BS 1 - Financial Status Report (Bag I)

Budget Schedule (BS) 1 terutama berisi tentang perhitungan anggaran pembagian produksi antara negara dengan kontraktor production sharing (KPS) selama periode setahun. Pembagian produksi migas diantara keduanya mengikuti porsi yang telah disepakati dalam Production Sharing Contract (PSC), misalnya 85% : 15% untuk minyak dan 60% : 40% untuk gas, bersih setelah pajak (net after tax). Arti dari pembagian porsi diatas adalah: 85% hasil produksi minyak dan atau 60% produksi gas adalah untuk negara. Sisanya, yakni: 15% hasil produksi minyak dan atau 40% hasil produksi gas adalah untuk KPS.

Lifting

Untuk menghitung anggaran pembagian produksi, pertama-tama dicari dulu anggaran lifting (pengantaran hasil migas ke point of sales) selama setahun. Anggaran lifting untuk minyak disajikan dalam satuan barel (bbl), sedangkan untuk gas dalam satuan mmcf (million cubic feet). Selain dalam satuan tersebut, anggaran lifting juga dicantumkan dalam harga dollar, yang merupakan hasil perkalian antara volume lifting migas dengan harga minyak sesuai ICP (Indonesian Crude Price), atau harga gas sesuai Perjanjian Penjualan Gas (PPG)/Gas Sales Agreement (GSA).

Hasil lifting ini disebut juga sebagai penghasilan kotor (gross revenue) karena belum dipotong biaya. Sebagaimana menghitung keuntungan, faktor biaya juga harus diperhitungkan sebagai pengurang lifting dalam menghitung pembagian produksi. Jika lifting melebihi biaya, maka selisihnya merupakan porsi keuntungan produksi migas yang dapat dibagikan kepada negara dan KPS. Sebaliknya, jika lifting lebih kecil daripada biaya, maka tidak ada porsi produksi migas yang dapat dibagikan. Dengan kata lain, prioritas penggunaan lifting digunakan terlebih dahulu untuk menutupi seluruh biaya. Baru setelah itu, kelebihannya dapat dibagikan sebagai keuntungan.

FTP (First Tranche Petroleum)

Di sisi lain, negara ingin segera mendapatkan bagian produksi migas tanpa harus menunggu sampai KPS untung. Padahal waktu yang diperlukan oleh KPS untuk mencapai keuntungan adalah tidak sebentar. Hal ini dikarenakan biaya yang harus ditutup oleh angka lifting adalah meliputi biaya yang terjadi pada tahun berjalan maupun tahun-tahun sebelumnya yang merupakan sunk cost (biaya yang sudah terjadi sebagai konsekuensi dari kegiatan usaha).

Untuk mengatasi hal ini, negara memasukkan unsur First Tranche Petroleum (FTP) kedalam PSC. FTP merupakan jaminan bagi negara (dan KPS) untuk segera memperoleh bagi hasil produksi migas, sebagai keuntungan yang diterima dimuka, meskipun dalam kenyataannya KPS belum mampu meraih keuntungan. FTP dinyatakan dalam prosentase tertentu dari nilai lifting. Sebagai contoh, FTP 20% berarti sejumlah 20% dari nilai lifting dalam suatu periode dapat langsung dibagikan kepada negara (dan KPS) sebagai keuntungan dimuka, tanpa mempertimbangkan apakah KPS telah meraih tingkat keuntungan. Jadi, meskipun angka lifting lebih rendah daripada biaya yang harus dibebankan dalam suatu periode, negara dan KPS tetap mendapatkan porsi bagian produksi terlebih dahulu.

Berikut adalah petikan contoh pasal tentang besaran besaran FTP dalam kontrak PSC

(Bersambung...)

Diagram BS WP&B (Bag II)

Selanjutnya sesuai diagram diatas, BS 4, 8 dan 11 beserta masing-masing turunannya, yakni BS 5, 6, 7, 9, 10 dan 12 akan dirangkum kedalam BS 3. Dengan demikian, total dari anggaran biaya eksplorasi & eksploitasi, produksi dan administrasi akan tercermin dalam BS 3 ini. BS 3 juga akan disertai dengan BS 3.A, yang berisi tambahan informasi tentang pembagian biaya kapital dan non capital per kuartal. Selain itu, BS 3 dan 3A akan disertai juga dengan BS 3.1 dan 3A.1 untuk minyak dan BS 3.2 dan 3A.2 untuk gas.

