Akuntansi PSC

BS 2 - Budgeted Key Operating Statistics

2010-01-23T15:12:00.008+07:00

BS 2 berisi tentang data statistik dari rencana kegiatan kunci perusahaan. Di dalamnya memuat informasi penting tentang prakiraan:

Jumlah Lapangan (Fields) yang diproduksikan oleh perusahaan
Jumlah Minyak (termasuk kondensat) dan gas yang diproduksi dalam tahun berjalan
Rata-rata produksi per sumur
Jumlah seluruh sumur produksi
Jumlah seluruh sumur yang sudah tidak berproduksi
Rata-rata harga migas per barrel/equivalent
Rata-rata biaya produksi / barrel equivalent
Rata-rata biaya total / barrel equivalent
Total biaya investasi per sumur produksi
Total biaya investasi per barrel reservoir
Jumlah sumur pengembangan yang diselesaikan tahun berjalan
Jumlah sumur pengembangan yang sukses
Jumlah sumur taruhan (wildcat) yang diselesaikan tahun berjalan
Jumlah sumur taruhan (wildcat) yang sukses
Total kedalaman seluruh sumur yang dibor tahun berjalan
Luas area seismik yang dilakukan pada tahun berjalan.

Pertanyaan:

BS berapa yang memberikan informasi tentang prakiraan jumlah seluruh sumur yang dimiliki perusahaan?
BS berapa yang memberikan informasi tentang rencana jumlah sumur yang akan di bor tahun berjalan ?
BS berapa yang memberikan informasi tentang target jumlah keberhasilan dari sumur-sumur yang dibor tahun berjalan?
BS berapa yang memberikan informasi tentang total rencana kedalaman seluruh sumur-sumur yang akan selesai dibor tahun berjalan?
Informasi tentang rencana luas area seismik yang dilakukan perusahaan dapat ditemukan di BS berapa?
BS berapa yang menginformasikan tentang target lifting tahun berjalan?
BS berapa yang menginformasikan tentang anggaran Investment Credit?
BS berapa yang menginformasikan tentang anggaran cost recovery?
BS berapa yang menginformasikan tentang anggaran DMO?
BS berapa yang menginformasikan tentang target penerimaan negara dari pajak migas?
BS berapa yang menginformasikan tentang target total penerimaan negara?

BS 1 - Financial Status Report (Bag VII-Selesai)

2009-11-11T07:52:00.005+07:00

Bagan yang lebih populer di tengah masyarakat untuk menggambarkan BS 1 WP&B adalah seperti yang terlihat dibawah ini:

Sampai disini, kita telah membahas seluruh istilah yang terdapat dalam Budget Schedule (BS) 1 Work Program & Budget (WP&B). Selanjutnya, akan lebih mudah bagi kita untuk menyusun BS 1 WP&B berdasarkan pemahaman tersebut. Bagian yang lebih sulit adalah proses untuk mendapatkan dan mengolah data yang akan digunakan dalam pembuatan BS 1 tersebut. Dalam hal ini, peran dari system infomasi akuntansi sangat dibutuhkan dalam rangka menunjang pembuatan WP&B dan laporan keuangan PSC lainnya.

Pertanyaan:

Apakah porsi bagi hasil produk migas yang tertuang di dalam kontrak PSC dinyatakan secara net after tax (misal 85:15) atau gross up (missal 73.22:26,78)?
Apakah perbedaan antara Produksi dan Lifting?
Dalam hal masih ada saldo unrecovered cost, apakah FTP bagi KPS dikenakan pajak dan harus disetor ke negara? Jelaskan!
Apakah Investment Credit selalu menguntungkan KPS secara cash flow? Jelaskan!
Apakah industry NON-migas mengenal sistem cost recovery? Jelaskan!
Apakah KPS lebih menyukai cost recovery yang tinggi daripada yang rendah? Jelaskan!
Apakah kontrak PSC dari perusahaan tempat Anda bekerja/miliki terdapat pasal tentang pembatasan terhadap besaran cost recovery bagi KPS? Ceritakan berdasarkan pengalaman Anda!
Apakah DMO akan menjamin pasokan produk migas dalam negeri?
Mengapa DMO oleh KPS dimulai pada saat awal tahun produksi dan hanya berlaku selama 60 bulan ?
Apakah yang dimaksud dengan DMO Holiday?

