Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Pengembangan lapangan migas marjinal wilayah lepas pantai pada skema Production Sharing Contract (PSC) gross split memiliki tantangan teknis dan ekonomis. Pada penelitian ini berfokus pada analisis secara ekonomis terhadap pengembangan lapangan migas lepas pantai marjinal. Metode pengembangan lapangan menggunakan tiga skenario yaitu skenario I dengan Konvensional Platform; skenario II dengan Floating Production Storage and Offloading (FPSO); skenario III dengan Sea Moveable Platform (SMP). Analisis ekonomis menggunakan indikator penganggaran modal, seperti NPV, IRR, dan Payback Period. Evaluasi keekonomian dilakukan untuk mencari metode terbaik pengembangan lapangan migas marjinal dengan menerapkan skema PSC Gross Split. Diharapkan dari skenario pengembangan tersebut, mampu meningkatkan keekonomian perusahaan. Selanjutnya dilakukan analisis sensitivitas untuk mengetahui sensitivitas perubahan parameter berikut: biaya kapital (CAPEX), biaya operasi produksi (OPEX), dan harga minyak dan gas berpengaruh terhadap nilai NPV, IRR, dan bagian pemerintah. Hasil penelitian menunjukkan bahwa skenario terbaik adalah Skenario I untuk produksi 7 tahun maupun produksi 10 tahun. Analisis keekonomian menunjukkan bahwa Skenario I dengan waktu produksi 7 tahun memberikan NPV sebesar USD 37,6 juta, IRR sebesar 30,1% dengan Payback Period 3 tahun. Sedangkan untuk waktu produksi 10 tahun diperoleh NPV sebesar USD 35,9 juta, IRR sebesar 25,2% dengan Payback Period 3 tahun.

---

The development of marginal oil and gas fields in the offshore area in the gross split Production Sharing Contract (PSC) scheme has technical and economic challenges. This research focuses on economic analysis of the development of marginal offshore oil and gas fields. The field development method uses three scenarios, scenario I with Conventional Platforms; scenario II with Floating Production Storage and Offloading (FPSO); scenario III with Sea Moveable Platform (SMP). The duration of production time uses 7 years and 10 years. Economic analysis uses capital budgeting indicators, such as NPV, IRR, and Payback Period. An economic evaluation was carried out to find the best method for developing marginal oil and gas fields by applying the Gross Split PSC scheme. It is expected from the development scenario, it can improve the companys economy. The sensitivity analysis is then performed to determine the sensitivity of the following parameter changes: capital costs (CAPEX), production operating costs (OPEX), and oil and gas prices affect the value of NPV, IRR and the Government take. The results show that the best scenario is Scenario I both of production time 7 years and 10 years. The economic analysis show that Scenario I with production time 7 years is attributed to NPV of USD 37.6 million, IRR of 30.1% with Payback Period of 3 years. While for production time 10 years, NPV of USD 35.9 million, IRR of 25.2% with Payback Period of 3 years.

"

"ABSTRAKSelisih antara jumlah pasokan dan kebutuhan gas bumi di Indonesia yang semakin meningkat setiap tahunnya diakibatkan jumlah pasokan gas bumi semakin menurun dan kebutuhan akan gas bumi yang semakin meningkat serta kurangnya penemuan cadangan gas terbaru. Hal ini mendorong pemerintah Indonesia untuk mengembangkan sumber daya gas lainnya seperti shale gas sehingga dapat diproduksi secara komersial. Potensi shale gas Indonesia diperkirakan mencapai 574 TCF yang tersebar di Sumatera, Kalimantan, Jawa dan Papua. Formasi Meliat yang berada di Cekungan Tarakan memiliki sumber daya shale gas yang bisa dihasilkan secara teknis sebesar 3.8 TCF dari gas-in-place resiko sebesar 25.1 TCF. Tujuan penelitian ini mengkaji skema kontrak gross split terhadap aspek keekonomian dari pengembangan lapangan shale gas di Formasi Meliat, Cekungan Tarakan.Skenario dasar dalam penelitian ini yaitu membuat tiga profil laju alir yang dikembangkan dengan menggunakan kurva penurunan hiperbolik Arps, antara lain profil produksi rendah dengan laju alir awal (qi) sebesar 50 mmcf/mo, profil produksi sedang qi=125 mmcf/mo dan profil produksi tinggi qi=200 mmcf/mo. Amerika Serikat dan lapangan migas terdekat menjadi benchmarking dalam membuat biaya investasi pengembangan lapangan shale gas di Cekungan Tarakan. Pada kondisi analisis kontrak gross split memiliki NPV>0, IRR>10% pada profil produksi sedang dan tinggi. Analisis sensitivitas dilakukan pada profil produksi, biaya pengeboran dan harga gas. Hasil analisis menunjukkan bahwa faktor yang lebih berpengaruh terhadap peningkatan NPV dalam kontrak gross split adalah profil produksi. NPV positif dicapai ketika gas bumi dijual pada $9.24/MMBTU pada profil produksi sedang dan $6.43/MMBTU pada profil produksi tinggi.

