Indonesia Petroleum Business

Pendahuluan : The Issues

Peran Migas Bagi Indonesia

Penguasaan & Pengusahaan Migas

Pola Kerja Sama Pengelolaan Migas

Tahapan Bisnis Migas

Kontraktor Kontrak Kerja Sama (K3S)

Cost & Cost Recovery

POD, WP&B, AFE

Business Key Indicator

AGENDA

PENDAHULUAN

Eksplorasi dan Produksi Minyak & Gas Bumimerupakan kegiatan industri yang melibatkanbanyak bidang keahlian berteknologi tinggi danmemiliki resiko tinggi.

Bisnis dalam industri migas menjadi satu peluangdan tantangan yang sangat menarik dan karenanyamemerlukan investasi dan pendanaan yang cukupbesar.

Meliputi kegiatan di sektor Hulu dan Hilir sertasektor Industri dan Jasa Penunjang.

Merupakan industri strategis yang hasilnya sangatdibutuhkan bagi kehidupan manusia

Sumber energi Listrik

Industri, Rumah tangga

Kendaraan bermotor

Pesawat, Kapal laut, dll

Kebutuhan hidup sehari-hari

(produk petrokimia dari

minyak bumi)

Plastik

Bahan pakaian

Cat

Pupuk

dll

Arti Penting Minyak BumiBagi Kehidupan Manusia

Sumber:

www.priweb.org/ed/pgws/uses/uses_home.html

Natural Gas Reserve by Region

Cadangan

Migas Dunia

Harga Minyak Dunia(@ Oct 2014)

Rata-rata Permintaan 88,69 MM BOPD

http://www.oil-price.net

http://www.wtrg.com

60an

70-80an

90an

Kelangkaan Minyak Bumi . di masa datang

Demand

Supply

Oil is un-renewable energyDibutuhkan jutaan tahun untuk pembentukan minyak

bumi, migrasi, dan akhirnya terjebak di srtuktur batuan.

.. dan hanya diperlukan beberapa abad saja untuk

menghabiskannya.

Diperlukan

Kegiatan eksplorasi daneksploitasi minyak bumi

Penggunaan energi alternatif

Ranking Cadangan* Central Intelegence Agency Jan 2012








POD, WP&B, AFE


AGENDA

Konsep Pembangunan Ekonomi

Pendidikan & Kesehatan

Pekerjaan Bagi Masyarakat

Pembangunan Infrastruktur

Pengembangan Sumber Pendapatan

Dukungan Umum Kemasyarakatan

Menjamin efektivitas Eksplorasi dan Eksploitasi;

Menjamin efektivitas Pengolahan, Pengangkutan, Penyimpanan, dan Niaga;

Menjamin efektivitas tersedianya Minyak Bumi dan Gas Bumi;

Mendukung dan menumbuhkembangkan kemampuan nasional;

Meningkatkan pendapatan negara;

Menciptakan lapangan kerja.

PERAN PEMERINTAH

TUJUAN PENYELENGGARAAN KEGIATAN USAHA MIGAS(Pasal 3 UU No. 22 Tahun 2001)

PE

RU

MU

SA

N

KE

BIJ

AK

AN

PE

LA

KS

AN

AA

N U

RU

SA

N

PE

ME

RIN

TA

HA

N

PE

NG

AW

AS

AN

PE

NG

EL

OL

AA

N

AS

ET

N

EG

AR

A

PE

NY

AM

PA

IAN

LA

PO

RA

N

(Pengertian MK atas Psl 33 UUD 1945)

PERANAN SUB SEKTOR MINYAK DAN GAS BUMI

BAGI PEMBANGUNAN NASIONAL

Pembangunan Nasionalyang Berkelanjutan

INDUSTRI MINYAK DAN GAS BUMI

SUMBER

PENDAPATAN

NEGARA

MEMENUHI

KEBUTUHAN

BAHAN

BAKAR

DOMESTIK

SUMBER

BAHAN

BAKU

INDUSTRI

MENCIPTAKAN

EFEK

BERANTAI

PADAT

TEKNOLOGI

PADAT

MODAL

PADAT

MODAL

PADAT

RESIKO

SDM

YANG

HANDAL

CADANGAN MINYAK BUMI INDONESIA (STATUS : 1 JANUARI 2007)PETA CADANGAN MIGAS

128.68

917.36

696.79

326.15

768.86

121.15

954.26

PAPUA

CADANGAN MINYAK BUMI (MMSTB)

NATUNA

MALUKU

TERBUKTI = 3,988.74 MMSTB

POTENSIAL = 4,414.57 MMSTB

TOTAL = 8,403.31 MMSTB

97.75

95.36

141.28NAD

SUMATERA UTARA

SUMATERA TENGAH

SUMATERA SELATAN

JAWA TIMUR

JAWA BARATSULAWESI

KALIMANTAN4,155.67

3.71

CADANGAN GAS (TSCF)

1.32

7.96

26,68

6,18

6,39

53,06

21,49

7,79

6,31

24,14

TERBUKTI = 106.01 TSCF

POTENSIAL = 58.98 TSCF

TOTAL = 164.99 TSCF








POD, WP&B, AFE


AGENDA

INDUSTRI HULU MIGAS

Undang-undang Dasar 1945 Pasal 33 ayat 2 dan 3

Undang-undang Nomor 44 Prp. Tahun 1960 tentang Pertambangan Minyak dan Gas BumiNegara (Pertamina).

Undang-undang Nomor 15 Tahun 1962 tentang Kewajiban Perusahaan MemenuiKebutuhan Dalam Negeri.

Undang-undang Nomor 14 Tahun 1963 tentang Pengesahan Perjanjian Karya antara PN Pertamina dengan PT Stanvac Indonesia; PN PERMIGAN dengan PT Shell Indonesia.

Undang-undang Nomor 8 Tahun 1971 tentang Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara (Pertamina).

Undang-undang Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi.

Peraturan Pemerintah Nomor 42 Tahun 2002.

Peraturan Pemerintah Nomor 35 Tahun 2004

Permen ESDM Nomor 6 Tahun2010

Peraturan Presiden nomor 9 Tahun 2013 tentang Penyelenggara Pengelolaan Ind. Migas

Sejarah Hukum Migas :

UU MIGAS No. 22/2001

Putusan MK 21 Desember 2004

DASAR HUKUM PENGELOLAAN MIGAS

18

HULU

(BAB IV Pasal 11 s/d

Pasal 21)

HILIR

(BAB V Pasal 23 s/d

Pasal 30)

PP 35/1994

PP 35/2004 jo

PP 34/2005

Permen ESDM

Bidang Hulu

Pasal 49

PP 42/2002

Ttg BPMIGAS

Pasal 49

PP 67/2002

ttg BPHMigas

Pasal 60 huruf a

PP 31/2003

Ttg Pertamina

PP 36/2004

Perpres

71/2005

Perpres

55/2005

Permen ESDM

Bidang Hilir

Hak Menguasai negara atas sumber daya alam (Pengertian MK atas Psl 33 UUD 1945):

Merumuskan kebijakan (beleid)

Pengaturan (regelendaad)

Pengurusan (berstuurdaad)

Pengelolaan (beheerdaad)

Pengawasan (toezichthoudeddaad)

PP 09/2013

Penyelenggara

Kelola Ind. Migas

Pembubaran BPMIGAS oleh MK

TUGAS DAN FUNGSI KELEMBAGAAN MIGAS

BERDASARKAN UU No. 22/2001

20

PEMERINTAH *)

(Pasal 4, 39 dan 41)

SKK MIGAS (d/h BPMIGAS)

(Pasal 6 dan 44)

BPHMIGAS

(Pasal 46)

Pemerintah sebagai pemegang Kuasa Pertambangan (Pasal 4)

Pembinaan (Pasal 39)

- Penyelenggaraan Pemerintah **) di bidang migas

- Penetapan Kebijakan kegiatan usaha migas

Pengawasan ***) terhadap ditaatinya ketentuan peraturan perundang-undangan yang berlaku (Pasal 41)

Pengawasan kegiatan usaha hulu migas berdasarkan Kontrak Kerja Sama (Pasal 44)

Pengendalian manajemen operasi kegiatan usaha hulu migas (Pasal 6)

Pengaturan danPengawasan terhadappelaksanaan penyediaandan pendistribusian BBM dan pengangkutan gas bumi melalui pipa.

Catatan :

*) Pemerintah adalah Perangkat NKRI yang terdiri dari Presiden beserta para Menteri

**) Penyelenggaraan Pemerintah meliputi pembinaan dan pengawasan

***) Tanggung jawab DESDM dan departemen lain yang terkait

21

TAHAPAN DAN PELAKU

KEGIATAN USAHA MIGAS

KESDM/DIRJEN MIGAS: Menyelenggarakan Urusan Kepemerintahanan, MenetapkanKebijakan, dan Mengawasi Kepatuhan Terhadap Peraturan Yang Berlaku.