BS 1 - Financial Status Report (Bag VI)

2009-10-15T15:48:00.004+07:00

Bonus
Negara juga dapat menetapkan adanya beberapa jenis bonus yang harus dibayarkan oleh kontraktor. Jenis dari bonus tersebut dapat berbentuk Information Bonus, Working Advance Bonus, Production Bonus, Equipment & Service Bonus, Signature Bonus. Misalnya terdapat ketentuan production bonus bahwa KPS (Kontraktor Production Sharing) diharuskan untuk membayar bonus kepada pemerintah sebesar USD 1,5 Juta apabila produksi kumulatifnya telah mencapai 30 MMBO (30 Juta Barels), dsb.

Bonus ini tidak untuk dimasukkan sebagai bagian dari biaya operasi yang dapat di cost recory. Namun demikian, bonus dapat mengurangi penghasilan kena pajak perusahaan KPS.

Berikut adalah contoh kutipan pasal tentang bonus didalam kontrak PSC:

Bersambung...

BS 1 - Financial Status Report (Bag V)

2009-10-15T08:24:00.007+07:00

Domestic Market Obligation (DMO)
Untuk menjamin pasokan yang cukup bagi konsumen dalam negeri, Kontraktor Production Sharing (KPS) berkewajiban untuk memprioritaskan penyaluran sebagian dari hasil entitlemetnya ke pasar domestic, atau dikenal dengan istilah DMO. Secara sederhana, besaran DMO ini ditentukan sebesar maksimal 25% dari produksi/lifting KPS dikalikan dengan porsi bagi hasil produksi KPS.

Besaran DMO sebesar 25% itu adalah angka maksimal. Suatu saat, bisa saja besaran DMO nya lebih rendah dari 25%. Hal ini bisa terjadi ketika produksi minyak nasional jauh melampau kebutuhan pasar minyak dalam negeri, sehingga tingkat Kebutuhan nasional dibandingkan dengan Produksinya dibawah 25%. Misalnya, jika kebutuhan minyak nasional dalam setahun adalah 1000 MMB (1 Milyar Barels) dan, produksi nasional setahun adalah 1000.000 MMB (1 Trilyun Barels), maka tingkat kebutuhan nasional hanyalah 10% dari produksinya. Dalam kondisi ini, DMO tingkat yang dipakai adalah 10%, karena lebih rendah dari DMO maksimal 25%.

Berikut adalah contoh cuplikan pasal tentang besaran besaran DMO dalam kontrak PSC:

Selain itu, harga jual yang dipakai untuk DMO ini juga ditentukan oleh negara, yang bisa sangat jauh lebih rendah daripada harga pasar / ICP (Indonesian Crude Price). Harga diskon yang diberlakukan untuk DMO ini bisa sampai 90%, yang berarti KPS hanya akan menikmati 10% dari harga harga pasar.

Harga diskon untuk DMO ini biasanya hanya diberlakukan selama 5 tahun pertama (60 bulan) sejak bulan pertama produksi. Setelah masa itu, KPS dapat menjualnya dengan harga pasar, namun dengan tetap menyalurkannya untuk keperluan pasar dalam negeri. Pembebasan harga jual DMO sesuai harga pasar ini menimbulkan selisih jika dibandingkan dengan harga DMO awal. Selisih harga tersebut merupakan rangsangan bagi KPS untuk melakukan kegiatan eksplorasi lahan baru.

Berikut adalah contoh cuplikan pasal tentang harga DMO dalam kontrak PSC:

(Bersambung...

BS 1 - Financial Status Report (Bag IV)

2009-08-27T13:54:00.011+07:00

Equity to be Split
Setelah hasil produksi/lifting digunakan untuk membayar jatah FTP, Investment Credit dan Cost Recovery, maka nilai yang masih tersisa akan dibagi antara negara dan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS). Porsi pembagian ini disesuaikan dengan kesepakatan yang telah tertuang dalam Production Sharing Contract (PSC).