---

ABSTRACTThe difference between the amount of supply and demand of natural gas in Indonesia is increasing each year year due to the decreasing natural gas supply with increasing demand and the lack of discovery of the latest gas reserves. This encourages the Indonesian government to develop other gas resources such as shale gas so that it can be produced commercially. Shale gas potential in Indonesia was predicted reached 574 TCF which spread in Sumatra, Kalimantan, Java and Papua. Meliat Formation, located in Tarakan Basin has shale gas potential in which 3.8 TCF is technically recoverable with 25.1 TCF risked gas in place. The purpose of this study is to examine the gross split contract scheme on technoeconomic aspect of shale gas field development in Meliat Formation in Tarakan Basin.The basic scenario in this research is to create three flow rate profiles developed using the Arps hyperbolic decline curves, consist a low production profile with initial production (qi) of 50 mmcf / mo, medium production profile qi = 125 mmcf / mo and high production profile qi = 200 mmcf / mo. The The United States and the nearest oil and gas field in Tarakan Basin have become a benchmark in making investment costs for the development of this shale gas field. In the analysis condition, gross split contracts have NPV> 0, IRR> 10% on medium and high production profiles. Sensitivity analysis is carried out on the production profile, drilling costs and wellhead gas price. The analysis shows that the factor that has more affected on the increase in NPV in gross split contract is the production profile. A positive NPV is reached when gas price is $ 9.24 / MMBTU at medium production profile and $ 6.43 / MMBTU at high production profile."

"ABSTRAKSistem kontrak kerjasama gross split menjadi salah satu perbincangan di industri migas Indonesia saat ini. Sebagian besar KKKS migas masih menilai kontrak kerjasama cost recovery masih menghasilkan nilai keekonomian yang lebih baik. Penelitian ini mengulas kelebihan dan kekurangan sistem gross split di Indonesia dibandingkan dengan sistem cost recovery Indonesia dan beberapa sistem PSC negara penghasil minyak yaitu Malaysia, Nigeria, Guinea Equator dan China. Komponen variabel dan komponen progresif dari yang tertuang pada Permen ESDM No. 52 Tahun 2017 digunakan dalam melakukan analisis kuantitatif dalm bentuk analisis deterministic dan analisis stokastik menggunakan software simulasi Monte Carlo untuk menentukan kelayakan investasi. Penelitian dikombinasikan dengan kasus kegagalan produksi pada sebuah lapangan untuk mengkaji apakah aturan gross split sudah mengakomodir risiko ini. Hasil penelitian ini berupa usulan perhitungan split kepada pemerintah untuk memberikan keadilan dan kepastian investasi pada KKKS dalam penerapan sistem gross split agar investasi dapat terwujud.

---

ABSTRACT Gross split production sharing contract highlighted in Indonesia oil and gas industry. Some of PSC contractor felt the old cost recovery PSC will give a better value of money. The observation conducted to discuss and review good and bad side about gross split system and compare it with previous cost recovery PSC in Indonesia also compare with some PSC contract such as Malaysia, Nigeria, Guinea Equator and China. Variable component and progressive component stipulated on Permen ESDM No. 52 Tahun 2017 used to analyze the feasibility of investing. Analysis carried out based on two approach, deterministic model and stochastic model using Monte Carlo Simulation software. The observation has been combined with the failure mode of the well to accommodate the risk of Oil and Gas activity. Result of the observation is an formula split configuration to the government to optimize the fairness and assurance for the PSC Contractor in gross split system to ensure the agreement take in place. "