Meskipun nilainya telah tercantum dalam BS 8, 11 serta 3 karena merupakan bagian dari biaya produksi dan biaya administrasi, khusus untuk biaya depresiasi akan disajikan secara lebih terperinci lagi kedalam BS 14.

Bergerak ke bagian kiri dari diagram diatas, terdapat empat BS yang bisa dikatakan mempunyai fungsi sebagai informasi tambahan, yakni masing-masing:

1. BS 2 yang menyajikan Key Operating Statistic
2. BS 13 yang menyajikan daftar Asset yang telah dimanfaatkan sesuai fungsinya atau Placed Into Service (PIS)
3. BS 15 yang menyajikan detailed program support listing
4. BS 17 yang menyajikan budget year expenditures.

Seluruh BS WP&B yang telah dibahas diatas adalah terkait dengan pengeluaran biaya. Hal ini berbeda dengan dua BS terakhir yang terdapat dalam diagram diatas, yakni BS 1 dan 16.

BS 1 menyajikan informasi tentang perhitungan pembagian hasil produksi, dengan mengolah beberapa data, diantaranya: lifting (pengantaran produksi migas), cost recovery, FTP (First Tranch Petroleum) dan DMO (Domestic Market Obligation).

Adapun BS 16 khusus menyajikan data prakiraan lifting.

Melalui uraian diatas, kita telah menangkap gambaran umum tentang BS WP&B nomer 1 sampai dengan BS 17. Selanjutnya, masing-masing dari BS tersebut akan kita bahas satu persatu.

Pertanyaan:

1. Manakah cara yang lebih baik untuk memahami BS WP&B, dihafalkan atau dimengerti?
2. Dalam contoh nama BS 4.1 dan 4.2, sub angka 1 (satu) dan 2 (dua) tersebut melambangkan apa?
3. BS WP&B nomer berapa saja yang menyajikan data tentang data penerimaan?
4. Bagaimana formula perhitungan secara kasar atas pembagian produksi migas, jika data yang tersedia adalah: lifting, cost recovery, FTP dan DMO?

Diagram BS WP&B (Bag I)

Diagram diatas menggambarkan keterkaitan antar masing-masing jenis budget schedule WP&B. Penyajian melalui diagram akan memudahkan pemahaman atas Budget Schedule (BS) WP&B.

Dimulai dari baris kedua dalam diagram diatas, penggolongan anggaran biaya di WP&B dibagi menjadi tiga bagian besar, yakni anggaran:

1. Exploration & Development Expenses (Biaya Eksplorasi & Eksploitasi)
2. Production Expenses (Biaya Produksi)
3. Administration Expenses (Biaya Administrasi)

Anggaran biaya Eksplorasi & Eksploitasi disajikan dalam BS 4. BS 4 mempunyai turunan yaitu BS 4.1 untuk biaya eksplorasi dan ekploitasi dari produk minyak, dan BS 4.2 untuk produk gas.

BS 4 ini diperinci lagi dalam BS 5, 6 dan 7. Masing-masing dari BS 5 dan 6 menyajikan secara berturut-turut: anggaran biaya exploratory drilling (sumur eksplorasi) dan anggaran biaya development drilling (sumur eksploitasi) secara lebih terperinci. Adapun BS 7 menyajikan anggaran biaya serba-serbi kapital dari kegiatan eksplorasi & eksploitasi. BS 6 & 7 disertai dengan sub BS 6.1, 6.2, 7.1. dan 7.2, dengan keterangan: sub angka 1 (satu) terkait dengan minyak dan sub angka 2 (dua) terkait dengan gas.

Anggaran biaya produksi disajikan dalam BS 8. BS 8 ini diturunkan lagi kedalam BS 8A, yang akan menyajikan biaya produksi dalam beberapa kategori, yaitu: biaya personnel, TSA (Technical Service from Abroad), jasa pihak ketiga, material, asuransi, dan aneka biaya yang lain (sundries).