Porsi standar pembagian produksi minyak adalah 85:15, dimana: negara akan mendapat jatah 85% nilai produksi/lifting, dan KKKS mendapat 15%. Adapun porsi standar pembagian produksi gas adalah 70:30, dimana negara akan menerima jatah 70% dan KKS 30%. Namun tidak menutup kemungkinan adanya porsi pembagian produksi migas yang lain, terkait dengan jenis kontrak yang berbeda, atau jenis lapangan, atau cara produksi dll.

Perlu dicatat bahwa porsi bagi hasil produksi sebesar 85:15 atau 70:30 tersebut adalah nilai bersih setelah memperhitungkan pajak (net after tax). Sehingga, berapapun tariff pajak penghasilan yang berlaku di Indonesia, investor akan selalu terjamin untuk mendapatkan porsi 15% (dalam kondisi bagi produksi 85:15) atau 30% (dalam kondisi bagi produksi 70:30) dari pembagian hasil produksi.

Terdapat beberapa tarif pajak penghasilan yang telah berlaku dalam PSC sesuai tax regime pada saat itu, yaitu 56%, 48% dan 44%. Namun, dalam berbagai tariff pajak penghasilan tersebut, investor tetap mendapatkan jaminan porsi pembagian hasil produksi yang tetap sesuai kontrak PSC. Bagi investor, hal ini tentu merupakan keuntungan tersendiri. Setidaknya akan sedikit lebih mudah bagi mereka untuk melakukan analisis atas portfolio investasi yang mereka miliki di berbagai penjuru dunia.

Untuk mengetahui besaran porsi pembagian produksi secara gross up (sebelum pajak), maka dapat dilakukan perhitungan sebagai berikut:

Misal:
- Porsi pembagian produksi = 85:15.
- Pajak Penghasilan = 44%
- Bagian kontraktor sebelum pajak = X
Maka:
Produksi setelah pajak = 56% (1-44%)
Bagian Kontraktor = 56% x X = 15%
X = 15% x 100/56 = 26.78%
PPh = 44% x 26.78% = 11.78%
Bagian Kontraktor setelah pajak = 15% (26.78%-11.78%).
Jadi angka Gross Up dari pembagian produksi sebesar 15% bagi kontraktor dengan tariff pajak 44% adalah 26.78%

Sebaliknya bagi negara, porsi 85% yang diterima adalah nilai setelah ditambah penerimaan pajak. Dengan demikian penerimaan negara dari hasil pembagian produksi adalah lebih kecil daripada 85% tsb, yakni 73.22% (1 – 26.78%) atau (85% - 11.78%)

Berikut adalah contoh petikan pasal tentang equity to be split / porsi pembagian bagi produksi dalam kontrak PSC

(bersambung...)

BS 1 - Financial Status Report (Bag III)

2009-08-14T13:19:00.018+07:00

Cost Recovery
Setelah dikurangkan dengan FTP dan Investment Credit, penggunaan hasil lifting selanjutnya adalah untuk menutup biaya perusahaan. Baru setelah itu, nilai lifting yang masih tersisa (jika memang ada sisa) akan dibagikan kepada negara dan KPS sesuai porsi masing-masing.

Proses menutup biaya dari hasil lifting ini dikenal dengan cost recovery. Sebenarnya, mekanisme cost recovery di industri migas ini persis dengan yang dilakukan oleh perusahaan lain pada umumnya, yaitu sekedar membebankan seluruh biaya terhadap hasil penjualan guna menghitung keuntungan usaha. Jika biaya lebih besar daripada penjualan, maka perusahaan menderita kerugian. Sebaliknya, jika biaya lebih kecil daripada penjualan, perusahaan mengalami keuntungan.

Berkah dari komoditi minyak adalah pada setiap tetesnya yang pasti akan laku terjual seluruhnya pada saat dilempar ke pasar. Oleh karena itu, jika sebuah rencana pengembangan lapangan minyak telah dinyatakan lulus studi kelayakan, maka hampir dapat dipastikan bahwa keuntungan akan selalu diraih. Hal ini sekaligus merupakan jaminan awal terhadap mekanisme cost recovery, yaitu berapapun biaya yang dikeluarkan akan selalu dapat dibebankan terhadap angka lifting minyak, mengingat kemudahan penjualannya.