DITJEN MIGAS SKK MIGAS (d/h BPMIGAS): Melakukan Pengawasan danPengendalian TerhadapPelaksanaan Kontrak Kerja Sama.

BPHMIGAS: MelakukanPengawasan PelaksanaanPenyediaan dan PendistribusianBBM dan Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa.

BU/BUT: Melakukan KegiatanEksplorasi dan Eksploitasi

PERTAMINA: Melakukan Penyediaan dan Distribusi BBM Subsidi.

BU: Melakukan Kegiatan Usaha Hilir.

KEGIATAN USAHA HULU KEGIATAN USAHA HILIR

SURVEY

UMUM

+

PENYIAPAN

WILAYAH

KERJA

PENAWARAN

WK DAN

PENUNJUKAN

KONTRAKTOR

PENANDA

TANGANAN

KONTRAK

KERJA SAMA

EKSPLORASI EKSPLOITASI LIFTINGPENJUALAN

MIGAS

PENYEDIAAN

BBM

KEGIATAN

HILIR LAIN

REGULATOR

22

Pemerintah sebagai pemegang Kuasa Pertambangan membentuk BPMIGAS untuk melakukan pengendalian Kegiatan Usaha Hulu.

Untuk melakukan Kegiatan Usaha Hulu, Badan Usaha atau Badan Usaha Tetap (sebagaimana didefiniskan dalam UU 22/2001) wajib mengadakan KKS dengan BPMIGAS.

Pengendalian Kegiatan Usaha Hulu oleh BPMIGAS dilakukan lewat manajemen operasi KKS yang dipegang oleh BPMIGAS.

Kegiatan yang yang dikendalikan oleh BPMIGAS adalah kegiatan eksplorasi dan eksploitasi sebagaimana didefinisikan dalam UU 22/2001 dan aktivitas-aktivitas (pengolahan lapangan, pengangkutan, penyimpanan dan penjualan hasil produksi) yang merupakan kelanjutan kegiatan-kegiatan eksplorasi dan eksploitasi tersebut seperti diatur dalam Pasal 26 UU 22/2001.

Wewenang BPMIGASSesuai PP 09/2013 : Wewenang, Tugas dan Fungsi sebagai Penyelenggara

dan Pengelola Industri Migas dilakukan oleh SKK Migas

TUGAS DAN FUNGSI BPMIGAS

TUGAS : melakukanpengawasan dan

pengendalian terhadappelaksanaan Kontrak

Kerja Sama (KKS).

FUNGSI : melakukanpengawasan agar

pengambilan sumberdaya alam dapat

memberikan manfaatdan penerimaan yang maksimal bagi negara.

1) Memberikan pertimbangan kepadaMenteri dalam hal penyiapan danpenawaran Wilayah Kerja serta KKS;

2) Menandatangani KKS

3) Mengkaji dan menyampaikan rencanapengembangan lapangan yang pertamakali akan diproduksikan

4) Menyetujui rencana pengembanganlapangan selain rencana yang pertama;

5) Memberikan persetujuan rencana kerjadan anggaran;

6) Memonitori pelaksanaan KontrakKerja Sama;

7) Menunjuk penjual Minyak Bumidan/atau Gas Bumi bagian Negara

KEGIATAN

USAHA HULU

MEMBERIKAN

KEUNTUNGAN

MAKSIMAL

BAGI NEGARA

Untuk melaksanakan Tugasnya BPMIGAS, Menetapkan kebijakan dan pengambilan

keputusan / tindakan dalam rangka menjalankan wewenangnya sendiri (PTK dll)

Sesuai PP 09/2013 : Wewenang, Tugas dan Fungsi sebagai Penyelenggara

dan Pengelola Industri Migas dilakukan oleh SKK Migas

RESUME TUGAS DAN FUNGSI KELEMBAGAAN MIGAS

BERDASARKAN UU No. 22/2001

Penyiapan dan

Tender Wilayah

Kerja

PRE-CONTRACT

Ditjen

MIGAS

CONTRACT POST-CONTRACT

SKK

MIGAS

KKKS

POD 1

Kebijakan Makro

Untuk Operasi

Perminyakan

Perpanjangan, Terminasi dan

Evaluasi Wilayah

Kerja

Menandatangani KontrakKerjasama,

Mengontrol, dan mengawasioperator dalam Operasi

Perminyakan

Merekomendasi& Pertimbangan

Kepada Menteri ESDM

Rekomendasi& PertimbanganKepada Menteri

ESDM

MelaksanakanOperasi Perminyakan








POD, WP&B, AFE & FQR


AGENDA

Petroleum Fiscal System

Petroleum Fiscal

Arrangement

Concessionary

Contractual

Service Contract

Production Sharing Contract

Pure Service

Contract

Risk Service

Contract

Johnston, 1994

Campbells, 1987

Petroleum Fiscal

Arrangement

Concessionary

Service Contract


Hak pengelolaan migas ada ditangan pemegang konsesi.

Pemegang konsesimempunyai kewajiban

membayar royalty, pajak

pendapatan dan pajak

lainnya.

Pemerintah tidak campurtangan dalam pengelolaan

bahan tambang.

Audit pemerintah dilakukansesudah pekerjaan

dilaksanakan (post audit)

JENIS KONTRAK MIGAS

Gross Rev.

Royalty

Exps.

Taxable Income

Tax

Cont. TakeGov. Take

Kontrak Konsesi/Royalty

Concessionary System : Production Allocation

D&A = Depreciation & Amortization, IDC = Intangible Drilling Cost,

Kontrak Production Sharing (PSC)

Hak pengelolaan migas ada di tangan pemerintah, walaupun pengusahaannya ada di tangan kontraktor.

Dalam mengelola lapangannya kontraktor harusmembuat dan mengajukan POD (Plan of

Development) agar diperoleh AFE (Authorization for

Expenditure) berupa persetujuan mengeluarkan

dana kepada pemerintah.

Audit pemerintah dilakukan sebelum, pada saat dansesudah pekerjaan dilaksanakan (pre, current and

post audit)

JENIS KONTRAK MIGAS (Lanjutan)

KONSEP SEDERHANA BAGI HASIL PSC

Bagi hasil Lifting antara Pemerintah dan Kontraktorsebesar 85 : 15 diperoleh sbb :

Gross income (hasil produksi) . GICost recovery . To be shared ... .. TBSTotal taxes to be paid by Contractor:

PPs (corporate tax= PPh) = 30%

PBDR = 20% x (100% - 30%) = 14% 44% x TBS

Net share after tax .. 56% x TBS This amount should be equal to the take home contractor share of 15%

Contractor portion = 100 / 56 x 15% = 26,78 %

Tax to be paid = 44% x 26,78% = 11,78% -

Take home contractor share .. = 15,00 %

Government portion = 100 % - 26,78% = 73,22%

Add : tax received from Contractor = 11,78% +

Total government share . = 85,00 %

Kontrak Jasa

Pada kontrak jasa, operator mendapatkan balasjasa atas besarnya investasi, berupa persentase

dari investasi yang telah dikeluarkannya.

JENIS KONTRAK MIGAS (Lanjutan)

Kontraktor/Operator, mengelola sumber daya agar dapat dikomersialisasi untuk mendapatkan revenue dan

atas jasa pengelolaan sumber daya, operator

mendapatkan fee sesuai kontrak kerja ($/Bbl)

Kontrak Jasa Murni (Pure Service Contract)

Kontrak jasa yang diikuti dengan kewajiban untuk ikutmenanggung seluruh/sebagian resiko bisnis termasuk

resiko sumber daya.

Kontrak Jasa Beresiko (Risk Service Contract)

Kontrak Bagi Hasil (Production Sharing Contract)

Pelaksanaan Kontrak Production Sharing antaraPertamina dengan Kontraktor adalah sebagai

tindak lanjut dari Pasal 12 UU No. 8 Tahun 1971.

Kontraktor Kontrak Production Sharing (K3S) mengadakan negosiasi mengenai suatu Wilayah

Kuasa Pertambangan yang ditawarkan Pertamina,

kemudian ditandatangani oleh Menteri ESDM

selaku Wakil Pemerintah.

Sistem diatas telah di perbaruhi dalam UU MigasNo. 22 Tahun 2001, dimana pengelolaan Industri

Migas dilaksanakan oleh Badan Pengatur, Jo. PP No.

09 Tahun 2013

KONTRAK MIGAS DI INDONESIA

Early

Independence

Modern

Colonial

1885 : Telaga Said,

Sultan Langkat

Concession for A.J.Ziljker

1890 : Royal Shell

1925 : STANVAC

1936 : CALTEX

1966: Ibnu Sutowo (ex

Dir.Permina), Menteri Migas

Perusahaan besar

keberatan PSC : Royal

Shell, STANVAC, CALTEX

1966 : PSC IIAPCO, Japex,

REFICAN, KODECO,

ASAMERA

Permina,Pertamin,Permigan

Perundingan alot dg : Royal

Shell, STANVAC, CALTEX

1962 : Perjanjian Karya

Pan- American Oil

SEJARAH KONTRAK MIGAS

INDONESIA

Kontrak Bagi Produksi dengan FTP (First Tranche Petroleum)

Bentuk kontrak Bagi Hasil (Production Sharing Contract) dimana penyisihan minyak pertama sebesar

20% dari produksi disisihkan sebelum dikurangi biaya

operasi dibagi antara Pertamina dan Kontraktor (sesuai

term dalam kontrak).