"Tujuan makalah ini adalah untuk mengetahui nilai ekonomi, sensitivitas, dan dampak dari skema manajemen kontrak yang berbeda terhadap nilai ekonomi lapangan kerja minyak dan gas. Oleh karena itu kami mencoba untuk membandingkan antara pemulihan biaya kontrak pembagian produksi dan skema gross split, dengan menggunakan teknik penganggaran modal konvensional dan metode penilaian 'real options' dalam kedua skema. Penelitian ini mengumpulkan data hanya dari satu lapangan kerja minyak dan gas yang sifat keunikannya mungkin berbeda dari lapangan kerja migas lainnya. Hasilnya menunjukkan bahwa skema 'PSC Gross Split' memiliki nilai ekonomi yang lebih rendah dibandingkan dengan 'PSC Cost Recovery'. Terlepas dari keterbatasan data, makalah ini akan menjadi panduan bagi praktisi, pengambil keputusan, peneliti, dan siapa saja yang tertarik pada industri minyak dan gas. Makalah ini adalah yang pertama yang membandingkan nilai ekonomi antara dua skema. Ini akan memungkinkan setiap pihak untuk lebih memahami industri minyak dan gas.

---

The purpose of the paper is to know the economic value, sensitivity, and impact of different contract management scheme to the economic value of oil and gas working field. Therefore we try to compare between production sharing contract cost recovery and gross split scheme, by using conventional capital budgeting technique and real option valuation method in both schemes. This research gathered data only from one oil and gas working field that its character of uniqueness may differ from other working fields. The result showed that PSC Gross Split scheme has lower economic value compared to PSC Cost Recovery. Despite of data limitation, this paper will become guidance to practitioners, decision maker, researcher, and anyone who interested in oil and gas industry. The paper is the first which compare economic value between the two schemes. This will enable any party to understand more in oil and gas industry."

"Salah satu industri yang terus berkembang adalah sektor Minyak dan Gas Bumi (Migas). Migas merupakan salah satu sumber penyumbang negara terbesar diluar penerimaan Pajak. Sebagai amanat Undang-Undang, Sumber Daya Alam dihasilkan untuk kemakmuran rakyat, maka dari itu, pengaturan kegiatan usaha Migas terus disempurnakan dan saat ini metode pengaturan yang berlaku yaitu Production Sharing Contract (PSC) Cost Recovery dan Gross Split. Dalam memngelola migas memerlukan modal, tenaga kerja dan dan teknologi yang tinggi. Untuk mendukung industri migas dan menarik investor pemerintah memberikan insentif kepada kontraktor migas. Penelitian ini menganalisis perhitungan bagi hasil PSC Cost Recovery dan Gross Split, serta dampak kebijakan insentif kepada industri migas. Metode penelitian yang digunakan adalah pendekatan kualitatif dan teknik pengumpulan data dengan studi kepustakaan dan wawancara mendalam. Dari hasil analisa diketahui bahwa dari sisi kontraktor, Cost Recovery lebih menguntungkan daripada Gross Split dikarenakan adanya pengembalian biaya dari pemerintah untuk kontraktor yang berhasil produksi. Kemudian, adanya Insentif pajak yang diberikan dapat memberikan berbagai macam dampak positif seperti efisiensi biaya kontraktor dan pemerintah, menurunkan risiko kontraktor dalam mengelola Wilayah Kerja, adanya keadilan pajak, dan adanya kepastian untuk kontraktor yang akan meningkatkan kepercayaan investor terhadap industri migas Indonesia. Selain itu, pemberian insentif ini juga dapat memberikan multiplier effect terhadap penerimaan negara.

---

One of the industries that continues to grow is the Oil and Gas (Oil and Gas) sector. One of the biggest sources of governmental funding besides taxes comes from the oil and gas industry. As mandated by the Law, Natural Resources are produced for the welfare of the people, therefore, the regulation of oil and gas business activities continues to be perfected, and currently the prevailing regulatory methods are Production Sharing Contract (PSC) Cost Recovery and Gross Split. Managing oil and gas requires capital, labor, and high technology. To support the oil and gas industry and attract investors, the government provides incentives to oil and gas contractors. This study analyzes the calculation of PSC Cost Recovery and Gross Split profit sharing, as well as the impact of incentive policies on the oil and gas industry. The research method used is a qualitative approach and data collection techniques with literature studies and in-depth interviews. From the results of the analysis, it is known that from the contractor's point of view, Cost Recovery is more profitable than Gross Split because there is a cost recovery from the government for contractors who are successful in production. Then, the existence of tax incentives can have various positive impacts, such as contractor and government cost efficiency, reducing contractor risk in managing Work Areas, tax fairness, and certainty for contractors, which will increase investor confidence in the Indonesian oil and gas industry. In addition, the provision of these incentives can also have a multiplier effect on state revenues."