Mekanisme cost recovery juga sebenarnya berlaku pada komoditi non-minyak. Hanya saja, tidak adanya jaminan bahwa setiap komoditi non-minyak akan selalu diserap oleh pasar mengakibatkan belum tentu seluruh cost yang telah terjadi dapat ter-recovery. Dengan demikian, mekanisme cost recovery di industri non-minyak tidak semulus seperti di industri minyak, karena harus menunggu seluruh produk terjual.

Di sisi lain, kemudahan dalam menjual produk minyak ini diimbangi oleh tingginya tingkat ketidakpastian atas hasil produksi minyak. Sebagaimana ungkapan “hati orang siapa yang tahu”, tidak ada satu pihak pun yang bisa memastikan keberadaan minyak didalam perut bumi. Tidak sedikit pemboran yang gagal menemukan minyak, walaupun dilakukan di lapangan yang telah memiliki cadangan minyak-terbukti. Apalagi untuk sumur-sumur taruhan (wildcat) yang dibor untuk pertama kalinya di atas lahan baru yang belum jelas status cadangannya.

Oleh karena itu, isu meningkatnya cost recovery akan segera menjadi sorotan bagi semua pihak, khususnya pada saat terjadi tingkat kegagalan yang tinggi dalam usaha menemukan minyak dan/atau cadangan minyak baru. Hal ini dikarenakan biaya yang dikeluarkan dalam usaha menemukan dan memproduksi minyak tersebut tidak dapat di cost recovery kan terhadap produk minyak, karena memang tidak ada minyak yang ditemukan. Walhasil, biaya-biaya tersebut akan dibebankan kepada hasil lifting minyak lain yang ada, yang ujung-ujungnya hanyalah akan mengurangi keuntungan secara keseluruhan, baik bagi negara maupun KPS. Namun demikian, secara bijak hal ini harus dipandang sebagai bagian dari resiko atas kegagalan yang memerlukan biaya. Sebagaimana yang dapat ditemui juga pada jenis usaha lain non-migas yang tentu juga mempunyai resiko kegagalan dalam bentuk lain yang beraneka macam.

Meningkatnya cost recovery dalam suatu periode akibat dari tingginya tingkat kegagalan operasi tentu bukan hal yang menyenangkan bagi semua pihak, terutama bagi negara. Namun keberadaan FTP dapat sedikit mengatasi masalah tersebut. Sebagaimana uraian sebelum ini, prioritas pertama penggunaan hasil lifting adalah untuk FTP terlebih dahulu sebelum digunakan untuk menutup investment kredit (jika ada) dan cost recovery. Dengan demikian, keberadaan FTP sekaligus dapat berfungsi untuk membatasi besaran cost recovery dalam suatu periode. Pemberlakuan FTP 20% misalnya, berarti hanya menyisakan maksimum cost recovery 80% dari nilai lifting dalam suatu periode. Jadi, walaupun harus tetap menanggung seluruh tambahan biaya akibat meningkatnya cost recovery tersebut, tetapi tidak perlu dilakukan secara sekaligus dalam satu periode, melainkan sebagian dapat ditunda ke periode-periode berikutnya.

Masih terkait dengan cost recovery, negara saat ini telah mengeluarkan peraturan yang memuat daftar biaya yang tidak dapat dibebankan sebagai cost recovery (negative list). Jadi, tidak semua biaya yang dikeluarkan oleh KPS bakal di cost recovery. Ada pembatasan, yang berguna untuk mengurangi kebingungan atas beberapa jenis biaya yang selama ini dianggap masuk dalam wilayah abu-abu untuk dimasukkan dalam cost recovery. Selain itu, pembatasan ini sekaligus menuntut KPS agar lebih meningkatkan standar profesionalisme dibidang teknis dan keuangan, mengingat beberapa kelalaian KPS dapat menyebabkan un cost recovery.

Komponen Cost Recovery

Cost recovery yang ditampilkan BS-1 WP&B terdiri dari empat unsur:

Unrecovered Other Costs

Current Year Operating Costs

Depreciation - Prior Year Assets

Depreciation - Current Year Assets

Penyajian urutan diatas adalah disesuaikan dengan urutan prioritas cost recovery.