KONTRAK MIGAS DI INDONESIA (Lanjutan)

KontrakTAC (Technical Assistance Contract)

KontrakTAC adalah sistem perhitungan bagi hasil yang dilakukan antara Pertamina dengan Kontraktor di lapangan

yang sebelumnya dikelola oleh Pertamina.

Disini dilakukan pemisahan antara non shareable oil yaituproduksi (kesepakatan) apabila tidak terdapat investasi dan

shareable oil (yang dibagi) yaitu produksi akibat investasi

kontraktor.

KONTRAK MIGAS DI INDONESIA (Lanjutan)

Kontrak JOB (Joint Operating Body)

Bentuk kontrak Bagi Hasil (Production Sharing Contract) yang diberlakukan pada daerah yang telah dieksplorasi dimana

Pertamina memegang maksimum 50% participating interest.

Pada participating interest dari kontraktor diberlakukan PSC. Kontraktor menanggung biaya dan dikembalikan dengan 50%

uplift oleh Pertamina.








POD, WP&B, AFE


AGENDA


UUD 45 Pasal 33(3) Bumi dan air dan kekayaan alam yang terkandung di dalamnya dikuasai oleh

negara dan dipergunakan untuk sebesar-besar kemakmuran rakyat.

Sumber Daya Alam No

Ketrampilan & Teknologi Yes

Keuangan Yes

Risiko Yes

Sumber Daya Alam Yes

Ketrampilan & Teknologi Yes&No

Keuangan No

Resiko No

Kontrak Kerja Sama(Production Sharing Contract/PSC)

Oil and Gas Field Life Cycle & The Risk

Prospect Definition

Abandonment

Depletion

Ongoing

Development

ProductionDevelopment

Discovery

Appraisal

Development

Planning

Resiko Eksplorasi :

Tidak ditemukan cadangan Migas Statistik menunjukkan rasio gagal

mencapai 70% - 80%

Drilling Problems : Loss & Blow Out

Menemukan cadangan Migas, tapitidak ekonomis

Resiko atas komitment investasi :

Resiko Development & Eksploitasi :

Rasio gagal masih memungkinkan Drilling Problems masih memungkinkan Technology Risk Return to Investment Ratio rendah Fluktuasi hasil produksi & harga Migas

2D Seismic Cost : US$ 5-10 Juta 3D Seismic Cost : US$ 10-20 Juta

Drilling Cost : US$ 3-10 Juta Appraisal Cost : US$ 2-10 Juta

High Investment

High Technology

High Risk

1998 200757 KKS Terminasi

EXPENDITURE KKKS (ASET DATA PEMERINTAH) : US$ 1,38 MILYAR

Dry Hole

Alur Hukum KewenanganBadan Pelaksana MIGAS

Pemerintah sebagai pemegang Kuasa Pertambangan membentukSKKMIGAS untuk melakukan pengendalian Kegiatan Usaha Hulu.

Untuk melakukan Kegiatan Usaha Hulu, Badan Usaha / Badan UsahaTetap (sebagaimana didefiniskan dalam UU 22/2001) wajib mengadakan

Kontrak Kerja Sama (KKS) dengan SKKMIGAS.

Pengendalian Kegiatan Usaha Hulu oleh SKKMIGAS dilakukan lewatmanajemen operasi KKS yang dipegang oleh SKKMIGAS.

Kegiatan yang yang dikendalikan oleh SKKMIGAS adalah kegiataneksplorasi dan eksploitasi sebagaimana didefinisikan dalam UU 22/2001

dan aktivitas- aktivitas (pengolahan lapangan, pengangkutan,

penyimpanan dan penjualan hasil produksi) yang merupakan kelanjutan

kegiatan-kegiatan eksplorasi dan eksploitasi tersebut seperti diatur dalam

Pasal 26 UU 22/2001.

ADMINISTRASI WILAYAH KERJA & TAHAP KEGIATAN PENGUSAHAAN MIGAS(Tugas sebagai Pemegang Kuasa Pertambangan)

Penelitian Penetapan WK Penawaran WK Penandatanganan WK Pengembalian WK Pengakhiran WK

KontraktorTugas

SKK (BP) MIGAS - KKKS)Wilayah Kerja

EKSPLORASI

0 5 tahun Sisa Periode Kontrak0 10 tahun(6 + 4 tahun)

TanggalKontrak Efektif

PENGEMBANGAN PRODUKSI & PENGEMBANGAN LANJUT

Total Masa Kontrak 30 tahun

Geological & GeophysicalSeismic & SurveyExploratory DrillingOther FacilitiesApprisal

Development DrillingReservoir StudiesCompletionDrilling OperationWell Equipment

Production FacilitiesProduction OperationsTechnical ServicesGeneral & AdministrationTransportations

Konsep Kontrak Kerja Sama (PSC)

Penguasaan sumber daya alam Migas tetap berada pada Pemerintah.

Pemerintah tidak akan menanggung resiko atas tidak ditemukannyacadangan migas

Pemerintah tidak menghadapi kesulitan dana, dana selalu tersedia karenaoperasi perminyakan menghadapi banyak ketidakpastian

Persyaratan :

Investor harus memiliki keahlian, ketrampilan dan teknologi untukmelakukan pencarian cadangan Migas

Investor harus memiliki dana untuk kebutuhan operasional

Investor harus biasa menghadapi resiko tinggi

Investor :

Sumber : A to Z Bisnis Hulu Migas, A Rinto pudyantoro


Kontraktor menyediakan segala dana investasi dan menanggung semuaresiko yang mungkin terjadi.

Manajemen operasi di tangan SKK Migas

Kepemilikan bahan tambang Migaas ada pada Pemerintah hingga titikpenyerahan

Prinsip Dasar :


Kontraktor bertindak sebagai operator kegiatan eksplorasi danekploitasi sumber daya alam Migas, sedangkan SKK Migas

berperan sebagai Manajemen.

Kontraktor bersedia menyiapkan dana investasi untuk operasi Dana investasi hanya akan dikembalikan apabila bisnis Migas

berhasil

Kemitraan Unik:


Komitmen pasti dari kontraktor untuk melakukanpekerjaan dan membelanjakan investasinya sesuai

kesepakatan dalam kontrak.

Apabila kontraktor tidak dapat memenuhi komitmennya, maka kontraktor akan terkena pinalti dengan menyetorkan

dana ke kas negara sebesar dana yang tidak atau belum

dibelanjakan sesuai komitmen dalam kontrak.

Firm Commitment:


PARAMETER KONTRAK

1. Cost Recovery

2. Harga Minyak dan Energi

3. FirstTranche Petroleum (FTP)

4. Equity to be Split (ES)

5. Domestic Market Obligation (DMO)

6. Contractor Share (CS)

7. Net Contractor Share (NCS)

8. Taxable Income

9. Recoverable Cost

10. Government Tax

11. Government Share

12. Total Contractor Share (TCS)

13. Investment Credit

14. Minimum Attractive Rate of Return (MARR)

1. Cost Recovery

Cost recovery adalah jumlah dari non-capital (NC), depresiasi capital (D), operating cost (OC) danunrecovery cost (UC) tahun sebelumnya. Cost recovery dapat diperoleh kembali denganmengambil bagian dari gross revenue, makakekurangan tersebut dapat diambil dari gross revenue tahun berikutnya. Kekurangan ini disebutunrecover cost.

CR = NC + D + OC + UC

Cost recovery adalah pengeluaran kontraktor yang dikembalikan kepada kontraktor apabila wilayahkerja telah dinyatakan komersial. Apabila tidakkomersial, cost recovery ini menjadi tanggungan danresiko kontraktor

2. Harga Minyak dan Energi

Harga minyak adalah fungsi pemasokan dan permintaanminyak dunia. Apabila produksi negara-negara penghasiltidak disiplin menjaga kuota produksinya maka akibatnyaharga akan turun.

Untuk dapat mencapai harga yang diinginkan, perhitungandimulai degan penentuan harga ekonomi. Harga ekonomimemberikan suatu IRR tertentu pada pajak sama dengannol. Sehingga, harga ekonomi memberikan harga energiminimum karena tidak mengikutsertakan bagianpemerintah dari proyek tersebut. Harga ekonomisepanjang umur proyek dihitung berdasarkan persamaanberikut:

T

jj

T

jj

j

r

Qj

r

OCI

Pe

0

0

)1(

)1(

)( Dimana :Pe = harga ekonomiQj = produksi energi pada tahun ke jIj = investasi pada tahun ke jOCj = biaya operasi pada tahun ke jr = internal rate of returnT = lamanya proyek, tahun

2. Harga Minyak dan Energi (Lanjutan)

Dengan pemasukan pajak, harga finansial dihitung denganspread sheet kontrak keekonomian energi.

