ACCOUNTING FOR OIL GAS COMPANIES

2

Industri Oil and Gas

Profl Pertamina

Akuntansi Industri Oil & Gas

Akuntansi PSC Contract

4

5

Kegiatan Migas

• Kegiatan Usaha Hulu

• Kegiatan usaha yang berintikan atau bertumpu pada kegiatan usaha eksplorasi dan eksploitasi.

• Eksploitasi adalah rangkaian kegiatan yang bertujuan

menghasilkan minyak dan gas bumi di wilayah kerja yang ditentukan terdiri dari pengeboran, penyelesaian sumur, pembangunan saranan pengangkutan, penyumpanan dan

pengolahan untuk pemisahan, pemurnian minyak dan gas bumi di lapangan serta kegiatna pendukung lainnya.

• Eksplorasi adalah kegiatan yang bertujuan memperoleh informasi mengenai kondisi geologi untuk menemukan dan memperoleh perkiraan cadangan minyak dan gas bumi di wilayah kerja tertentu.

• Kegiatan Usaha Hilir

• Kegiatan usaha yang bertujuan berintikan atu betumpu pada kegiatan usaha pengolahan, pengangkutan, penyimpanan dan/ atau niaga.

• Kegiatan pengolahan adalah kegiatan memurnikan, memperoleh bagian-bagian, mempertinggi mutu dan

mempertinggi nilai tambah minyak dan atau cadangan gas bumi tetapi tidak termasuk pengolahan di lapangan

6

Karakteristik Migas

• Hulu Migas

• Bisnis Hulu Migas memiliki ketidakpastian tinggi:

• Risiko usaha: perubahan regulasi, audit kepatuhan atas regulasi

• Risiko kegagalan explorasi, ketergantungan pada mitra

• Risiko pasar: fuktuasi harga; kurs

• Refnery – Kilang

• Investasi besar

• Margin kecil

• Hilir – industry marine

• Persaingan ketat

• Tingkat sensitivitas terhadap harga tinggi

• Hilir – Retail

• Pasar monopoli sampai tingkat depot

• Pengaturan harga oleh Pemerintah

• Margin relatif kecil

• HSSE (Health Safety Security and Environment) tinggi

• Perbedaan harga memungkinkan timbulnya pasar gelap –

7

Minyak dan Gas – Bisnis Global

• Industri migas dunia dikuasai oleh beberapa perusahaan multinasional dan perusahaan minyak milik negara (NOC).

• Portfolio perusahaan dalam industri migas berbeda, ada yang terintegrasi atau hanya fokus dalam satu segmen bisnis.

• Industri migas sangat dipengaruhi oleh harga minyak dunia.

• Harga minyak ditentukan oleh banyak faktor seperti supply,

demand, produksi, infrastruktur produksi dan distribusi, substitas migas.

• Harga produk minyak (bensin, solar, dll) sangat dipengaruhi oleh harga minyak mentah. Porsi HPP tinggi Harga pokok produksi didominasi oleh harga minyak mentah.

• Ketika harga minyak mentah berubah maka akan langsung perpengaruh terhadap harga jual produk. Namun ketika

8

PROFIL

Visi

Menjadi Perusahaan Energi Nasional Kelas Dunia

Misi

Menjalankan Usaha Minyak, Gas serta Energi Baru dan Terbarukan secara

Terintegrasi, Berdasarkan Prinsip Komersial yang Kuat

Nilai

Clean; Competitive; Confdent; Customer Focus; Commercial; Capable

Pertamina Visi, Misi, 8 Prioritas dan Nilai

18

6 C

8 Prioritas

1) HSSE Sustainability; 2) Human

Capital Development; 3) Upstream Growth; 4) Gas Growth; 5) Strengthening Refning & Petrochemical Business; 6) New and

Renewable Energy Development; 7)

Infrastructure & Marketing Development; 8) Company Growth.

Upstream

• Producer of oil and gas domestically and

overseas

• Supplier for geothermal energy • Gas transporter & trader

Downstream

• Refning

• Fuel business (kerosene, HSD/Diesel/MFO,

etc) for industry

• Special fuel business for retail

(PertaminaDex, Pertamax/PertamaxPlus)

• _{Aviation business} • Lube base business • LPG business

• Petrochemical business

• Responsible for distributing fuel for Public

Service Obligation (PSO), such as kerosene, gasoline, HSD

• Executor for kerosene conversion to LPG

Refnery Shipping/_Piping Depot Transportatio_n Gas station Upstream

Pertamina’s Scope of Business

19

Anak Perusahaan Pertamina

Produk

Kinerja Perusahaan 2017

LAPORAN

KEUANGAN

• Pembentukan PT pada tahun 2003, peniiaian aset baru

diselesaikan pada tahun 2008. KMK Penetapan neraca awal Pertamina.

• 2004 – 2008 diselesaikan tahun 2009 setelah penyelesaian penilaian aset oleh Pemerintah untuk penetapan neraca awal 

setoran modal pemerintah.

• Mulai tahun 2010 laporan keuangan diterbitkan tepat waktu dan tahun 2012 menembus rekor BUMN laporan keuangan tercepat 15

Februari 2013  role model BUMN

• Tahun 2018 Akuisisi PGN dalam rangka pembentukan Holding Migas

Laporan Eksternal

• _Laporan

Keuangan

•

Laporan Tahunan

Annual Report Award

2014

Non listed Non

Financial

•

Laporan

AKUNTANSI

20

Akuntansi Oil & Gas

• Perusahaan oil gas seperti halnya perusahaan pada umumnya.