Unrecovered other cost adalah biaya operasional (opex) periode lalu (sejak dari awal) yang baru dapat dicost recovery dalam periode berjalan. Opex tersebut belum dapat di cost recovery pada periode lalu dikarenakan hasil lifting pada saat itu memang belum cukup untuk menutup opex yang telah dikeluarkan. Unrecovered other cost ini menempati urutan pertama dalam prioritas cost recovery.

Current Year Operating Cost adalah biaya operasional (opex) yang dikeluarkan selama tahun berjalan.

Depreciation - Prior Year Assets adalah biaya depresiasi dari aktiva tetap yang diperoleh pada periode-periode lalu. Biaya depresiasi ini belum dapat di cost recovery pada periode lalu dikarenakan hasil lifting pada saat itu memang belum cukup untuk menutupinya.

Depreciation - Current Year Assets adalah biaya depresiasi dari aktiva tetap yang diperoleh tahun berjalan.

Berikut adalah contoh kutipan pasal tentang cost recovery didalam kontrak PSC:

(Bersambung...)

BS 1 - Financial Status Report (Bag II)

2009-08-04T13:36:00.013+07:00

Investment Credit
Walaupun menuntut keuntungan diterima dimuka melalui FTP, bukan berarti negara ingin mementingkan diri sendiri. Disisi lain, negara juga tentu berkepentingan untuk menjaga iklim investasi di Indonesia agar tetap menarik dimata investor. Untuk itu, negara dapat memberikan semacam insentif kepada KPS (Kontraktor Production Sharing) berupa pengembalian atas sejumlah investasi yang dilakukan oleh KPS, yang dikenal dengan istilah Investment Credit.

Investment Credit ini dinyatakan dalam persentase tertentu dari nilai investasi untuk mengembangkan suatu wilayah Kerja (WK). Sebagai contoh, Investment Credit 15% berarti 15% dari nilai investasi atas pembangunan fasilitas produksi akan dikembalikan oleh negara kepada KPS, sebagai tambahan keuntungan bagi KPS diluar porsi pembagian hasil produksi. Namun pemberian Investment Credit ini tentu bukan tanpa alasan. Penggunaannya akan disesuaikan dengan keadaan, seperti saat iklim investasi di negeri ini dianggap kurang menarik dimata investor dibandingkan dengan negara lain. Sebagaimana dunia perbankan berusaha menarik dana dari para (calon) nasabah dengan memberikan hadiah-hadiah yang menarik.

Seperti FTP, pembayaran atas Investment Credit juga diprioritaskan waktunya, yakni sebelum dilakukan perhitungan pembagian produksi antara negara dan KPS. Jadi urut-urutan prioritas pemanfaatan hasil lifting adalah untuk FTP dulu, baru kemudian digunakan untuk pembayaran Investment Credit. Setelah keduanya terpenuhi, sisanya baru dilakukan untuk menghitung pembagian hasil produksi.

Sebagai pengurang biaya yang ditanggung oleh investor, Investment Credit akan menambah porsi penghasilan kena pajak.

Berikut adalah petikan contoh pasal tentang Investement Credit dalam kontrak PSC:

(bersambung...tulatit...tulatit..)

BS 1 - Financial Status Report (Bag I)

2009-07-24T08:36:00.013+07:00

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)

2009-07-22T13:25:00.008+07:00

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:

BS 2 yang menyajikan Key Operating Statistic
BS 13 yang menyajikan daftar Asset yang telah dimanfaatkan sesuai fungsinya atau Placed Into Service (PIS)
BS 15 yang menyajikan detailed program support listing
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:

Manakah cara yang lebih baik untuk memahami BS WP&B, dihafalkan atau dimengerti?
Dalam contoh nama BS 4.1 dan 4.2, sub angka 1 (satu) dan 2 (dua) tersebut melambangkan apa?
BS WP&B nomer berapa saja yang menyajikan data tentang data penerimaan?
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)

2009-07-15T15:54:00.014+07:00

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:

Exploration & Development Expenses (Biaya Eksplorasi & Eksploitasi)
Production Expenses (Biaya Produksi)
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:

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?
Sebutkan BS AFE nomer berapa saja yang merupakan lampiran dari BS 4?
Sebutkan BS AFE nomer berapa saja yang merupakan lampiran dari BS 5 dan 6?
Sebutkan BS AFE nomer berapa saja yang merupakan lampiran dari BS 8&9?
Sebutkan BS AFE nomer berapa saja yang merupakan lampiran dari BS 11 dan 12?