Harga finansial adalah harga yang memberikan IRR tertentu pada pajak tertentu, sehingga harganyaditentukan dengan trial and error.

Langkah terakhir dalam menentukan harga energi adalahperhitungan Net Back Value dari energi lain, sebagaicontoh panas bumi terhadap batubara, minyak atau gas. Sehingga Net Back Value memberikan harga maksimumyang dapat diterima dan dihitung berdasarkan:

NBEEAE = TCAE GEE

TCAE = GAE + FAE

Dimana :NB = net back valueTC = biaya listrik totalF = biaya bahan bakarG = biaya pembangkitanAE = energi alternatifEE = energi yang diamatiEEAE = energi yang diamati thd energi

alternatif

3. First Tranche Petroleum (FTP)

First Tranche Petroleum adalah bagian yang harusdisisihkan dari produksi sebelum dikurangi biaya(cost recovery maupun investment credit) yang selanjutnya akan dibagi antara pemerintah dankontraktor sesuai dengan bagi hasil yang berlaku.

Konsep FTP ini diambil dari konsep Model PenyisihanPertama Produksi yaitu sejumlah persen (%) tertentudari produksi minyak yang tidak dibebani terlebihdahulu dengan pengembalian biaya sehinggamerupakan bagian produksi minyak tetap bagiIndonesia dan kontraktor pada industri perminyakandi Indonesia.

Karena prinsip FTP ini bukan merupakan royalti, maka dari jumlah FTP, tetap dibagi antarapemerintah dan kontraktor sesuai dengan persentasebagiannya. Besarnya FTP adalah 20 % daripendapatan kotor. Selanjutnya besarnya FTP dibagiantara pemerintah Indonesia dengan kontraktor.

First Tranche Petroleum (FTP) Lanjutan

Pembagian FTP antara Kontraktor dengan Pemerintah :

Perhitungan besarnya pembagian sebelum pajak (share before

tax) dapat dirumuskan sebagai berikut :

Gross Annual

Average Production Rate

Contractor Share

Before Tax

Contractor Share

After Tax

< 50000 BOPD 48,0769 % 25 %

50000 150000 BOPD 38,4615 % 20 %

> 150000 BOPD 28,8462 % 15 %

All Gas production 57,6923 % 30 %

Tax) 1(

Taxafter Share Tax before Share

4. Equity to be Split (ETS)

Equity to be Split (ETS) merupakan sisa keuntungan

setelah dipotong biaya dan FTP (First Tranche

Petroleum) yang akan dibagi untuk kontraktor dan

pemerintah sesuai dengan split yang telah

ditentukan dalam kontrak.

Secara matematis dapat dirumuskan sebagai

berikut :

ETS = (Gross Production FTP) Cost Recovery

Jumlah yang akan dibagi tergantung dari jumlah

produksi dan cost recovery-nya.

5. Domestic Market Obligation (DMO)

Domestic Market Obligation merupakan bagian(dari profit oil to company) yang harusdiserahkan oleh perusahaan minyak kepadapemerintah dengan harga 10 % lebih rendah dariharga pasar untuk memenuhi kebutuhan bahanbakar dalam negeri.

DMO akan dikenakan setelah lapangan tersebutberproduksi selama 5 tahun. Besarnya DMO (Domestic Market Obligation) ini dapatditentukan dengan persamaan :

DMO = 0,25 x [CS+FTPcontr] x 0,9

Dimana :

DMO = Domestic Market Obligation, Bbls

CS = Contractor Share, Bbls

FTPcontr. = Besarnya FTP untuk kontraktor, Bbls

6. Contractor Share (CS)

Contractor Share merupakan bagian dari equity to be split yang menjadi milik kontraktor.

Besarnya Contractor Share dapat ditentukan daripersamaan berikut :

CS = [SH/(1-T)] x ETS

Dimana :

SH = Share dari Kontraktor, %

T = Pajak, %

ETS = Equity to be Split, Bbls

7. Net Contractor Share (NCS)

Net Contractor Share merupakan bagian yang dimiliki kontraktor setelah dipotong pajak untukpemerintah.

Besarnya netto contractor share ini mengikutipersamaan :

NCS = (1-T) x TI

Dimana :

NCS = Net Contractor Share, Bbls

TI = Taxable Income, Bbls

8. Taxable Income

Taxable Income merupakan seluruh pendapatankontraktor yang dapat dikenai pajak setelahdipotong biaya-biaya yang dikeluarkan.

Pendapatan kontraktor yang dapat dikenakan pajakterdiri dari komponen Contractor Share, FTP Contractor, Investment Credit, DMO fee, danbesarnya interest recovery jika ada.

Semakin besar keempat komponen tersebut, makasemakin besar pula penerimaan pemerintah.

TI = CS DMO + IC

9. Recoverable Cost

Recoverable cost merupakan jumlah dari cost recovery (CR) dengan investment credit (IC) atau jumlah cost recovery yang harus dilunasipada tahun yang bersangkutan.

Besarnya recoverable ini langsung diambil darigross revenue sebelum displit.

RC = CR + IC

Dimana :

RC = Recoverable Cost, Bbls

CR = Cost Recovery, Bbls

10. Government Tax

Government Tax merupakan bagian dari taxable

income yang dikenai pajak (T) yang harus

diserahkan oleh kontraktor kepada pemerintah.

Besarnya government tax (GT) ini mengikuti

persamaan :

GT = T x TI

11. Government Share

Government Share merupakan bagian dari equity to be split yang menjadi milik pemerintah. Hakbagian pemerintah adalah (1 Contractor Share), sehingga apabila dijumlahkan dengan hak bagiankontraktor jumlahnya harus sama dengan equity to be split.

Besarnya Government Share ini dapat ditentukandengan persamaan berikut :

GS = {1 [SH/(1-T)]} x ETS

Dimana :GS = Government Share, BblsSH = Share dari Kontraktor, %T = Pajak, %ETS = Equity to be Split, Bbls

12. Total Contractor Share (TCS)

Total Contractor Share merupakan jumlah total yang diterima oleh kontraktor setelah ditambahCost Recovery.

Besarnya total contractor share dapat ditentukandengan persamaan berikut :

TCS = NCS +CR IC

Dimana :

TCS = Total Contractor Share, Bbls

RC = Recoverable Cost, Bbls

IC = Investment Credit, Bbls

13. Investment Credit

Investment Credit (IC) adalah pemberian insentifkepada kontraktor untuk menanamkan modal guna pengembangan lapangan minyak dan gas bumi.

Dimana Investment Credit (IC) adalah :

IC = PI x I

Dimana :

PI = Perbandingan Kredit terhadap Investasi, %

I = Investasi, US$

14. Contractor Cash Flow (CCF)

Contractor cash flow menyatakan keuntungan

yang diterima oleh kontraktor. Merupakan

Total Contraktor Share yang telah dipotong

oleh cost.

CCF = TCS C

Dimana :

CCF = Contractor Cash Flow, US$

C = Cost/Expenditure, US$

15. Minimum Attractive Rate of Return (MARR)

MARR adalah tingkat pengembalian minimum yang diinginkan. MARR tergantung pada lingkungan, jenis kegiatan, tujuan dankebijaksanaan organisasi, dan tingkat resiko dari masing-masingproyek.

MARR dapat ditentukan dengan cara sebagai berikut:

1. Berdasarkan BiayaTotal

MARR = Biaya modal + profit margin + risk premium

Profit margin untuk perusahaan yang lebih bonafide lebih besar, sedangkan risk premium untuk proyek yang beresiko akan lebihbesar.

2. Berdasarkan Opportunity Cost

Ditentukan berdasarkan perpotongan kurva permintaan dan pemasukan investasi.

Makin banyak jumlah investasi yang dilakukan makin banyak uang yang dikeluarkan. Makin banyak investasi, maka keuntungan marjinalnya makin menurun sedangkan biaya marjinal untuk memperolehnya makin mahal.