• Perusahaan hulu

• Mengikuti ketentuan regulasi dan praktik akuntansi yang berlaku umum jika tidak ada ketentuan khusus dalam regulasi

• Pengaturan khusus atas aset eksplorasi dan evaluasi sumber daya mineral

mengikuti PSAK 64.

• Indonesia kontrak dapat berbentuk PSC (Product Sharing Contract) atau Gross Split.

• Perusahaan midstream – pengolahan

• Perusahaan manufaktur – mengikuti ketentuan standar akuntansi umum.

• Akuntansi biaya dalam menentukan nilai persediaan dan harga pokok penjualan.

• Alokasi join cost karena sampai tahap tertentu proses dilakukan bersama-sama

• Residu dari proses produksi dapat diproses lagi menjadi produk yang lain.

• Tipe pabrik akan mempengaruhi tingkat efsiensi kilang.

• Perusahaan hilir

• Perusahaan distributor migas – menyewakan fasilitas distribusi

• Perusahaan penjual migas

22

Natural Gas Crude Oil

SKEMA BUSINESS UPSTREAM OPERATION

22

Field Facility

Oil Tanker

Oil & Gas Seperator

Wellhead

point of sales _Customer

Oil Storage

Customer

Inventory ?

PSAK 23

PSAK 16

2323

LATAR BELAKANG PRODUCTION SHARING CONTRACT (1/2)

•

_{Pasal 33 ayat (3) UUD 1945 , menjadi visi pengusahaan}

migas di Indonesia.

•

_{Pengusahaan migas di Indonesia saat ini menggunakan}

sistem Production Sharing Contract (PSC).

•

_{Negara mempunyai kuasa lebih besar terhadap kegiatan}

operasional yang dilakukan perusahaan migas internasional.

•

_{Dalam PSC, suatu negara menjalin kerjasama dengan}

perusahaan migas lokal (LOC) atau International Oil

Company (IOC), dengan menunjuk salah satu badan dalam

pemerintahannya untuk mengatur hasil produksi migas.

•

_{Dalam kerjasama ini pihak pemerintah diwakilkan saat itu}

oleh Pertamina, lalu diganti BP Migas, dan sekarang oleh SKK

Migas.

•

_{OC memiliki hak mengelola (eksplorasi atau produksi) di area}

yang telah ditentukan (kontrak area).

•

_{IC menanggung risiko dari operasional produksi di area}

tersebut.

•

_{Pada penemuan cadangan yang komersial, OC akan}

mendapatkan bagian sebagai bayaran atas pekerjaanya dan

tambahan mendapat biaya yang setimpal hasil produksinya.

•

_{Akan tetapi, jika tidak penemuan cadangan baru, OC tidak}

mendapatkan apa-apa.

2424

Dalam PSC, umumnya terdapat empat aspek pendanaan, yaitu:

1) Royalti, yang merupakan bentuk pembayaran awal yang dilakukan perusahaan migas internasional kepada Negara atas produksi bruto. Bentuk bayarannya sering kali adalah hasil bagi migas hasil produksi atau bisa juga dengan harga yang setara dengan penjualan.

2) Cost Oil, yaitu biaya yang dikeluarkan perusahaan migas internasional dalam proses produksi.

3) Profit Oil, migas yang masih tersisa setelah dikurangi royalty dan cost of oil. Profit oil ini dibagi ke Negara dan perusahaan migas internasional sesuai dengan kontrak di PSC. JIka produksi meningkat, maka Negara juga akan mendapat bagian profit oil yang meningkat.

4) Income Tax; ini adalah pajak penghasilan yang dibayar oleh IOC dalam produksinya.

LATAR BELAKANG PRODUCTION SHARING CONTRACT (2/2)

2525

PRINSIP DASAR PRODUCTION SHARING CONTRACT (1/2)

Prinsip dasar PSC, yaitu:

1) SKK Migas bertindak sebagai manajemen operasional KPS;

2) KPS bertanggung jawab SKK Migas atas pelaksanaan operasional sesuai dengan program kerja yang sudah disetujui;

3) KPS menyediakan seluruh dana dan bantuan teknis yang diperlukan guna melaksanakan operasi perminyakan;

4) KPS menanggung risiko atas biaya operasi (operating costs), sehingga mempunyai suatu kepentingan ekonomi (economic interest atau working interest) dalam pengembangan cadangan migas di WKP (Wilayah Kerja Pertambangan)

5) Jangka waktu kontrak adalah 30 tahun dengan masa eksplorasi antara 6 sampai 10 tahun. Kontrak akan secara otomatis berakhir bila setelah masa eksplorasi berakhir tidak mencapai tahapan produksi komersial;

6) KPS wajib menyerahan kembali sebagian Wilayah Kerja (relinquishment)

secara bertahap kepada SKK Migas selama masa Kontrak berjalan;

7) KPS menyampaikan suatu rencana kerja dan anggaran tahunan (annual Work Program & Budget – WP&B) untuk mendapatkan persetujuan SKK Migas;

2626 8) Semua peralatan yang dibeli oleh KPS menjadi milik SKK Migas bila sudah

masuk ke wilayah Indonesia;

9) Pengadaan Barang & Jasa harus mengikuti Peraturan SKK Migas;

