ACCOUNTING FOR OIL GAS COMPANIES

  

ACCOUNTING FOR OIL AND

GAS

  Agenda Industri Oil and Gas Profl Pertamina Akuntansi Industri Oil & Gas Akuntansi PSC Contract PSAK 64 Aset Explorasi dan Evaluasi Sumber Daya Mineral

  

INDUSTRI OIL &

GAS

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

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; >Refnery – Kilang • Investasi besar
• Margin k>Hilir – industry marine
• Persaingan ketat
• Tingkat sensitivitas terhadap harga ti>Hilir – Retail • Pasar monopoli sampai tingkat depot
• Pengaturan harga oleh Pemerintah • Margin relatif k>HSSE (Health Safety Security and Environment) tinggi
• Perbedaan harga memungkinkan timbulnya pasar gelap –

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 Pemerintah menetapkan harga minyak di pasar dalam negeri, kerugian akan ditanggung oleh Pertamina.

  Beberapa Perusahaan Migas

  PROFIL

PERTAMINA

Menjadi Perusahaan Energi Nasional Kelas Visi Dunia Menjalankan Usaha Minyak, Gas serta Misi Energi Baru dan Terbarukan secara Terintegrasi, Berdasarkan Prinsip Komersial yang Kuat 1) HSSE Sustainability; 2) Human

  6 C

  18

  

Pertamina’s Scope of Business

Shipping/ Transportatio

  

Upstream Refnery Depot Gas station

Piping n Upstream

  Downstream

• ^• Producer of oil and gas domestically and ^•

  Refning overseas

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

  Supplier for geothermal energy etc) for industry

• ^• Gas transporter & trader ^•

  Special fuel business for retail (PertaminaDex, Pertamax/PertamaxPlus) Aviation business

• ^• Other

  Lube base business

• ^{• •}

  LPG business

• ^• Insurance
• ^• Petrochemical business ^•

  Hotel

• ^• Responsible for distributing fuel for Public ^•

  Medical Service Obligation (PSO), such as kerosene,

• ^• Dana Ventura

  gasoline, HSD

• ^• Executor for kerosene conversion to LPG

  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

  16 Nopembe r 2010

  21 April 2011

  9 Maret 2012

  15 Februari 2013

  14 Februari

2014

  13 Februari 2015

  12 Februari 2016

  13 Februari 2017

  13 Februari 2018

Laporan Eksternal

  Laporan

• Keuangan Laporan
• Tahunan
• Laporan Keberlanjutan

  Annual Report Award

  AKUNTANSI

PERUSAHAAN OIL & GAS

PSAK 64

  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 h>Perusahaan distributor migas – menyewakan fasilitas distribusi
• Perusahaan penjual migas • Perusahaan penjual migas – retail.

SKEMA BUSINESS UPSTREAM OPERATION

  Natural Gas Crude Oil

  Field Facility Oil Tanker

  Oil & Gas Seperator Wellhead point of sales Customer

  Oil Storage Customer

  Inventory ?

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

  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.

  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;

  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.

Arrangements

  Oil & Gas Legal Arrangements Concessiona ry

  Contractual Production Sharing Agreement/Cont ract (PSA/PSC) Service

  Contracts Risk Service Contract

  Technical Service Agreements

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 & control

  Typically less government control More direct government control and participation

  Government participation Less likely More likely

  Ring fencing Less likely More likely

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 prefer PSC

Disadvantage for Host Countries ADVANTAGE DISADVANTAGE

   Requires highly negotiation

• All fnancial and

  skills;

  operational risk rests

   Requires excellent data &

  with the company;

  information of the oil & gas reserves in the particular

• Government shares

  feld;

  potential proft without

   Requires high degree of supervision on cost of

  making a direct

  exploration, development

  investment;

  and operation; 

• • PSA can be enacted Requires excellent regulatory

  management;

  into law to provide

   Difculty to enforce of social legal security.

  & environment standard, beyond the contract terms.

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 percentage.

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 contractor’s share).

  

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 Contractor Share: 0,15/(1-

  Indonesia PSC Fiscal Terms

  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.

  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

  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.

  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.

  Enam puluh (60) bulan pertama produksi dari suatu lapangan disebut produksi baru (new oil) dan investor menerima harga pasar untuk minyak DMO. Masa ini merupakan DMO holiday. Setelah masa tersebut, produksi disebut old oil dan DMO dijual ke pemerintah dengan 10% dari harga pasar (setelah tahun 1988) atau 25% untuk kontrak pasca UU migas atau $0,20 (kontrak sebelum tahun 1988). DMO ini dikenakan jika lifting setelah dikurangi FTP masih lebih besar dari operating cost nya.

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.

  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.”

  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.

  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.

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%

  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.

  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”

  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 kapi

• • 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%”.