SKEMA DAN PERHITUNGAN PSC

Hasil produksi terlebih dahulu disisihkan untuk FTP

Volume minyak bumi dialokasikan untuk

mengembalikan dana talangan yang dipergunakan

untuk membiayai pengangkatan minyak bumi

Sisanya, akan dibagikan ke masing-masing pihak

berdasarkan porsi pembagian sesuai kontrak

Menghitung DMO

Pola Dasar Pembagian Migas

Basecase

Lifting Bbl 12,000.0

WAP US%/Bbl 50.0

Ops Cost US$ 150,000.0

Split Sebelum Pajak

Split Sebelum

Pajak

28.8462% 71.1538%

BBL Kontraktor SKK Migas

Proceed 12,000.0

FTP (2,400.0) 692 1708

After FTP 9,600.0

Op. Cost (3,000.0)

ETS 6,600.0

(6,600.0) 1904 4696

0.0

DMO (865.4) 865.4

Net Share 1,730.8 7,269.2

Cost Rec. 3,000.0

Entitlement 4,730.8 7,269.2

% Entitlement 39.42% 60.58%

Kalkulasi Sederhana Bagi Produksi

Minyak Bumi

Misal di dalam kontrak :

Split sebelum pajak antara SKK

Migas dan Kontraktor adalah

71, 1538% : 28, 8462%

FTP sebesar 20% dibagi antar

pihak

DMO sebesar 25%

Data Operasional :

Np 1 tahun : 12.000 bbl

Lifting Cost : US$ 150.000

Avg. Oil Price by Year : US$ 50/bbl

Ops. Cost

Hasil Cont. Take & SKK Take :

Kontraktor SKK Migas

4,730.8 7,269.2


Minyak Bumi, Harga Minyak Naikkontrak :



71, 1538% : 28, 8462%


pihak

DMO sebesar 25%

Data Operasional Kondisi Awal :




Avg. Oil Price NAIK menjadi US$ 100/bbl


Semula

Menjadi 3,663.5 8,336.5

Harga Minyak NAIK menjadi US$ 100/Bbl


WAP US%/Bbl 100.0

Ops Cost US$ 150,000.0 Split

Sebelum Pajak

Split Sebelum

Pajak

28.8462% 71.1538%


Proceed 12,000.0

FTP (2,400.0) 692 1708

After FTP 9,600.0

Op. Cost (1,500.0)

ETS 8,100.0

(8,100.0) 2337 5763

0.0

DMO (865.4) 865.4

Net Share 2,163.5 8,336.5

Cost Rec. 1,500.0



4,730.8 7,269.2

kontrak :



71, 1538% : 28, 8462%


pihak

DMO sebesar 25%





Biaya Ops NAIK menjadi US$ 200,000



Minyak Bumi, Lifting Cost Naik

5,442.3 6,557.7

Semula

Menjadi

Biaya Ops. NAIK menjadi US$ 200,000


WAP US%/Bbl 50.0


Sebelum Pajak

Split Sebelum

Pajak

28.8462% 71.1538%


Proceed 12,000.0

FTP (2,400.0) 692 1708

After FTP 9,600.0

Op. Cost (4,000.0)

ETS 5,600.0

(5,600.0) 1615 3985

0.0

DMO (865.4) 865.4

Net Share 1,442.3 6,557.7

Cost Rec. 4,000.0



4,730.8 7,269.2

kontrak :



71, 1538% : 28, 8462%


pihak

DMO sebesar 25%





Lifting NAIK menjadi 12,000 Bbl


Minyak Bumi, Produksi NaikLifting NAIK menjadi 15,000 bbl


WAP US%/Bbl 50.0


Sebelum Pajak

Split Sebelum

Pajak

28.8462% 71.1538%


Proceed 15,000.0

FTP (3,000.0) 865 2135

After FTP 12,000.0

Op. Cost (3,000.0)

ETS 9,000.0

(9,000.0) 2596 6404

0.0

DMO (1,081.7) 1,081.7

Net Share 2,379.8 9,620.2

Cost Rec. 3,000.0




5,379.8 9,620.2

Semula

Menjadi

4,730.8 7,269.2

.. dari contoh kalkulasi sederhana produksi

minyak bumi diatas, buat resume pengaruh

perubahan :

Harga Minyak Lifting Cost Produksi Minyak

buat juga analisis dan manjemen agar penerimaan

Pemerentah meningkat tanpa mempengaruhi

ketentuan dalam kontrak bagi hasil

STANDART PRODUCTION SHARING CONTRAC

Cost Recovery:

Investment Credit Incentive Sunk Cost Capital Cost Operating Cost

O/G PriceO/G Production

Gross Revenue

FTP

Equity to be Split

ETS

Contractor TakeTaxIndonesia Take+ -

Indonesia Share Contractor Share

(1-Contractor Share)ETS

DMO FEE Taxable Income

DMO

(Split/(1-Tax))ETS Share utkperhitungan

DMO

PERUBAHAN TARIF PAJAK

PAJAK = 44%

SPLIT = 15%, after Tax

Split = 0,15 / (1- 0,44)

= 26,7857%

(before Tax)

Tarif Pajak pre-1984 1984 1994Corporate Tax 45% 35% 30%

Deviden Tax, PBDR (20%) 11% 13% 14%

Total Income Tax 56% 48% 44%

Government Share 65.91% 71.15% 73.22%

Contractor Share 34.09% 28.85% 26.78%

Investment Credit 20.00% 17.00% 15.79%

Net Investment Credit 8.80% 8.80% 8.84%

Production Sharing (85 % - 15 %)








POD, WP&B, AFE


AGENDA

PRINSIP COST STRUCTURE PADA PSC

Sumber : Bambang Yuwono, PSC Financial Aspects

1. Apakah Cost Recovery?

2. Apakah Pemerintah Harus Membayar Cost Recovery ?

3. Dengan Meningkatnya Cost Recovery Apakah Pendapatan

Negara Turun ?

4. Cost Recovery Membengkak, Siapa yang Rugi Pemerintah

atauKontraktor?

5. Apakah Tepat Pendapat Bahwa Cost Recovery Harus Ditekan

Serendah Mungkin ?

6. Faktor-faktor Non-teknis Apa yang Dapat Meningkatkan Cost

Recovery ?

7. Kenapa Masyarakat Alergi Terhadap Meningkatnya Cost

Recovery?

8. Cost Recovery Meningkat, Kenapa Produksi Tidak Langsung

Meningkat ?

9. Apakah Benar Cost Recovery Indonesia Termahal Di Dunia ?

10. Kenapa Perlu Pengawasan dan Pengendalian Terhadap Cost

Recovery ?

Cost Recovery

Cost Recovery

Pengembalian Biaya Operasi (Operating Cost) yang

dikeluarkan oleh kontraktor dari hasil penjualan migas

Terdiri dari :

Non Capital : Exploration & Development Expenses

Production Expenses Administration Expenses

Capital : Depresiasi atas Investasi Asset KKKS

Unrecovered Cost :Pengembalian atas biaya operasi tahuntahun

sebelumnya yang belum dapat diperoleh kembali.

Peruntukan Cost Pengusahaan Migas :

Finding & Development Costs

Eksplorasi Pengembangan

Operating Costs

Eksploitasi / Produksi Transportasi Marketing

Termasuk didalamnya, untuk : Pembayaran pengadaan Barang & Jasa

Pembayaran Salary & Benefit Pekerja

Cost Recovery

Peningkatan Cost Recovery akan wajar, bila digunakan

untuk:

Maintenance & optimasi produksi

Pengembangan lapangan Pencarian cadangan baru Pengembalian biaya operasi tahun sebelumnya Inflasi Supply & Demand di Industri Migas

Peningkatan Cost Recovery dianggap tidak wajar, bila:

Pengeluaran tidak terkait operasi migas Markup/Penggelembungan biaya Penyimpangan atas ketentuan perundangan

Oleh karenanya perlu dilaksanakan pengawasan,

pengedalian & audit (pre, current dan post)

Cost Recovery

Cost Recovery

Pre-managerial control adalah berupa persetujuan oleh SKK

Migas terhadap usulan POD, WP&B maupun AFE melalui

kajian yang memenuhi kaidah tekno-ekonomi, dengan

memperhatikan aspek lingkungan.

Current-managerial control adalah berupa persetujuan

terhadap eksekusi program kerja dan anggaran, ketaatan

terhadap proses dan peraturan pengadaan barang dan jasa

sesuai PTK 007, pemberdayaan sumber daya nasional dan

monitoring atas aktivitas operasi Kontraktor.

Post-managerial control bertujuan untuk memastikan bahwa

Kontraktor telah melaksanakan aturan, kebijakan yang

digariskan serta melakukan perhitungan dan penyelesaian

finansial atas hak dan kewajiban masing-masing pihak.

Post Audit dapat dilakukan oleh :- Internal K3S - Partner - SKK Migas- BPKP - BPK - External Audit

Pengawasan CR








POD, WP&B, AFE


AGENDA

ALUR KEGIATAN EKSPLORASI & EKSPLOITASI

Tahap Eksplorasi

Survei

EksplorasiPemboran

Eksplorasi

Dry Hole

Penemuan

Cadangan

Migas

Pemboran

Deliniasi

Perhitungan

Cadangan

SurveiSeismik

Tambahan

POD

Plan of

DevelopmentPemboran

PengembanganPembangunan

Fasilitas ProduksiProduksi

Kilang

Pengapalan

Review Perhitungan

Cadangan

Tahap Eksploitasi (Pengembangan & Produksi

PLAN OF DEVELOPMENT

(POD)

Mengembangkan lapangan / proyek baru secara ekonomi Menjaga Kesinambungan produksi Menaikkan keekonomianWilayah Kerja / Blok

Plan of Development :

Rencana Pengembangan satu atau lebih lapangan migas secara terpadu(integrated) untuk mengembangkan / memproduksikan cadangan

hidrokarbon secara optimal dengan

mempertimbangkan aspek teknis, ekonomis, dan Health Safety & Environment (HSE) sehingga memberikan penerimaan yang sebesar-

besarnya bagi negara dan keekonomian yang wajar bagi

KKKS.