10) SKK Migas memegang hak atas semua data yang diperoleh dari operasi; 11) Produksi yang tersisa setelah dikurangi dengan biaya operasi dibagi antara

SKK Migas dengan KPS;

12) KPS wajib menyerahkan sebagian minyak bagian produksinya untuk kebutuhan dalam negeri Indonesia (DMO atau Domestic Market Obligation); 13) KPS wajib membayar bonus (signature bonus, production bonus, education

bonus) kepada SKK Migas;

14) Setelah produksi komersial dimulai, Pertamina dapat meminta agar 10% dari undivided interest (yaitu antara hak & kewajiban tidak boleh dipecah, artinya Pertamina (pihak lain) harus berpartisipasi sesuai sharesnya atas semua budget or expenditures di satu Wilayah Kerja) di dalam Kontrak ditawarkan kepada Pertamina atau suatu badan hukum Indonesia lainnya; 15) Pihak-pihak dalam KPS di satu WK boleh menyerahkan % tertentu dari

economic interest/working interest-nya kepada Pihak ketiga, setelah mendapat persetujuan SKK Migas.

Palti Ferdrico TH Siahaan

27

Hydrocarbon Legal

Arrangements

Oil & Gas Legal

Arrangements

Concessiona

ry

Contractual

Production

Sharing

Agreement/Cont

ract (PSA/PSC)

Service

Contracts

Risk

Service

Contract

28

Main Diferences Concessionary

& PSCs

Features Concessionary PSCs

Ownership of resources

Held by sovereign state

Held by sovereign state

Title transfer point At the well head At the export point Company entitlement Gross production less

royalty Cost oil & gas + proft oil & gas Entitlement

percentage Typically 90% Typically 50-60% Ownership facilities Held by the company Held by the state Management &

29

PSC Characteristic

•

_{Started in the 60s, in Indonesia}

•

_{Work commitment}

•

_{Bonus payment}

•

Royalties

•

Recovery of production cost

•

Proft oil split between company

(contractor) and host country

•

_{Overall share of host country}

depends on the bargaining

•

_{Most of developing countries now}

PSC Advantage &

Disadvantage for Host

Countries

ADVANTAGE

•

All fnancial and

operational risk rests

with the company;

•

Government shares

potential proft without

making a direct

investment;

•

_{PSA can be enacted}

into law to provide

legal security.

DISADVANTAGE

 Requires highly negotiation skills;

 _{Requires excellent data &}

information of the oil & gas reserves in the particular feld;

 _{Requires high degree of}

supervision on cost of

exploration, development and operation;

 _{Requires excellent regulatory}

management;

31

Indonesia Hydrocarbon

Fiscal Regime



_{Indonesia oil & gas applies}

Production Sharing Contract

(PSC) regime:



Contractor is working on specifc

Working Area (or Block).



Contractor is responsible to all risk.



_{Exploration, development and}

operation costs are held by the

contractor and will be recovered by

the government from the

commercial production.



Production minus cost recovery will

be split between government and

contractor based on certain

32

Indonesia Hydrocarbon

Fiscal Regime



Working Area or block given to

the contractor is ring fence.



_{Contractor must pays taxes}

(e.g. Income tax).



All equipments of the

contractor are owned by

government.



_{Contract period is 30 years,}

including 6 to 10 years for

exploration, and can be

extended.



Contractor must supply

petroleum & gas for Domestic

Market Obligation (25% of

Illustration of Sharing under PSC

FTP

Share

(71,15%)

Share

(28,85%)

Costs

Governme

nt

Contractor

Governme

nt

(71,15%)

Contractor

(28,15%)

Taxes: 48%

Share

(Contractor/Government):

15/85

3535

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT

First Tranche Petroleum (FTP)

• First Tranche Petroleum (FTP) merupakan ciri dari PSC generasi ketiga dengan paket insentif tahun 1988-89.

• Tarif FTP adalah 15% untuk area konvensional dan 20% untuk frontier area

(daerah rintisan atau pelosok).

• Produksi harus dibagi terlebih dahulu sebesar 20% yang kemudian dibagi kepada GoI dan Kontraktor sebesar porsi masing-masing (71,1538%/28,8462%). FTP ini merupakan pengurang dari revenue sebelum dikurangi cost recovery. Bagian kontraktor dari FTP ini merupakan pendapatan kena pajak.

• Penerapan FTP lebih bisa dipandang sebagai pembatasan cost recovery, karena produksi yang tersisa untuk pengembalian biaya (cost recovery) adalah sebesar 80%, terutama jika cost recovery nya lebih besar atau sama dengan gross revenue. Namun jika cost recovery nya jauh lebih kecil dari gross revenue, FTP tidak akan menjadi pembatasan cost recovery.

• FTP ini dimaksudkan agar pemerintah tetap mendapatkan revenue dari produksi minyak dan gas.

3636

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT

Investment Credit

• Dalam Production Sharing Contract di Indonesia salah jenis insentif yang diberikan adalah “Investment Credit”.

• Bunyi dalam kontraknya sebagai berikut: “Contractor may recover an investment credit amounting to 17% of the capital investment costs directly required for developing Crude Oil production facilities of each new field out of deduction from gross production before recovering Operating Costs….”

• Investment credit adalah bentuk pengakuan adanya penundaan kemampuan untuk menghasilkan pendapatan dari tahap eksplorasi sampai dengan produksi.