"Laporan magang ini membahas mengenai kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi di Indonesia yang dikelola melalui Kontrak Kerja Sama, dan bagaimana pemilihan mekanisme perhitungan bagi hasil yang berbeda akan memengaruhi penerimaan Pemerintah dan kontraktor. Sejak dahulu, perhitungan bagi hasil dilakukan dengan mekanisme pengembalian biaya operasi cost recovery. Namun, pada awal tahun ini Pemerintah menetapkan mekanisme baru, yaitu gross split, yang tidak lagi mengenal pengembalian biaya operasi bagi kontraktor. Hasil analisis menunjukkan bahwa jika dilihat secara keseluruhan, penggunaan mekanisme gross split memberikan hasil yang lebih baik bagi kontraktor, sedangkan bagi Pemerintah penggunaan mekanisme cost recovery memberikan hasil yang lebih baik.

---

This internship report analyzes about how Indonesia's upstream oil and gas operations is governed using Production Sharing Contract PSC between the Government and contractor, and how the selection of a production sharing mechanism will affect each party's take. Cost recovery mechanism has always been the choice, but early this year the Government proposes a new mechanism, gross split, where the Government no longer has to pay back the amount spent by contractor in conducting upstream oil and gas operations. The case study results indicate that contractor will be better off by using gross split mechanism, and the contrary applies for the Government."

"Produksi migas Indonesia terus mengalami penurunan justru di saat kebutuhan domestik meningkat. Rendahnya minat investasi sektor migas dianggap sebagai salah satu penyebab penurunan produksi yang berimbas secara langsung pada penerimaan negara. Selain itu, tingginya nilai cost recovery yang harus dibayar Pemerintaha kepada KKKS, juga sangat berpengaruh pada porsi bagi hasil migas yang akan diterima Pemerintah. 2015 menjadi tahun terburuk dengan catatan cost recovery yang sangat tinggi dan membuat penerimaan negara dari sektor migas defisit hingga USD1,7 Miliar. Pemerintah akhirnya menetapkan perubahan cost recovery menjadi gross split untuk meningkatkan penerimaan negara dari sektor migas sekaligus menarik minat investasi di Indonesia melalui Peraturan Menteri (Permen) ESDM Nomor 8 Tahun 2017. Permen ESDM 8/2017 kemudian mengalami perubahan melalui Permen ESDM Nomor 52 Tahun 2017 yang memuat lebih banyak aturan fiskal atraktif yang menguntungkan baik bagi Pemerintah maupun KKKS. Penelitian ini akan melihat bagaimana sistem gross split kemudian berpengaruh pada peningkatan investasi migas hingga akhir tahun 2018. Tinjauan analisis didasarkan pada teori dan dasar aturan investasi migas yang diatur khusus dalam UU Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi. Selanjutnya juga akan dibahas mengenai sistem Production Sharing Contract (PSC) dengan melihat perbandingan aturan fiskal antara cost recovery dengan gross split. Penelitian dilakukan dnegan menggunakan metodologi penelitian normatif, yaitu melakukan analisis pada aturan hukum terkait pengusahaan migas, investasi dan gross split, merujuk pada Peraturan Perundang-undangan, Peraturan Pemerintah maupun Peraturan Menteri ESDM. Jadi, data yang akan diperoleh berupa data sekunder (bahan hukum primer dan sekunder). Pengumpulan data dilakukan melalui document study dan wawancara langsung pada Dirjen Migas Kementerian ESDM dan KKKS Nasional yang telah menandatangani kontrak dengan sistem gross split. Kesimpulan yang diperoleh dari penelitian ini ialah: Pertama, dasar penerapan aturan gross split adalah Permen ESDM Nomor 8 Tahun 2017 beserta perubahannya pada Permen ESDM Nomor 52 Tahun 2017 tentang Sistem Bagi Hasil Gross Split. Penerapan gross split mengakar pada Pasal 1 ayat 19 UU Nomor 22 Tahun 2001 dan tidak menghilangkan kendali negara atas pengusaan sumber daya alam dan pemegang kuasa pertambangan. Kedua, peneraan gross split yang disertai deregulasi perizinan investasi berhasil meningkatkan realisasi investasi pada tahun 2018 dengan peningkatan hingga 14,9% dibandingkan dengan tahun 2017. Dengan demikian, dapat dikatakan bahwa sistem gross split menjalankan amanat Pasal 33 UUD 1945 dengan lebih baik, yaitu mengelola sumber daya alam yang hasilnya digunakan sebesar-besarnya untuk kemakmuran rakyat Indonesia.