POD memegang peranan yang sangat penting dalam

pengembangan lapangan minyak dan gas bumi.

DEFINISI POD

TUJUAN POD

1. Plan of Development-IPlan of Development -I (Pertama) adalah rencana

pengembangan pertama kali dalam suatu Wilayah Kerja

untuk mendapatkan persetujuan menteri ESDM atas

rekomendasi SKK Migas setelah berkonsultasi dengan

Pemerintah Setempat.

UU 22/2001 Pasal 21:

1. Rencana pengembangan lapangan yang pertama kali akan

diproduksikan dalam suatu Wilayah Kerja wajib mendapatkan

persetujuan Menteri berdasarkan pertimbangan dari Badan

Pelaksana dan setelah berkonsultasi dengan Pemerintah Daerah

Provinsi yang bersangkutan.

2. Dalam mengembangkan dan memproduksi lapangan Minyak dan

GasBumi, Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap wajib melakukan

optimasi dan melaksanakannya sesuai dengan kaidah keteknikan

yang baik

3. Ketentuan mengenai pengembangan lapangan,

pemroduksiancadanganMinyak dan Gas Bumi, dan ketentuan

mengenai kaidah keteknikansebagaimana dimaksud dalam ayat (1)

dan ayat (2) diatur lebih lanjutdengan Peraturan Pemerintah

Klasifikasi POD

PP No. 35 TahunTahun 2004

Pasal 34

Sejak disetujuinya rencana pengembangan lapangan yang pertama

akan diproduksikan dari suatu Wilayah Kerja, Kontraktor wajib

menawarkan participating interest 10% (sepuluh per seratus) kepada

Badan Usaha Daerah.

Pasal 35

(1) Pernyataan minat dan kesanggupan untuk mengambil

participating interest sebagaimana dimaksud dalam Pasal 34

disampaikan oleh Usaha Milik Daerah dalam jangka waktu paling

lama 60 (enam puluhsejak tanggal penawaran dari Kontraktor.

(2) Dalam hal Badan Usaha Milik Daerah tidak memberikan

pernyataan kesanggupan dalam jangka waktu sebagaimana

dimaksud dalam (1), Kontraktor wajib menawarkan kepada

perusahaan nasional.

PP No. 35 Tahun 2004

Pasal 95

(1) Rencana pengembangan lapangan yang pertama kali akan

diproduksikan dalam suatu Wilayah Kerja sebagaimana dimak dalam

pasal 90 huruf c termasuk perubahannya wajib mendapatkan

persetujuan Menteri berdasarkan pertimbangan dari Badan

Pelaksana

(2) Dalam memberikan persetujuan sebagaimana dimaksud dalam ayat

(1), Menteri melakukan konsultasi dengan Gubernur yang wilayah

administrasinya meliputi lapangan yang akan dikembangkan

(3) Konsultasi sebagaimana dimaksud dalam ayat (2) dimaksudkan untuk

memberikan penjelasan dan memperoleh informasi terutama yang

terkait dengan rencana tata ruang dan rencana penerimaan daerah

dari Minyak dan Gas Bumi

2. Plan of Development-II dst.Plan of Development -II (Kedua dst) merupakan POD yang

bertujuan mengembangkan satu atau lebih lapangan migas (yang

salah satu lapangannya telah berproduksi) secara terpadu

(integrated) untuk memproduksikan cadangan hidrokarbon secara

optimal dengan mempertimbangkan aspek teknis, ekonomis dan

HSE.

3. POD Secondary Recovery/ EORMerupakan pengembangan suatu lapangan untuk memproduksikan

minyak dengan metode Sec.Rec/EOR POD yang diusulkan dikaitkan

dengan hasil produksi dari upaya Sec.Rec/EOR yang besarnya =

produksi lapangan dikurangi produksi primary (berdasarkan

produksi baseline yang disepakati

SKK MIGAS dan KKKS)

Klasifikasi POD

4. POP (Put On Production)Merupakan usulan memproduksi minyak dari sumur eksplorasi

dengan menggunakan fasilitas produksi di sekitar (existing facilities)

Jika dikemudian hari dianggap perlu dibangun fasilitas produksi

tersendiri maka POP harus diajukan kembali menjadi POD.

5. POD Marginal FieldPOD untuk mengembangkan lapangan minyak marginal dalam rangka

meningkatkan produksi nasional dengan memberi insentif khusus

bagi lapangan minyak suatu wilayah kerja yang telah produksi tetapi

belum ekonomis dengan term PSC yang berlaku.

Klasifikasi POD

Klasifikasi POD

6. Revisi PODMerupakan pengembangan lapangan yang mengalami perubahan

skenario dan atau jumlah cadangan POD diajukan ke SKK MIGAS

segera setelah diketahui hal berikut:

1) Perubahan skenario pengembangan

2) Perubahan jumlah cadangan migas yang signifikan terhadap

POD awal.

7. Plan of Further Development (POFD)Merupakan usulan pengembangan lanjut lapangan yang sudah

berproduksi pada reservoir yang sama dan semua fasilitas dalam

POD sebelumnya telah dilaksanakan.

WORK PROJECT & BUDGETING

(WP&B)

PENJELASAN & PEDOMAN WP&B

1. Definisi WP&B :

Merupakan usulan rincian rencana kegiatan dan anggaran tahunan dengan

mempertimbangkan kondisi, komitmen, efektivitas dan efisiensi pengoperasian

K3S di suatu wilayah kontrak kerja.

MELIPUTI :

Kegiatan Eksplorasi (Survei Seismik & Geologi, Pemboran dan Studi G&G), Lead & Prospect, Exploration Commitment.

Kegiatan produksi dan usaha menjaga kesinambungannya. POD

Pemboran Sisipan

Operasi Produksi dan Kerja Ulang

Mempertahankan Produksi

Proyek EOR (Sec. Recovery & Tertiary Recovery)

Biaya untuk program-program Kegiatan Eksplorasi

Pemboran Development & Fasilitas Produksi

Produksi & Operasi

Administrasi Umum, Administrasi Eksplorasi & Biaya Overhead

MELIPUTI (Lanjutan) :

ENTITLEMENT SHAREGross Revenue, Harga Minyak & Gas, Cost Recovery, Indonesia Share,

Contractor Share

UNIT COST (US$/Bbl) Direct Production Cost Total Production Cost Cost Recovery

STATUS UNRECOVERED COSTSTATUS

Sumber : Anditya Ibrahim

2. Sesuai dengan ketentuan PRODUCTION SHARING CONTRACT

SECTION I (SCOPE AND DEFINITIONS) :SKK MIGAS memiliki wewenang dan kendali atas manajemen kegiatan

operasi K3S dan Kontraktor harus bertanggung-jawab ke SKK MIGAS.

SECTION IV (WORK PROGRAM AND EXPENDITURES) :Tiga (3) bulan sebelum permulaan tahun kalender, Kontraktor sudah harus

menyiapkan dan menyerahkan Original WP & B untuk mendapat persetujuan

dari SKK MIGAS dalam rangka pelaksanaan kegiatan sebagaimana yang

diusulkan pada rencana kerja.


Fungsi Perencanaan & Pengawasan SKK MIGAS adalah upayaprecontrol dengan penekanan pada kelayakan teknis operasional.

Penelitian dan Analisis terhadap usulan WP&B serta rencanapenggunaanTenaga Kerja (asing) sesuai dengan PSC, yaitu :

Kelayakan Skala Waktu

Tingkat Kegiatan Operasional

Kelayakan Satuan / Jumlah Biaya

Indonesianisasi / Alih Teknologi

Perlindungan Tenaga Kerja Nasional

Menjamin Pendapatan Pemerintah Secara Optimal

3. REVISI WP & B

Penyusunan WP&B tahunan dan revisi WP&B perlu dijelaskan sebagai berikut :

a. Sesuai dengan Production Sharing Contract

Mengenai Work Program & Expenditures, pengajuan usulan WP&B

tahunan adalah 3 (tiga) bulan sebelum dimulainya tahun kalender untuk

mendapatkan persetujuan SKK MIGAS.

SKK MIGAS dapat menghendaki revisi usulan WP&B apabila terdapat hal-

hal yang spesifik setelah diterimanya usulan WP&B tahunan tersebut.

b. Pada tahun berjalan WP&B yang telah disetujui SKK MIGAS beralasan

untuk diperbaiki (Ref. PSC Financial Budget & Reporting Procedures

Manual), usulan perbaikan terlebih dulu harus diajukan kepada SKK MIGAS.