• Investment credit diperbolehkan untuk biaya investasi langsung yang diperlukan untuk mengembangkan fasilitas produksi minyak mentah seperti platform, pipa dan peralatan pemrosesan, tidak termasuk biaya pengeboran (drilling cost) dan biaya penyelesaian (completion costs) yang timbul dari masing-masing proyek berdasarkan negosiasi dengan persetujuan SKK Migas.

• Investment credit ini dikenakan pajak. Dalam hierarkinya, investment credit ini dikurangkan terlebih dahulu sebelum Operating Cost

3737

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT

Bonus

• Dalam fiscal term Indonesia mengenal adanya pembayaran bonus yaitu signature bonus dan production bonus.

• Signature bonus merupakan bonus yang dibayar setelah selesainya negosiasi dan penandatangan kontrak.

• Production bonus adalah bonus yang dibayar ketika produksi di suatu wilayah kerja telah mencapai jumlah tertentu. Bonus tidak dapat diperhitungkan dalam cost recovery (unrecoverable), namun dapat dikurangkan dalam perhitungan penghasilan kena pajak.

• Besarnya bonus yang akan dibayarkan tergantung negosiasi. Contoh provisi bonus di suatu PSC adalah signature bonus sebesar US$3,000,000.00, kemudian dalam tahun pertama setelah kontrak ditandatangani atau atas permintaan SKK Migas, KKKS menyediakan peralatan atau pelatihan dalam jumlah yang tidak melebihi US$500,000.00 dan bonus produksi/production bonus sebesar US$3,000,000.00 akan dibayarkan KKKS kepada SKK Migas setelah produksi mencapai 50.000 barrel per hari dalam jangka waktu 120 hari, selanjutnya KKKS akan membayar bonus sebesar US$5,000,000.00 sesudah produksi mencapai 75.000 barrel per hari dalam jangka waktu 120 hari.

3838

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT

Domestic Market Obligation (DMO)

• Domestic Market Obligation (DMO) merupakan kewajiban dari kontraktor untuk menjual bagian minyak dari kontraktor untuk kebutuhan dalam negeri dengan harga di bawah harga pasar.

• Tujuan DMO membantu pemerintah untuk menyediakan minyak untuk rakyat. Klausa DMO di PSC adalah

• “Contractor shall, after commercial production commences, fulfill its obligation towards the supply of the domestic market in Indonesia. CONTRACTOR agrees to sell and deliver to a domestic buyer a portion of the share of the Petroleum to which CONTRACTOR is entitled pursuant to Section VI subsections 1.3 and 3.1 calculated for each Year as follows”

• Setelah UU Migas tahun 2001, harga DMO adalah 25% dari market price. (kontrak sebelum tahun 1988). DMO ini dikenakan jika lifting setelah dikurangi FTP masih lebih besar dari operating cost nya.

3939

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT

Indonesia Crude Price (ICP)

• Harga minyak merupakan faktor penting karena akan mempengaruhi

pembagian produksi (lifting) antara pemerintah dan kontraktor.

Pemerintah mengambil peran dalam penetapan metode perhitungan

harga minyak mentah Indonesia.

• Kontraktor menerima minyak atau in-kind-product untuk

settlement

biaya dan bagian equity-nya. Karena itu perlu untuk menentukan

harga untuk mengkonversi minyak tersebut ke US$ untuk

menghitung cost recovery , pajak dan fiscal term lainnya.

• Dalam klausul kontrak PSC disebutkan tentang valuation of crude oil

yaitu:

“All crude oil taken by CONTRACTOR including its share and

the share for the recovery of the operating costs, and sold to third

parties shall be valued at the net realized price f.o.b. Indonesia

received by CONTRACTOR for such Crude Oil”.

• Terminologi dan metodologi perhitungan harga minyak menggunakan

Indonesian Crude Price (ICP) yang ditetapkan oleh Pemerintah

setiap bulan.

4040

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT

Cost Recovery

Cost Recovery merupakan cara dimana kontraktor meminta kembali biaya-biaya eksplorasi, pengembangan dan operasi dari gross revenue.

GoI melakukan control terhadap cost recovery melalui SKK Migas, yaitu setiap KPS mengembangkan lapangan, mereka harus menyerahkan POD (Plan of Development), dan tiap tahun harus menyerahkan WP&B (Work program and Budget), serta AFE (Authorization for Expenditure) atau otorisasi pengeluaran untuk proyek-proyek baru agar pengeluaran dapat dikontrol.

Biaya-biaya kecuali bonus akan diganti melalui mekanisme cost recovery dan untuk capital cost akan diganti melalui depresiasi. Biaya-biaya yang dapat direcovered adalah biaya-biaya yang merupakan Operating Cost.

Operating Cost terdiri atas:

a) Non Capital Cost tahun berjalan.

b) Depresiasi Capital Cost tahun berjalan.

c) Penggantian tahun berjalan untuk Unrecovered Cost tahun sebelumnya

“….if in any Calender Year, the Operating Costs exceed the value of the Crude Oil produced and saved hereunder and nit used in Petroleum Operation, then the unrecovered excess shall be recovered in succeeding Years.”

4141

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT

Cost Recovery (Cont’d)

Non-Capital Costs berarti operating costs yang terjadi yang berhubungan dengan operasi tahun yang bersangkutan yang tidak memiliki masa manfaat lebih dari satu tahun fiskal. Non capital cost termasuk bagian dari non capital cost periode sebelumnya yang belum di-recovered.