---

Indonesia's oil and gas production continues to decline precisely when domestic demand increases. The low interest in investment in the oil and gas sector is considered as one of the causes of the decline in production which impacts directly on state revenues. In addition, the high value of the cost recovery that the Government must pay to the KKKS also greatly influences the portion of oil and gas profit sharing that the Government will receive. 2015 became the worst year with a record of very high cost recovery and made state revenues from the oil and gas sector a deficit of up to USD1,7 billion.

The government finally determined changes in cost recovery to gross split to increase state revenues from the oil and gas sector while at the same time attracting investment interest in Indonesia through Minister Regulation of Energy and Natural Resources Number 8 Year 2017. Then, this one modified into Minister Regulation Number 52 Year 2017 which contains more attractive fiscal rules that benefit both the Government and the KKKS.

This study will look at how the gross split system influences the increase of oil and gas investment until the end of 2018. The analysis review is based on the theory and the basic rules of oil and gas investment specifically regulated in Law Number 22 Year 2001 concerning Oil and Gas. Furthermore, it will also discuss the Production Sharing Contract (PSC) system by looking at the comparison of fiscal rules between cost recovery and gross split.

The research was carried out by using a normative research methodology, namely conducting an analysis of the legal rules relating to oil and gas exploitation, investment and gross split, referring to the Laws and Regulations, Government Regulations and Minister of Energy and Mineral Resources Regulation. So, the data will be obtained in the form of secondary data (primary and secondary legal materials). Data collection was carried out through a document study and direct interviews with the Director General of Oil and Gas at the Ministry of Energy and Natural Resources and the National KKKS who had signed a gross split system contract.

The conclusions obtained from this study are: First, the basis for the application of gross split rules is Minister Regulation of Energy and Natural Resources Number 8 of 2017 along with its amendments to Minister Regulation Number 52 Year 2017 concerning Gross Split Sharing System. The gross application of the split takes root in Article 1 paragraph 19 of Law Number 22 Year 2001 and does not eliminate state control over the natural resources and holders of mining rights. Second, the implementation of gross split accompanied by deregulation of investment licensing has succeeded in increasing investment realization in 2018 with an increase of up to 14.9% compared to 2017. Thus, it can be said that gross split systems carry out the mandate of Article 33 of the 1945 Constitution better, namely managing natural resources whose results are used as much as possible for the prosperity of the Indonesian people."

"Pada masa lalu pengembangan wilayah eksplorasi migas tidak terlalu komplek, namun seiring perjalanan waktu cadangan reservoar yang tersisa memiliki tingkat kompleksitas tinggi dan dikategorikan marginal. Perlu upaya ekstra untuk dapat mengembangkan wilayah marginal menjadi proyek bernilai ekonomis. Lapangan X adalah ladang minyak berlilin marginal yang tidak memiliki kecukupan tekanan reservoar, sementara Y adalah lapangan gas kecil terletak tidak jauh dari X. Dalam penelitian ini penulis menyajikan skema pengembangan terintegrasi antara lapangan minyak marginal X dengan memanfaatkan produksi gas lapangan Y, untuk injeksi, gas angkat dan bahan bakar.Tahapan metodologi 1. menentukan parameter penyusun kerangka dasar, 2. merangkai menjadi beberapa konfigurasi, 3. kajian teknis, 4. kajian ekonomi. Hasil yang belum optimal mendorong dilakukannya rekayasa teknik, yaitu integrasi dengan ladang gas Y. Opsi tunggal terpilih disimulasikan terhadap parameter sensitifitas untuk mengetahui titik kritis operasi. 5. Optimasi manajemen resiko melalui lokakarya HAZID/ HAZOPS guna melihat dan memastikan sistem telah memiliki proteksi yang baik.Total investasi (USD) CAPEX 270 MM dan OPEX 340 MM, mampu menghasilkan pendapatan 1,068 MM, porsi Pemerintah 349 MM (33%), porsi Kontraktor 110 MM (10%), cost recovery 609 MM (57%), IRR 12.8% dan POT 3.8 tahun. Usulan proyek menguntungkan, biaya investasi dapat dikembalikan dalam 3.8 tahun dan terus menghasilkan aliran modal positif selama jangka waktu operasi.Kesimpulan bahwa pengembangan lapangan minyak marginal X dengan pengurasan sekunder, kontrol sumur permukaan dengan MFP, fasilitas sewa FPSO yang terintegrasi dengan lapangan gas Y adalah skema paling optimum yang mampu memberikan aliran dana dan finansial paling menarik bagi Pemerintah maupun Kontraktor.