  Total Expenditures ^{Total Expenditures} _{Explor & Devel Explor & Devel} CONTRACTOR _{Entitlement 21,491} ^CONTRACTOR _{Entitlement 21,491} ^{SKK Migas} _{Entitlement 28,509} ^{SKK Migas} _{Entitlement 28,509} ^{LIFTING 50,000 LIFTING 50,000 Operating Costs 1,500,000 Operating Costs 1,500,000 100,000 100,000 800,000 800,000 Production Production 390,000 390,000 360,000 360,000} _{Gen & Admin Gen & Admin 10,000 10,000 40,000 40,000} ^{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 P/Y Unrecovered Costs FTP 20% 10,000 FTP 20% 10,000 Cost Oil 15,000 Cost Oil 15,000 Equity Oil 25,000 Equity Oil 25,000 DMO 3,606 DMO 3,606 Beginning 5,000 Beginning 5,000 Production 55,000 Production 55,000 Lifting 50,000 Lifting 50,000 Ending 10,000 Ending 10,000 500,000 500,000 1,200,000 1,200,000} Depreciation 300,000

• _{- C/Y Assets 125,000 - P/Y Assets 175,000} ^{N on -C ap ita l}
^{ICP $100/ bbl FTP Share 2,885* Cost Oil 15,000 Equity Share 7,212} _{(DMO) (3,606) DMO Fee 541 Tax (3,375) Total 18,656} ^{FTP Share 7,115 Equity Share 17,788 DMO 3,606} _{DMO Fee (541) Tax 3,375 Total 31,344}

  B a rr e ls o f C ru d e Notes: _{BPMIGAS/Contractor Share : 71.1538% / 28.8463%, at 48% Tax DMO = 25% x 28.8463% x Lifting} DMO Fee 15% _{2885=20%X50.000 x 28.846% 7.212=25.000 x 28.846%} ^{D ep re ci at io n C ap ita l DMO Fee 541 DMO Fee 541 Tax 3,375 Tax 3,375 Investment Credit Bonus Investment Credit Bonus}

  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.

  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;

  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 _{Palti Ferdrico TH Siahaan} ”incremental oil”, dan akan dibagi antara Pertamina dan Kontraktor.

BENTUK KONTRAK MIGAS SELAIN PSC

  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.

  WK - A WK - B FIELD ₂ LEAD

  ₁ LEAD ₂ PROSPECT

  

PSAK 64

Eksplorasi dan Evaluasi

Sumber Daya Mineral

  Agenda Ruang Lingkup Konsep Pengakuan dan Pengukuran Penyajian dan Pengungkapan Ilustrasi

Ruang Lingkup

IFRS 6 Exploration for and Evaluation of Mineral Resources PSAK 29

PSAK 33

  7.Lain-Lain

  2.Evaluasi PSAK 64 Evaluasi Sumber Daya Mineral

  1.Eksplorasi

  4.Pengelolaan Lingkungan Hidup

  3.Produksi

  2.Pengembangan & Konstruksi

  1.Eksplorasi (& evaluasi)

  6.Pemasaran

  54

  5.Transportasi

  4.Pengolahan

  3.Produksi

  2.Pengembangan

  1.Eksplorasi (& evaluasi)

  Akuntansi Pertambangan Umum

  Akuntansi Minyak dan Gas Bumi

  2.Evaluation

  1.Exploration

• Pelabuhan Khusus • Telekomunikasi • Kontrak Bantuan Teknis • Unitisasi • Kontrak Pengurasan Tahap Kedua

Standar Akuntansi Berlaku Technical feasibility & commercial viability / Cadangan Terbukti Tahapan kegiatan pertambangan Tahapan kegiatan pertambangan Produksi Produksi Eksploras

  Lain–Lain Eksploras Lain–Lain Pengurus Pengemban & Pengurus Pengemban & i &

  Setelah i & Setelah an Ijin gan Pengolah an Ijin gan Pengolah Evaluasi

  Produksi Evaluasi Produksi an an

  IFRS 6

  IFRS 6

IAS 8 All other applicable IFRSs

IAS 8 All other applicable IFRSs All other All other

  IAS 38

  IAS 38 applicabl applicabl

  IAS 16

  IAS 16 e IFRSs e IFRSs

  IAS 37

  IAS 37

  IAS 36

  IAS 36

Akuntansi Eksplorasi & Evaluasi

  Pengurusa n Ijin

  Eksplorasi & Evaluasi Eksplorasi & Evaluasi Pengemba ngan Pengemba ngan Produksi & Pengolaha n Produksi & Pengolaha n Lain–Lain Setelah Produksi Lain–Lain Setelah Produksi

  IFRS 6

  IFRS 6

  IAS 8, 38, 16, 37 &

  36 IAS 8, 38, 16, 37 &

  36 Pertambangan Pertambangan

   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

Pengurusa n Ijin

All other applicable IFRSs All other applicable IFRSs

  Technical feasibility & commercial viability / cadangan

Akuntansi Pertambangan Umum

  PSAK 64 Aktivitas eksplorasi

• Pengembangan: KDPPLK & PSAK 19

  Aktivitas (revisi 2016) pengembangan

• Konstruksi: PSAK 16

  dan konstruksi (revisi 2016) Kecuali pengupasan

  Aktivitas produksi lapisan tanah mengikuti PSAK lain

  Aktivitas Dihapuskan pengelolaan lingkungan hidup

  Aktivitas Pengupasan lapisan tanah pengupasan saat produksi – ISAK 29 lapisan tanah

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.

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 mine>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.

  Pengukuran Aset Explorasi dan

Evaluasi

  Aset eksplorasi dan evaluasi diukur pada biaya perolehan.

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 yang dapat dikaitkan dengan penemuan sumber daya mineral spesifk.

Contoh Biaya Perolehan

  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 kelayakan teknis dan kelangsungan usaha komersial atas penambangan sumber daya mineral.

Pengukuran Biaya Perolehan

• 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 terjadi selama periode tertentu sebagai konsekuensi dari eksplorasi dan evaluasi sumber daya mineral.

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).

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

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.

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.

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