BS 8 diperinci lagi kedalam BS 9 & 10. BS 9 menyajikan biaya produksi yang bersifat kapital. Adapun BS 10 menyajikan rincian dari anggaran biaya serba-serbi kapital dari biaya produksi.

Anggaran biaya administrasi disajikan BS 11. Rincian biaya kapital dari biaya administrasi ini disajikan lebih lanjut dalam BS 12 (lihat diagram baris pertama).

Sampai disini, kita telah memahami sekilas tentang BS 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, dan 12 dari WP&B.

Pertanyaan:

1. Telah diuraikan sebelum ini bahwa hanya terdapat dua jenis biaya di industri migas, yakni capex dan opex. Namun berdasarkan penjelasan diatas, terdapat tiga jenis biaya menurut WP&B yakni biaya eksplorasi & eksploitasi, biaya produksi dan biaya administrasi. Bagaimana penjelasan dari inkonsistensi dua keterangan tersebut?
2. Sebutkan BS AFE nomer berapa saja yang merupakan lampiran dari BS 4?
3. Sebutkan BS AFE nomer berapa saja yang merupakan lampiran dari BS 5 dan 6?
4. Sebutkan BS AFE nomer berapa saja yang merupakan lampiran dari BS 8&9?
5. Sebutkan BS AFE nomer berapa saja yang merupakan lampiran dari BS 11 dan 12?

BS 26 - Certain Other Projects

BS 26 digunakan untuk mengajukan AFE Certain Other Projects (COP), yakni kegiatan yang tidak digolongkan sebagai proyek utama dan nilainya lebih besar daripada $500.000. Dengan kata lain, proyek tertentu dengan nilai lebih besar daripada $500 ribu yang AFE nya tidak bisa diajukan dengan menggunakan BS 18 s/d 25 akan diajukan dengan menggunakan BS 26 ini.

Seperti terlihat dalam contoh diatas, BS 26 sebenarnya mirip lembaran kosong yang bebas diisi oleh KPS/KKKS sesuai dengan elemen biaya yang menyertai suatu proyek.


Yang termasuk dalam COP adalah:

1. Sewa gedung perkantoran
2. Sistem komputerisasi
3. Jasa Teknis
4. Aktivitas Lingkungan
5. Community Development

Pertanyaan:

1. Apakah pengeluaran yang menggunakan BS 26 hanya terbatas pada biaya kapital saja? Jelaskan!
2. Mengapa hanya COP yang lebih besar daripada $500.000 saja yang perlu AFE? Bukankah COP adalah bidang yang semestinya harus diawasi oleh BPMIGAS? Jelaskan!
3. Terkait dengan pertanyaan nomer 2, mengapa seluruh proyek utama harus diajukan AFE nya, dan justru tidak dibatasi oleh nilai? Bukankah KPS sudah ahli dibidang migas sehingga tidak perlu pengawasan lagi dari BPMIGAS?
4. Apakah pembuatan partisi, instalasi jaringan listrik, komputer, dan pemasangan karpet kantor termasuk bagian dari AFE sewa gedung ?
5. Sebutkan contoh dari kegiatan aktivitas lingkungan dalam contoh 4 diatas.

BS 25 - Platform Certification

BS 25 digunakan untuk mengajukan AFE Platform Certification. Sertifikasi dari platform diperlukan sehubungan operasi lepas pantai syarat dengan resiko.

Beberapa elemen biaya dari kegiatan sertifikasi platform adalah:

1. Design Approval
2. Jasa Inspeksi
3. Jasa Penyelaman
4. Sewa boat
5. Supervisi

Biaya sertifikasi platform untuk yang pertama kali akan dikapitalisasi ke nilai platform. Adapun untuk biaya perpanjangan sertifikasinya akan dicatatkan sebagai opex.

Pertanyaan:

1. Siapa yang berhak mengeluarkan sertifikat platform di Indonesia?
2. Sebutkan beberapa penyedia jasa sertifkasi platform!
3. Mengapa biaya sertifikasi platform untuk yang pertama kali dapat dikapitalisasi?
4. Sebutkan akun-akun yang terkait dengan kegiatan platform certification!