Current year non-capital costs terdiri dari

a) Biaya eksplorasi antara lain seismic, G&G studies, drilling, administration.

b) Biaya produksi antara lain biaya oil well operations; storage, handling, tansport and delivery; supervision; maintenance; electricity services; transportation dan administration.

c) Biaya General and Administration antara lain finance and administration; safety and security ; transportation; training ; accommodation; personnel expenses; public relation.

d) Termasuk di dalamnya interest recovery dan biaya overhead.

intangible asset tidak diamortisasikan melainkan langsung dibebankan maka akan memperbesar non-capital cost ini. Contoh intangible asset adalah drilling operation, preparation&termination dan completion.

4242

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT

Cost Recovery (Cont’d)

Capital Costs atau biaya capital berarti pengeluaran yang dibuat untuk item yang normalnya mempunyai masa manfaat melebihi 1 tahun. Untuk dibebankan ke operating costs tahun berjalan, harus didepresiasikan dengan tarif yang telah ditetapkan.

Capital Cost antara lain terdiri dari:

a) Bangunan fasilitas pendukung operasi perminyakan (Construction utilities and auxiliaries) – workshop, power and water facilities, warehouse and field roads except the access roads.

b) Bangunan pemukiman dan fasilitas dukungan (Construction costs of housing and welfare) – housing, recreational facilities and other tangible property incidental to construction.

c) Fasilitas produksi (Production facilities) – platform, well head equipment, subsurface lifting equipment.

d) Movables – surface and subsurface drilling and production tools, equipment and instrument, barges, floating craft, automotive equipment, aircraft, construction equipment, furniture and office equipment and miscellaneous equipment.

4343

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT

Cost Recovery (Cont’d)

• Depresiasi atas capital asset diperhitungkan pada awal tahun ketika

asset tersebut telah “placed into services” dengan depresiasi penuh

selama 1 tahun.

• Metode depresiasi yang digunakan adalah dengan “declining balance

depreciation method”. Perhitungan dari depresiasi didasarkan pada

capital cost asset individu pada awal tahun dikalikan dengan faktor

depresiasi sebagai berikut:

a) Group 1 = 50%

b) Group 2 = 25%

c) Group 3 = 10%

4444

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT

Cost Recovery (Cont’d)

• Interest Cost Recovery merupakan bagian dari cost recovery. Interest Cost Recovery merupakan sejenis insentif yang membolehkan kontraktor untuk memulihkan biaya-biaya bunga yang terkait dengan investasi modal untuk proyek yang telah mendapat persetujuan dari SKK Migas. Interest recovery dapat diterapkan sampai capital costs dari proyek tersebut telah didepresiasikan secara penuh. Detail dari rencana pembiayaan dan jumlahnya harus dimasukkan dalam di anggaran biaya operasi tiap tahun (WP&B) untuk mendapatkan persetujuan dari BPMigas.

• Interest dari pinjaman yang didapat dari pihak dari afiliasi atau perusahaan induk atau dari pihak ketiga non afiliasi dapat di-recovered pada tingkat suku bunga yang tidak melebihi prevailing commercial rates untuk capital investment di operasi perminyakan. Tingkat suku bunga yang diijinkan bisa ditetapkan oleh perundang-undangan, dinegosiasikan, atau menjadi obyek yang dilelang. Basisnya adalah merupakan rata-rata saldo cost recovery yang belum dibayarkan dalam periode waktu akuntansi.

• Pembebanan biaya bunga tidak diperkenankan dalam PSC karena kontraktor harus menyediakan semua dana, teknologi dan keahlian yang dibutuhkan dalam operasi perminyakan, karena itu pemberian Interest Recovery merupakan suatu insentif bagi kontraktor.

4545

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT

Cost Recovery (Cont’d)

• Overhead Cost. Dalam biaya umum dan administrasi (selain direct charges) yang berhubungan dengan overhead kantor pusat dapat dialokasikan ke operasi PSC berdasarkan metodologi yang telah disetujui oleh SKK Migas. Metodologi alokasi overhead ini harus diterapkan secara konsisten.

• Biaya general administrative overhead ini tidak berhubungan langsung dengan kegiatan akuisisi migas, eksplorasi, pengembangan dan produksi, maka biaya tersebut tidak dialokasikan per sumur untuk tujuan pelaporan akuntansi dan keuangan, serta dilaporkan sebagai general and administrative expense.

• KKKS diperbolehkan me-recover head office overhead ini maksimum 2% dari total pengeluaran sesuai kebijakan yang ditetapkan oleh SKK Migas, walaupun dalam klausul PSC mengharuskan pembebanan tersebut ditentukan melalui suatu detailed study dan metode tersebut harus disetujui oleh SKK Migas. Namun penerapan tarif 2% tersebut masih diperbolehkan karena klausul PSC sendiri tidak secara jelas menyebutkan berapa tarif overhead yang bisa

di-recover oleh kontraktor. Klausul HOO di PSC sebagai berikut:

• “General and administrative costs, other than direct charges, allocable to this operation should be determined by a detailed study, and the method determined by such study shall be applied each year constantly. The method selected must be approved by BPMigas, and such approval can be reviewed periodically by BPMigas and Contractor”

4646

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT

Cost Recovery (Cont’d)

• Inventory. Persediaan non-kapital terdiri dari material, suku cadang (parts) dan perlengkapan (supplies) yang dipakai untuk perbaikan dan pemeliharaan capital asset dalam operasi atau dikonsumsi dalam operasi atau material yang meskipun diperlukan dalam proses produksi tetapi secara tidak langsung berhubungan dengan capital asset.