Alasan yang dapat dikemukakan dalam usulan perbaikan original WP&B

tahun berjalan, yaitu : rencana kerja tahunan menjadi tidak realistis lagi, atau

perkiraan biayanya menjadi terlalu menyimpang. Usulan perbaikan WP&B

disertai penjelasan singkat mengenai sebab sebab terjadinya penyimpangan.


c. Berdasarkan butir a dan b, apabila SKK MIGAS berpendapat bahwa WP&B

tahunan tersebut harus direvisi, SKKMIGAS akan memberitahukan

kepada kontraktor.

d. Mengingat butir-butir tersebut, diharapkan para K3S berusaha

meningkatkan keakurasian penyusunan WP&B tahunan (well planned) dan

mengurangi kemungkinan terjadi revisi WP&B

Dalam hal yang terpaksa dan kondisi tidak realistis lagi untuk

mempertahankan original WP&B tahunan, maka usulan revisi dapat diajukan

ke SKK MIGAS sebelum pertengahan tahun kalender berjalan (bulan Juni).


3. REVISI WP & B (Lanjutan)

4. MATERI WP & B

1. WILAYAH KERJA EKSPLORASI

a. Materi WP&B harus memenuhi komitmen eksplorasi sesuai

ketentuan PSC dan didiskusikan secara detil prospek-

prospek yang akan dibor (lokasi, cadangan, keekonomian),

survey seismik & geologi (prospek & lead yang dicover,

sumberdaya, keekonomian) dan studi G&G (harus dijelaskan

tujuan, implementasi & nilai tambah) untuk strategi survei /

pemboran selanjutnya serta penemuan play-play baru.

b. Untuk kps tahap produksi (ada kegiatan eksplorasi), diskusi

detil teknis dilaksanakan pada saat Pre-WP&B.


2. WILAYAH KERJA PRODUKSI

MateriWP&B yang diserahkan kepada BPMIGAS untuk

memenuhi ketentuan production sharing section IV terdiri dari

butir-butir usulan WP&B serta lembar operational statistics, esensi

dan materi yang akan dibahas/dipresentasikan harus memenuhi

pokok-pokok ketentuan sebagai berikut :

a. RapatWP&B adalah suatu rapat operasional dan rapat

manajemen sehingga harus bersifat menyeluruh, singkat, jelas

dan informatif.

b. Memberikan gambaran perihal keekonomian dan pendapatan

pemerintah dari setiap kegiatan di wilayah kerja KPS/JOB/KKS.

c. Memberikan gambaran menyeluruh perihal kegiatan yang akan

dilaksanakan dalamusulan rencana kerja dan anggaran pada

tahun yang akan datang.

d. Memberikan gambaran perihal organisasi dan pengembangan

sumber daya manusia.

Untuk dapat mencapai sasaran tersebut di atas, perlu dievaluasi

keterangan/data yang tercantum pada buku usulan WP&B dan

operational statistics.


4. MATERI WP & B (Lanjutan)

AUTHORIZATION FOR

EXPENDITURE

(AFE)


PENGERTIAN

SKK MIGAS selaku penanggung jawab management K3S bertugasuntuk mengamankan serta meningkatkan pendapatan negara dari

kegiatan K3S, melalui mekanisme :

Pre Audit Current Audit Post Audit

K3S selaku operator bertanggung jawab kepada SKK MIGAS, K3S wajib membuat AFE untuk semua kegiatannya, sebagai alat kontrol

mulai dari persiapan proyek pemantauan pelaksanaan operasional,

serta penelitian pasca operasi

DASAR HUKUM

Production Sharing Contract Financial Budget and Reporting Procedures Manual

1. Dirancang agar SKK MIGAS (selaku penanggung jawab

management) memp eroleh informasi lengkap mengenai

kegiatan yang diusulkan K3S (selaku penanggung jawab

operasional), untuk keperluan :

Analisa Evaluasi Persetujuan Monitoring

2. Mengetahui rincian biaya proyek

3. Pengendalian biaya

4. Pertahapan proyek

5. Pemeriksaan keuangan sebagai dasar untuk Cost Recovery

AFE :

AFE adalah alat manajemen dalam fungsi Perencanaan dan

Pengawasan Keuangan.

Yang perlu diperhatikan dalam proses AFE adalah :

Lingkup Kerja

Adanya dana tersedia dalam anggaran (WP&B) yg disetujui.

Verifikasi pembebanan biaya

Laporan Penyelesaian dan Pertanggungjawaban Anggaran

Data Tambahan

JENIS JENIS AFE


Prosedur pengusulan AFE disampaikan dalam 2 (dua) konsep :

A. Untuk yang menggunakan Pre-AFE

B. Untuk yang tidak menggunakan Pre-AFE (Langsung AFE)

A. TATA CARA PENYIAPAN PRE AFE :

1. Proposal / usulan konsep AFE dari KPS dengan justifikasi lengkap dibawa ke

Staf teknis Divisi Eksplorasi atau Divisi Eksploitasi, yang akan dicek sesuai list

peruntukannya, jika diperiksa terdapat materi yang belum lengkap, akan

dikembalikan untuk dilengkapi.

2. Dinas Eksplorasi atau Eksploitasi akan mengevaluasi dan mengkoordinir tim

AFE untuk mengadakan diskusi yang diikuti oleh Dinas dinas / fungsi terkait.

Hasil diskusi untuk menentukan kelaikan suatu usulan AFE.

3. Jika suatu usulan AFE dinyatakan layak maka KPS diminta untuk me ngajukan

AFE asli dalam 2 Amplop :

- Surat Asli dan AFE copy diserahkan ke Deputi Perencanaan.

- Copy surat dan AFE asli diserahkan ke Subdin terkait di Divisi EKS/EPT.

USULAN AFE :

B. TATA CARA PENYIAPAN AFE :

1. Surat pengantar AFE dialamatkan ke : DEPUTI PERENCANAAN

SKK MIGAS.

2. AFE dibuat 4 (empat) rangkap asli, ukuran Folio 8,5 x 13 (sesuai

dengan formulir AFE yang ditentukan), dengan kelengkapan

datanya.

3. Ditandatangani oleh pihak operator pengusul (setingkat manager)

dan atasannya (pimpinan tertinggi) sebagai penanggung jawab,

lengkap dengan : tanggal, bulan dan tahun.

4. AFE dapat disetujui oleh Kepala Divisi Eksplorasi, Kepala Divisi

Eksploitasi, Deputi Perencanaan atau Kepala SKK MIGAS.

5. AFE yang sudah disetujui, 2 (dua) rangkap dikembalikan ke KPS

dan 2 (dua) rangkap disimpan masing-masing 1 (satu) di Divisi

Eksplorasi/Eksploitasi dan 1 (satu) pada Divisi Pengendalian

Finansial Bidang FE&P SKK MIGAS.

USULAN AFE :

USULAN AFE :

B. TATA CARA PENYIAPAN AFE (Lanjutan) :

6. Penomoran AFE, terdiri dari 6 angka (digits) sebagai berikut :

XX XXXX

4 digits terakhir : Nomor urut kegiatan pada proyek PSC

2 digits pertama : Tahun anggaran/Pelaksanaan Proyek

7. Mata uang (Currency) dalam US$ (dollar amerika)

8. Close Out AFE diisi dengan angka realisasi dan dilaporkan ke Badan

Pelaksana MIGAS lengkap dengan justifikasi paling lambat 4 (empat)

bulan setelah proyek selesai.

REVISI (REVISED) AFE DILAKUKAN :

I. Perubahan Lingkup kerja Scope of Work

Jumlah total anggaran lebih besar/kecil dari 10% setiap nomor AF E Setiap katagori biaya lebih besar dari 30 %

II. Project fisik belum selesai (kurang dari 70 %), apabila lebih maka ada

resiko tidak di cost recovery.

III. Revisi dapat dilakukan sebelum KPS memberikan perintah kerja atau

sebelum tender award.

IV. Kesempatan untuk revisi AFE diberikan 2 (dua) kali.

Pengusulan revisi AFE dilakukan seperti tatacara pengajuan AFE original

pada formulir AFE yang baru dengan mengisi kolom original budget yang

sudah disetujui dan revised budget yang diusulkan.

TATA CARA PENYIAPAN CLOSE OUT AFE :

1. Usulan close out AFE dilengkapi dengan copy persetujuan AFE dibawa ke

Subdin EOA Div.DALFIN dengan kelengkapan datanya (Completion Report),

sedangkan khusus untuk Studi ke Subdin pada Divisi Kajian & Pengembangan.

2. Dilakukan evaluasi / diskusi untuk menentukan kelaikannya.

3. Jika suatu usulan Close Out AFE dinyatakan layak maka KPS diminta untuk

mengajukan Surat asli dan AFE asli persetujuan yang telah diisi nilai close out

di tujukan ke Ka.Div. DALFIN dan copynya ke Ka.Div. Operasi terkait/

Ka.Div.Jian.