---

Pass decade, development to find oil and gas sources seem not complicated, but over the time remaining reserves become more difficult and could be categorized as marginal, required high effort to develop marginal field become an economical project. X is marginal waxy oil field which didnt have enough internal reservoir pressure. While Y is small gas reserve near to X. In this research, editor present integrated development scheme between marginal oil field X by utilizing gas production from Y for gas injection, gas lift and source of fuel.

Methodology of research: 1. determining basic parameters of concept, 2. assembly into a number of configurations, 3. technical study, 4. economical study. Since the result was still not optimum, it encourage editor to create value added engineering by performing integrate development with gas Y field. Simulation of sensitivity on single option selected been performed to obtain critical points of operation. 5. Optimization of risk management thru HAZID/ HAZOPS workshop, shall be performed to see and to ensure designed system embedded with sufficient protection.

Investment (USD) CAPEX 270 MM and OPEX 340 MM, could generate revenue 1,068 MM, Government portion 349 MM (33%), Contractor portion 110 MM (10%), cost recovery 609 MM (57%), IRR 12.8% and POT 3.8 years. Proposal is valuable, investment could be back within 3.8 years and will generate positive cash flow among time of operation.

Development scheme of marginal oil field X with secondary drainage, wellhead with topsite MPF, facility with lease FPSO and integrated with field gas Y is the most optimum solution that could give the best cash flow and financial benefit for both Government and Contractor."

"Tulisan ini mengomparasikan dua skema Kontrak Bagi Hasil Minyak dan Gas Bumi yang berlaku di Indonesia, yakni Kontrak Bagi Hasil dengan skema Cost Recovery dan Kontrak Bagi Hasil dengan skema Gross Split. Tulisan ini juga menganalisis bagaimana penerapan asas keseimbangan serta aspek-aspek dalam hukum perjanjian terpenuhi di dalam Kontrak Bagi Hasil dengan Skema Gross Split. Tulisan ini disusun dengan menggunakan bentuk penelitian yuridis normatif. Kontrak Bagi Hasil Gross Split adalah suatu Kontrak Bagi Hasil dalam Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi berdasarkan prinsip pembagian gross produksi tanpa mekanisme pengembalian biaya operasi. Skema ini hadir sebagai upaya Pemerintah untuk terus mengoptimalkan pengurusan kekayaan alam minyak dan gas bumi di Indonesia dengan tujuan untuk meningkatkan efisiensi sehingga menarik minat para investor untuk berinvestasi dalam kegiatan usaha hulu migas. Dalam Kontrak Bagi Hasil dengan skema Gross Split, tidak ada lagi komponen pengembalian biaya operasi yang dibayarkan pemerintah kepada kontraktor. Padahal, hal tersebut kerap dianggap sebagai pemenuhan asas keseimbangan dalam Kontrak Bagi Hasil dengan skema Cost Recovery. Dalam skema Gross Split, Pemerintah berupaya melakukan pemenuhan asas keseimbangan melalui pemotongan birokrasi, persentase split yang lebih menguntungkan bagi kontraktor jika dibandingkan dengan skema Cost Recovery, ketentuan mengenai komponen variabel dan progresif, tambahan split dalam hal komersialisasi lapangan tidak mencapai nilai keekonomian tertentu, serta pemberian insentif pajak untuk menarik minat investor.