• Persediaan capital termasuk material dan suku cadang yang disimpan sebagai persediaan untuk dikonsumsi atau digunakan sebagai komponen pembangunan/penambahan/renovasi/modifikasi aktiva modal. Pemulihan biaya persediaan kapital melalui depresiasi capital asset yang telah PIS yang pembangunannya menggunakan persediaan kapital.

• Bagi Hasil Profit Minyak dan Gas. Minyak yang tersisa setelah FTP, investment credit dan cost recovery akan dibagi ke SKK Migas dan kontraktor dengan % tertentu yang disebut Equity Share. Sesuai dengan konsep PSC bahwa yang dibagi adalah produksinya setelah dikurangi dengan biaya operasi, dan klausul tersebut tercantum dalam kontrak sebagai berikut:

• “Of the Crude Oil remaining after deducting First Tranche Petroleum. “investment credit” and Operating Costs, BPMIGAS shall be entitled to take and receive 71,1538% and CONTRACTOR shall be entitled to take and receive 28,8462%”.

4747

Operating Costs 1,500,000 Operating Costs 1,500,000

100,000

C/Y Non-Capital 1,200,000 C/Y Non-Capital 1,200,000

C/Y Depreciation 300,000 C/Y Depreciation 300,000

P/Y Unrecovered Costs 0 P/Y Unrecovered Costs 0

FTP 20%

- C/Y Assets 125,000 - P/Y Assets 175,000

N

BPMIGAS/Contractor Share : 71.1538% / 28.8463%, at 48% Tax

SHARING THE PRODUCTION

DMO Fee 541

4848 1) PSC – Joint Operating Agreement (JOA) / Joint Operating Body (JOB)

a. Suatu bentuk PSC yang berlaku untuk suatu ”prospective area” yang sudah dilakukan eksplorasi;

b. Pertamina menguasai maximum 50% participating interest (PI);

c. Terhadap PI KPS, berlaku syarat-syarat dan split seperti yang berlaku dalam KPS;

d. KPS bersama-sama Pertamina membiayai eksplorasi dan pengembangan selanjutnya dari satu lapangan, umumnya 50% “uplift” diberlakukan terhadap jumlah pengembalian oleh Pertamina kepada KPS;

e. Kontribusi Pertamina’s Annual Cash Call dimulai setelah operator’s expenditures match dengan Pertamina’s sunk cost atau setelah akhir tiga tahun pertama dari periode Kontrak;

f. Pertamina adalah Operator yang dibantu oleh KPS dalam bentuk suatu Joint Operating Body (JOB) dan disupervisi oleh suatu Joint Operating Committee (JOC);

g. Pertamina dan KPS membentuk anggota dari JOC, JOC menyetujui Work Program & Budget (WP&B) dan menetapkan kebijakan-kebijakan.

BENTUK KONTRAK MIGAS SELAIN PSC

4949 2) Technical Assistance Contract (TAC)

a. Suatu bentuk KPS yang tidak mempertimbangkan risiko eksplorasi karena lapangannya sudah ada atau sudah pernah dilakukan eksplorasi sebelumnya;

b. Lapangan tersebut bisa lapangan tua, tidak berproduksi, ditutup

(abandoned), atau tidak effisien;

c. Tujuan utama merehabilitasi lapangan tua, menaikkan produksi dan memperluas kegiatan eksplorasi atas cadangan yang ada, termasuk melanjutkan produksi dari share Pertamina atas produksi minyak mentah oleh Kontraktor yang share-nya tidak merupakan bagian yang dibagi (non-shareable oil) dalam Kontrak (primary crude);

d. Apabila produksi sumur tua tersebut melebihi jumlah produksinya semula, maka kelebihan tersebut akan dibagi dua antara Pertamina dengan pihak kontraktor (shareable crude adalah crude di luar primary crude)

e. Biaya equipment dan jasa-jasa yang dikeluarkan untuk produksi primary crude akan diberlakukan sebagai bagian dari biaya operasi;

f. Biasanya Kontraktor akan me-recover operating costs maximum 65% per tahun dari crude oil yang diproduksi;

g. Petroleum operations dilakukan oleh Kontraktor;

BENTUK KONTRAK MIGAS SELAIN PSC

5050 3) Enhanced Oil Recovery (EOR)

a. Kontrak jenis ini dilakukan untuk melaksanakan pengurasan tahap kedua, untuk mengangkat migas dari formasinya dengan jalan menginduksi tenaga dorongan ke formasi tersebut sehingga migas akan lifted.

b. Suatu bentuk KPS yang berkaitan dengan suatu lapangan yang berproduksi dengan tujuan merehabilitasi sumur-sumur yang ada, melakukan studi engineering, injectivity tests, dan pilot flooding;

c. Pertamina memiliki maximum 50% participating interest;

d. Kontraktor bergabung dan membantu Pertamina dalam pengembangan potensi cadangan migas dengan melakukan operasi EOR dalam bentuk JOB, yg bertanggung jawab kepada dan disupervisi oleh JOC;

e. Pertamina dan Kontraktor adalah anggota dari JOC, yang menetapkan policies, programs, dan budgets atas pelaksanaan operasi EOR;

f. Biaya yang dikeluarkan oleh Pertamina untuk kegiatan hilir dibebankan ke operasi EOR atas dasar pro-rata.

g. Tujuan utama melakukan operasi EOR adalah untuk meningkatkan produksi minyak.

h. Pertambahan produksi minyak yang ditetapkan untuk tiap-tiap zona produksi dan telah disetujui sebelum penanda-tangan kontrak disebut

”incremental oil”, dan akan dibagi antara Pertamina dan Kontraktor.