4. Surat konfirmasi Close out akan dikeluarkan oleh Divisi Pengenda lian

Finansial Bidang FE&P SKK MIGAS.

ALUR WP&B DAN AFE

EKSPLORASI :

Komitmen K3S WP&B Eksplorasi AFE Eksplorasi

PENEMUAN

EKSPLORASI

MIGAS

EKSPLOITASI :

POD + (Komitmen Eksplorasi WP&B Eksploitasi AFE Eksploitasi








POD, WP&B, AFE


AGENDA

INDIKATOR KEEKONOMIAN

Penanaman modal (investasi) didasarkan pada

keuntungan yang diperoleh.

Indikator ekonomi diperlukan untuk pengambilan

keputusan.

Jenis indikator ekonomi yang umum digunakan dalam

usaha migas adalah :

1. Pay Out Time (POT)

2. Profit to Investment Ratio (PIR)

3. Rate of Return (ROR)

4. Net Present Value (NPV)

5. Discounted Profit to Investment Ratio (DPIR)

1. Pay Out Time (POT)

Pay out time atau payback period adalah suatu periode yang diperlukan untuk dapat menutup kembali pengeluaran investasidengan menggunakan proceeds atau aliran kas netto (nettocash flows). Dengan demikian payback period dari suatu investasimenggambarkan panjangnya waktu yang diperlukan agar danayang tertanam pada suatu investasi dapat diperoleh kembaliseluruhnya.

POT merupakan suatu ukuran pendekatan mengenai kecepatanpenerimaan cash flow. POT adalah suatu parameter yang bergunauntuk membandingkan kecepatan relatif penerimaan daripenghasilan sejak awal produksi.

2. Net Present Value (NPV)

Net present value (NPV) menunjukkan jumlah pendapatandikurangi total biaya selama proyek.

NPV merupakan nilai keuntungan bersih dari suatu proyekyang diukur pada waktu sekarang.

Suatu proyek dikatakan menguntungkan jika nilai NPV yang diperoleh adalah positif, jika nilai NPV suatu proyek adalahnegatif maka dapat dikatakan proyek tersebut mengalamikerugian. Sedangkan jika NPV besarnya sama dengan nol, maka besarnya pengeluaran untuk menyelenggarakanproyek sama dengan besarnya penerimaan.

Dimana :

C0 = Arus kas keluar pada awal investasi

Cn = Arus kas masuk pada tahun ke-n

r = Tingkat biaya modal yang disyaratkan

n = Periode investasi

n

1 t n

n0

)r 1 (

C C NPV

3. Rate Of Return (ROR)

Rate of Return (ROR) dapat disebut juga sebagaiInternal Rate of Return (IRR). ROR menunjukkan nilairelatif earning power dari modal yang diinvestasikandi proyek yaitu discount rate yang menyebabkanNPV sama dengan nol.

Suatu proyek dianggap layak apabila ROR lebih besardaripada cost of capital (bunga bank) + resiko.

4. Profit to Investment Ratio (PIR)

Profit to investment ratio (PIR) disebut juga Return of Investment (ROI) merupakan perbandingan dari keuntunganbersih yang tidak dipotong terhadap besarnya investasi yang ditanam atau suatu ukuran yang merefleksikan kesanggupanmemberikan keuntungan total.

PIR merupakan bilangan yang tidak berdimensi yang menghubungkan jumlah yang dihasilkan dari proyek investasitiap dollar yang ditanam. Profit to Investment Ratio dirumuskan sebagai berikut :

Kelemahan dari parameter ini yaitu tidak dapatmencerminkan waktu dan pola pengembalian pendapatanyang dihasilkan dari suatu proyek dan tidak dapat mengetahuigambaran dari total keuntungan yang dapat diperoleh.

Investasi

CashflowNet ted UndiscounTotal PIR

5. Discounted Profit to Investment Ratio (DPIR)

Salah satu kelemahan dari Profit to Investment Ratio (PIR) adalah tidak mempertimbangkan waktu dalam perhitungannya. Untuk mengatasi hal tersebut digunakan perhitungan Discounted Profit to Investment Ratio (DPIR).

Discounted Profit to Investment Ratio merupakan perbandinganantara Net Present Value (NPV) terhadap besarnya investasiyang ditanam. Discounted Profit to Investment Ratio dirumuskan sebagai berikut :

Besarnya DPIR menunjukkan berapa kali keuntungan yang akandiperoleh dari setiap 1 $ yang diinvestasikan. Sebagai contoh, harga DPIR sebesar 0,5 berarti setiap 1 $ yang diinvestasikanakan memperoleh keuntungan setengah dari investasi. Dalamanalisanya maka dipilih usulan investasi yang memberikan hargaDPIR yang besar.

Investasi

CashflowNet Discounted Total DPIR

Contoh Hasil Perhitungan

Indikator Keekonomian

SKENARIO Investasi NPV ROR PIR DPIR POT Project Live

A-1 1.124.116 316.826 31,39% 0,60 0,28 1,31 11 Year

A-2 1.161.796 327.142 30,96% 0,61 0,28 1,41 11 Year

A-3 1.110.974 318.378 31,91% 0,60 0,29 1,26 11 Year

A-4 1.161.796 267.761 27,93% 0,53 0,23 1,65 11 Year

A-5 1.300.079 422.545 39,44% 0,56 0,33 0,93 11 Year

B-1 1.004.036 373.483 37,72% 0,71 0,37 0,97 11 Year

B-2 1.016.414 396.066 38,40% 0,75 0,39 0,97 11 Year

B-3 1.013.756 365.183 37,16% 0,69 0,36 0,98 11 Year

B-4 1.017.102 336.383 35,01% 0,66 0,33 0,99 11 Year

B-5 1.202.861 469.046 45,07% 0,64 0,39 0,88 11 Year

Note : Secara keekonomian maka skenario B-5 merupakan

skenario yang paling baik.

ANALISA SENSITIVITAS

Analisa sensitivitas adalah cara untuk melihat pengaruh perubahan indikator ekonomi bila parameter-parameter ekonomi lain dirubah besarannya.

Besaran-besaran yang sering digunakan untuk analisa sensitivitas adalah Annual production, Oil price, Investment, Lifting Cost dan Tax (apabila dibutuhkan insentif).

Dengan analisa sensitivitas ini akan bisa diprediksi kerugian atau keuntungan dari satu proyek bila salah satu atau lebih parameter ekonominya berubah.

Contoh Analisa Sensitivitas

Menggunakan Spider Diagram

Sensitivitas (NPV Vs Sensitivity)Skenario B-5

OIL PRODUCTION

OIL PRODUCTION

OIL PRICE

OIL PRICE

INVESTMENT

INVESTMENT

LIFTING COST

LIFTING COST

250

350

450

550

650

80% 85% 90% 95% 100% 105% 110% 115% 120%

Sensitivity

NP

V @

DR

=1

2%

, U

S$

Th

ou

sa

nd

s

OIL PRODUCTION OIL PRICE

INVESTMENT LIFTING COST

Contoh Analisa Sensitivitas

Menggunakan Spider Diagram

Sensitivitas ( ROR vs Sensitivity )

Skenario B-5

INVESTMENT

LIFTING COST

OIL PRODUCTION

OIL PRODUCTION

OIL PRICE

OIL PRICEINVESTMENT

LIFTING COST

25,00%

30,00%

35,00%

40,00%

45,00%

50,00%

55,00%

60,00%

80% 85% 90% 95% 100% 105% 110% 115% 120%

Sensitivity

RO

R@

DR

=1

2%

OIL PRODUCTION OIL PRICE

INVESTMENT LIFTING COST

1 PIMP - INDONESIA PETROLEUM BUSINESS.pdf2 PIMP - INDONESIA PETROLEUM BUSINESS.pdfSlide1(1).pdfSlide2(1).pdfSlide3(1).pdfSlide4(1).pdfSlide5(1).pdfSlide6(1).pdfSlide7(1).pdfSlide8(1).pdfSlide9(1).pdfSlide10(1).pdfSlide11(1).pdfSlide12(1).pdfSlide13(1).pdfSlide14(1).pdfSlide15(1).pdfSlide16(1).pdfSlide17(1).pdfSlide18.pdfSlide19.pdfSlide20.pdfSlide21.pdfSlide22.pdfSlide23.pdfSlide24.pdfSlide25.pdfSlide26.pdfSlide27.pdfSlide28.pdfSlide29.pdfSlide30.pdfSlide31.pdfSlide32.pdfSlide33.pdfSlide34.pdfSlide35.pdfSlide36.pdfSlide37.pdfSlide38.pdfSlide39.pdfSlide40.pdfSlide41.pdfSlide42.pdfSlide43.pdfSlide44.pdfSlide45.pdfSlide46.pdfSlide47.pdfSlide48.pdfSlide49.pdfSlide50.pdfSlide51.pdf

3 PIMP - INDONESIA PETROLEUM BUSINESS.pdf

Indonesia Petroleum Business

Documents