---

This writing compares two schemes of Production Sharing Contracts for Oil and Gas in Indonesia, namely the Contract with Cost Recovery scheme and the Contract with Gross Split scheme. It also analyzes how the principle of balance and aspects of contract law are fulfilled within the Contract with Gross Split scheme. This writing is structured using a normative juridical research approach. The Gross Split Production Sharing Contract is an agreement in Upstream Oil and Gas Business activities based on the principle of sharing gross production without an operational cost recovery mechanism. This scheme is a governmental effort aimed at continuously optimizing the management of the natural resources of oil and gas in Indonesia, with the goal of enhancing efficiency to attract investor interest in investing in upstream oil and gas activities. In the Contract with Gross Split scheme, there is no longer a component of operational cost recovery paid by the government to the contractors. However, this component is often considered a fulfillment of the balance principle in the Contract with Cost Recovery scheme. In the Gross Split scheme, the government seeks to achieve balance through bureaucracy cutting, a more favorable percentage split for the contractors compared to the Cost Recovery scheme, provisions regarding variable and progressive components, additional splits in the event of field commercialization not reaching a certain economic value, and providing tax incentives to attract investor interest."

"Pasal 33 ayat 3 Undang Undang Dasar 1945 memberikan kewenangan kepada negara untuk mengelola sumber daya alam untuk kemudian hasilnya digunakan untuk kemakmuran rakyat. Dalam melaksanakan kewenangannya tersebut, negara dapat menunjuk pihak swasta untuk membantu negara melakukan kegiatan pengelolaan sumber daya alam, termasuk diantaranya adalah minyak dan gas bumi. Dari sudut pandang pemerintah, kegiatan pengelolaan minyak dan gas bumi ini dilakukan untuk pemenuhan kebutuhan rakyat, sementara dari sudut pandang kontraktor, kegiatan pengelolaan minyak dan gas bumi dilakukan sebagai sarana kegiatan usaha untuk memperoleh keuntungan. Adapun setiap keuntungan yang diperoleh dari kegiatan usaha wajib dikenakan pajak. Dari hasil penelitian penulis ditemukan bahwa kebijakan yang mengatur kegiatan kontrak bagi hasil minyak dan gas bumi dengan skema gross split dalam bentuk Peraturan Menteri Nomor 8 Tahun 2017 tidak memiliki landasan hukum yang kuat. Pengelolaan minyak dan gas bumi dalam bentuk kontrak juga tidak memberikan keuntungan yang maksimal untuk pemerintah, sementara kebijakan yang mengatur kontrak bagi hasil juga tidak menarik minat kontraktor. Selain itu, terdapat juga tumpang tindih kewenangan lembaga yang dapat menetapkan besaran pajak penghasilan kontraktor antara SKK Migas dan Direktorat Jenderal Pajak. Oleh karena itu, dalam tulisan ini disarankan pemerintah mengkaji ulang kegiatan pengelolaan minyak dan gas bumi dalam bentuk kontrak, serta mengkoordinasikan kewenangan-kewenangan lembaga yang beririsan dalam menetapkan pajak penghasilan bagi kontraktor.

---

As an oil producing nation, Indonesia embodied its authority to manage its oil resources through article 33 paragraph 3 of The Republic of Indonesia Constitution 1945. Regarding the article, this means that the state has the authority to manage Indonesian natural resources, directly or indirectly, through other public and or private institutions and the profit of such activity shall be for the benefit of the people. This granted the state to appoint other institution, including a National International Oil Company NOC IOC , to manage the exploration and production of oil, as that particular activity is regarded as a high risk and high capital business. From the state perspectives, the management of oil and gas is an attempt to fulfill the people needs of energy, while in the other hand, from the IOC NOC perspectives, it was an attempt to gain profit as their core business, and every profit gained from a business activity must be taxed. According to this research, the regulation that governed a production sharing contract with the gross split scheme mdash Minstry of Mineral Resources Regulation No. 8 2017 mdash does not have a strong legal basis. In overall, the management of oil and gas through the contract system does not gives a maximum benefit for the state, and does not attract the IOC NOC interest to explore and produce oil and gas in Indonesia. There is also an overlapping jurisdiction to impose the income tax to IOC NOC between the Executive Agency of Oil and Gas and Directorat General of Tax. Therefore, in this thesis, the reviewing of oil and gas management through a contract system and the coordination of agencies that has an overlapping jurisdiction are recommended."