BENTUK KONTRAK MIGAS SELAIN PSC

Palti Ferdrico TH Siahaan

5151 4) Kontrak Unitisasi

Adalah kerja sama antara dua atau lebih perusahaan minyak dan gas bumi yang dilakukan dengan tujuan untuk mengusahakan dan mengembangkan kawasan mereka yang secara geologis berdekatan. Dalam perjanjian tersebut disebutkan mengenai biaya-biaya yang harus ditanggung dan jumlah produksi yang akan menjadi bagian masing-masing pihak.

BENTUK KONTRAK MIGAS SELAIN PSC

FIELD

LEAD1

LEAD2

PROSPECT2

LEAD3

WK - A WK - B

PSAK 64

53

Ruang Lingkup

Konsep Pengakuan dan

Pengukuran

Penyajian dan Pengungkapan

54

• Kontrak Bantuan Teknis

55

All other applicable IFRSs

All other applicable IFRSs

56

Akuntansi Eksplorasi & Evaluasi

Pengurusa

n Ijin

Pengurusa

n Ijin

Eksplorasi & Evaluasi

Eksplorasi & Evaluasi

Pengemba

Pengemba

_ngan

ngan

Produksi &

 Beban diakui sebagai aset

 Pengukuran awal, aset dicatat pada harga perolehan

 Pengukuran selanjutnya sesuai dengan IAS 16, 38 dan 36.

Dibebankan pada periode berjalan, kecuali jika:

 Kegiatan eksplorasi yang

signifkan masih berjalan, dan Cadangan Terbukti belum

dapat ditentukan.

 Sudah dapat dibuktikan bahwa terdapat Cadangan Terbukti.

 Ditangguhkan &

diamortisasi pada saat produksi

 Penurunan nilai - berlaku

 Estimasi biaya restorasi - berlaku

& commercial

57

KDPPLK & PSAK 19

(revisi 2016)

•

_{Konstruksi: PSAK 16}

(revisi 2016)

Kecuali pengupasan

lapisan tanah mengikuti

PSAK lain

Dihapuskan

Aktivitas

pengupasan

lapisan tanah

58

Tujuan

•

Menetapkan pelaporan keuangan atas

eksplorasi dan evaluasi sumber daya mineral.

•

_{pengembangan terbatas atas praktik akuntansi yang}

ada untuk pengeluaran eksplorasi dan evaluasi;

•

entitas yang mengakui aset eksplorasi dan evaluasi

untuk menilai apakah aset tersebut mengalami

penurunan nilai sesuai dengan Pernyataan ini dan

mengukur setiap penurunan nilai sesuai dengan PSAK

48

;

•

pengungkapan yang mengidentifkasikan dan

menjelaskan jumlah yang timbul dari eksplorasi dan

evaluasi sumber daya mineral dalam laporan keuangan

dan membantu pengguna laporan keuangan untuk

memahami jumlah, waktu, dan kepastian atas arus kas

masa depan dari setiap aset eksplorasi dan evaluasi

yang diakui.

59

Ruang Lingkup

•

Pernyataan ini diterapkan untuk pengeluaran yang

terjadi atas eksplorasi dan evaluasi.

•

Tidak mengatur aspek akuntansi lain dari entitas

yang melakukan eksplorasi dan evaluasi sumber

daya mineral:

•

sebelum eksplorasi dan evaluasi sumber daya mineral

seperti pengeluaran yang terjadi sebelum entitas

memperoleh hak hukum untuk mengeksplorasi suatu

wilayah tertentu.

•

_{setelah kelayakan teknis dan kelayakan komersial atas}

penambangan sumber daya mineral dapat dibuktikan.

60

Pengukuran Aset Explorasi dan

Evaluasi

Aset eksplorasi dan evaluasi diukur pada biaya

perolehan.

60

Komponen biaya perolehan:

•

_{Entitas menentukan suatu kebijakan akuntansi}

yang spesifk yang mana pengeluaran diakui

sebagai aset eksplorasi dan evaluasi dan

menerapkannya secara konsisten.

•

_{Entitas mempertimbangkan tingkat pengeluaran}

61

Contoh Biaya Perolehan

61

a. perolehan untuk eksplorasi;

b. kajian topograf, geologi, geokimia, dan

geofsika;

c. pengeboran eksplorasi;

d. parit;

e. pengambilan contoh; dan

f. aktivitas yang terkait dengan evaluasi

62

Pengukuran Biaya Perolehan

62

•

Pengeluaran yang terkait dengan pengembangan

sumber daya mineral tidak diakui sebagai aset

eksplorasi dan evaluasi.

•

Kerangka Dasar Penyusunan dan Penyajian Laporan

Keuangan dan PSAK 19 : Aset Takberwujud

memberikan panduan pengakuan aset yang timbul

dari pengembangan.

•

Sesuai PSAK 57 :

Provisi, Liabilitas Kontinjensi, dan

Aset Kontinjensi suatu entitas

mengakui setiap

kewajiban untuk pemindahan dan restorasi yang

63

Pengukuran setelah Biaya

Perolehan

•

_{Setelah pengakuan awal, entitas menerapkan}

salah satu model biaya atau model revaluasi atas

aset eksplorasidan evaluasi.

