tidak ada7. Tax holiday diberikan untuk daerah dengan resiko sangat tinggi untuk periode tertentu.8. Block Basis

Dynamic Split Linear Model Dynamic Split Stepping Model

Cont

ohDy

nam

icSp

lit

34

Usulan Perubahan Terms & Conditions(Relinquisment dan Fleksibilitas PJWE)

3 tahun3 tahun3 tahun3 tahun 4 tahun4 tahun

Komitmen Pastitanpa adanya

sumur eksplorasi

Relinquishmentdi tahun ke-6

denganmenyisakan 20%

Relinquishment di tahun ke-10/pada saatpersetujuan POD dengan menyisakan

hanya lapangan dan penemuan


Syarat memasuki 3 tahunkedua adalah menambahkomitmen pasti dengan 1sumur eksplorasi, apabila

tidak bersedia maka WKdikembalikan ke Negara

Syarat memasuki 3 tahunkedua adalah menambahkomitmen pasti dengan 1sumur eksplorasi, apabila

tidak bersedia maka WKdikembalikan ke Negara

Komitmen Pastisumur eksplorasi

Komitmen Pastitanpa adanya

sumur eksplorasi

Persyaratan PJWE memilkifleksibilitas tergantung dari

kinerja kontraktor

Persyaratan PJWE memilkifleksibilitas tergantung dari

kinerja kontraktor 35

Dampak Perubahan FiskalTerhadap Aktifitas

• Mendorong semakin banyak investasi eksplorasi

• Investor melakukan kegiatan eksplorasi di Emerging dan Frontierbasin, untuk di Mature Basin akan lebih banyak mengejar targetunproven play.

• Subsurface attractiveness akan meningkat karena banyaknyakegiatan eksplorasi di emerging dan frontier basin

• Marginal Field dan Undevelop Discovery akan dikerjakan karenamasuk nilai keekonomiannya

• Peluang mendapatkan cadangan baru akan semakin banyak


• Mendorong semakin banyak investasi eksplorasi

• Investor melakukan kegiatan eksplorasi di Emerging dan Frontierbasin, untuk di Mature Basin akan lebih banyak mengejar targetunproven play.

• Subsurface attractiveness akan meningkat karena banyaknyakegiatan eksplorasi di emerging dan frontier basin

• Marginal Field dan Undevelop Discovery akan dikerjakan karenamasuk nilai keekonomiannya

• Peluang mendapatkan cadangan baru akan semakin banyak

What the Impact?

Indonesia’s OIL&GAS production

2000

2500

3000

‘000 boe/d Commercial Technical 50% RRR scenario

Peningkatan kegiatan eksplorasi melalui pemberian stimulus fiskal sertapenyederhanaan perijinan untuk mempercepat proyek onstream, diperkirakandapat mendorong penambahan produksi hingga 700.000 boe/d di 2025*

Private & ConfidentialSource: Wood Mackenzie

0

500

1000

1500

2000

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

*Asumsi: 50% RRR from 2016, fully commercial, and development lead time from discovery to production of 5 years**Technical = discovered fields which could be developed but for which there are no current development plans

TERIMA KASIH


TERIMA KASIH


deepwater fiscal terms - ipa.or.id group... · posisi indonesia berada di tengah-tengah untuk...

Documents