•

Jika entitas menerapkan model revaluasi (model

dalam PSAK 16:

Aset Tetap atau model dalam

PSAK

19 :

Aset takberwujud), maka diterapkan

secara

entitas konsisten dengan klasifkasi atas

aset tersebut secara konsisten (lihat paragraf 14).

64

Perubahan Kebijakan

Akuntansi

•

Entitas dapat mengubah kebijakan

akuntansinya jika perubahan kebijakan

tersebut dapat membuat laporan keuangan

menjadi lebih relevan dan andal.

•

_{Entitas mempertimbangkan unsur relevan}

dan keandalan dengan menggunakan

kriteria dalam PSAK 25

65

Klasifkasi Aset Explorasi &

Evaluasi

•

Entitas mengklasifkasi aset eksplorasi dan

evaluasi sebagai aset berwujud atau aset

takberwujud sesuai dengan sifat aset yang

diperoleh dan menerapkan klasifkasi tersebut

secara

konsisten

.

•

Beberapa aset eksplorasi dan evaluasi

diperlakukan sebagai aset takberwujud (hak

pengeboran), atau aset berwujud (sarana dan

drilling rigs).

•

Penggunaan aset berwujud merupakan bagian

dari biaya perolehan aset takberwujud.

Penggunaan aset berwujud untuk

mengembangkan suatu aset takberwujud tidak

mengubah aset berwujud menjadi aset

takberwujud.

66

Pengklasifkasian Kembali Aset

Eksplorasi dan Evaluasi

•

Suatu aset tidak diklasifkasikan sebagai

aset eksplorasi dan evaluasi ketika

kelayakan teknis dan kelangsungan usaha

komersial atas penambangan sumber daya

mineral dapat dibuktikan.

•

_{Aset eksplorasi dan evaluasi diuji}

penurunan nilainya, dan setiap rugi

penurunan nilai diakui, sebelum

direklasifkasi.

67

Penurunan Nilai (par 17)

•

_{Aset eksplorasi dan evaluasi diuji}

penurunan nilainya ketika fakta dan

kondisi menyatakan bahwa jumlah tercatat

aset eksplorasi dan evaluasi melebihi

jumlah terpulihkan.

•

Ketika fakta dan kondisi menyatakan

bahwa jumlah tercatat aset eksplorasi dan

evaluasi melebihi jumlah terpulihkan,

entitas mengukur, menyajikan dan

mengungkapkan setiap rugi penurunan

nilai sesuai dengan PSAK 48:

Penurunan

Nilai Aset

, kecuali seperti yang disajikan

dalam paragraf 20.

68

Indikasi Penurunan Nilai

•

Periode hak eksplorasi kedaluarsa selama periode

berjalan atau akan kedaluarsa dalam waktu dekat, dan

tidak diharapkan untuk diperbarui;

•

pengeluaran substantif untuk kepentingan lebih lanjut

tidak dianggarkan atau direncanakan;

•

eksplorasi dan evaluasi sumber daya mineral tidak

menunjukan penemuan yang memenuhi skala ekonomis

atas sumber daya mineral dan entitas telah memutuskan

untuk menghentikan aktivitas pada wilayah tertentu

tersebut;

•

keberadaan data yang cukup mengindikasikan bahwa,

meskipun pengembangan pada suatu wilayah tertentu

sedang dalam proses pengerjaan, jumlah tercatat aset

eksplorasi dan evaluasi tidak dapat terpenuhi seluruhnya

69

Penurunan Nilai

•

Entitas menentukan suatu kebijakan

akuntansi untuk mengalokasikan aset

eksplorasi dan evaluasi ke unit penghasil kas

atau kelompok unit penghasil kas untuk

tujuan penilaian aset yang mengalami

penurunan nilai.

•

_{Setiap unit penghasil kas atau kelompok unit}

penghasil kas yang mana aset eksplorasi dan

evaluasi telah dialokasikan

tidak lebih besar

dari segmen operasi yang telah ditentukan

sesuai dengan PSAK 3 (revisi 2009): Segmen

Operasi. Par 20.

70

Pengungkapan

•

Entitas mengungkapkan informasi yang

mengidentifkasikan dan menjelaskan jumlah

yang telah diakui dalam laporan keuangan

yang timbul dari eksplorasi dan evaluasi

sumber daya mineral.

•

kebijakan akuntansi atas pengeluaran eksplorasi dan

evaluasi termasuk pengakuan atas aset eksplorasi dan

evaluasi.

•

jumlah aset, liabilitas, penghasilan dan beban, dan arus

kas operasi dan arus kas investasi yang timbul dari

eksplorasi dan evaluasi sumber daya mineral.

•

_{Pengungkapan dilakukan sesuai dengan}

klasifkasinya PSAK 16 (revisi 2007):

Aset Tetap

atau PSAK 19 (revisi 2010): Aset Takberwujud

secara konsisten

71

Tanggal Efektif

•

Entitas menerapkan Pernyataan ini untuk

periode tahun buku yang dimulai pada atau

setelah 1 Januari 2012.

71

Ketentuan Transisi

•

_{Jika persyaratan tertentu di paragraf 17 tidak praktis}

(defnisi sesuai PSAK 25) diterapkan untuk memberikan

informasi komparatif yang dapat dikaitkan dengan

72

Dwi Martani - 081318227080 martani@ui.ac.id atau d

wimartani@yahoo.com