BS 26 - Certain Other Projects

2009-07-03T13:39:00.005+07:00

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:

Sewa gedung perkantoran
Sistem komputerisasi
Jasa Teknis
Aktivitas Lingkungan
Community Development

Pertanyaan:

Apakah pengeluaran yang menggunakan BS 26 hanya terbatas pada biaya kapital saja? Jelaskan!
Mengapa hanya COP yang lebih besar daripada $500.000 saja yang perlu AFE? Bukankah COP adalah bidang yang semestinya harus diawasi oleh BPMIGAS? Jelaskan!
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?
Apakah pembuatan partisi, instalasi jaringan listrik, komputer, dan pemasangan karpet kantor termasuk bagian dari AFE sewa gedung ?
Sebutkan contoh dari kegiatan aktivitas lingkungan dalam contoh 4 diatas.

BS 25 - Platform Certification

2009-07-03T10:12:00.003+07:00

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:

Design Approval
Jasa Inspeksi
Jasa Penyelaman
Sewa boat
Supervisi

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

Pertanyaan:

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

BS 23&24 - Onshore Facilities

2009-06-30T17:06:00.004+07:00

BS 23 & 24 digunakan secara bersama-sama untuk mengajukan AFE dari proyek Onshore Facilities (Fasilitas Darat). BS 23 berisi tentang seluruh elemen biaya, baik itu berupa barang (material), jasa (service), maupun tenaga kerja. BS 24 khusus berisi tentang komponen Fixed Asset (harta tetap) yang berhasil dibangun oleh proyek tersebut.

Secara garis besar, fasilitas darat dibagi menjadi dua, yakni fasilitas produksi dan fasilitas pendukungnya.

Yang termasuk dalam kelompok fasilitas produksi diantaranya adalah: Instrument, Boiler/Heater, Compressor, Dehydration Equipment, Filter, FWKO, Manifold, Piping System, Pumps, Scrubber, Separator dan Tanki serta Piping system.

Fasilitas pendukung masih bisa dibagi menjadi dua, yakni utilities (fasum=fasilitas umum) dan auxiliaries (fasos=fasilitas sosial). Contoh dari fasilitas umum adalah: sistem penerangan (genset dsb), pengairan (air compressor dsb), dan safety equipment (klinik, alat kesehatan, fire extinguiser dll), storage (pergudangan), camp (perumahan karyawan, mess), kantin dll. Adapun contoh dari fasos adalah fasilitas olahraga (bulutangkis, volley, golf, fitness dll), tempat ibadah dll.

Pertanyaan:

Sebutkan perbedaan antara BS 23 & 24!
Apakah BS 23 dapat diajukan tanpa BS 24? Jelaskan!
BS 23&24 ini merupakan lampiran dari WP&B BS nomer berapa?
Apakah hubungan antara BS 19 & 20 serupa dengan hubungan antara BS 23 & 24? Jelaskan!
Apakah hubungan antara BS 23&24 serupa dengan hubungan antara BS 21&24 serta BS 22&24? Jelaskan!
Sebutkan beberapa contoh perbedaan antara fasilitas di darat dan lepas pantai?
Sebutkan akun-akun terkait dengan proyek pembangunan fasilitas anjungan lepas pantai lainnya?
Apakah pembangunan fasilitas darat dapat langsung di cost recovery? Jelaskan!

BS 22&24 - Other Offshore Facilities

2009-06-22T14:32:00.004+07:00

BS 22&24 digunakan secara bersama-sama untuk mengajukan AFE dari proyek Other Offshore Facilities (Fasilitas Lepas Pantai Lainnya). BS 22 berisi tentang seluruh elemen biaya, baik itu berupa barang (material), jasa (service), maupun tenaga kerja. BS 24 khusus berisi tentang komponen Fixed Asset (harta tetap) yang berhasil dibangun oleh proyek tersebut.

Kegiatan ini meliputi pembangunan fasilitas pipa bawah laut, field production junction (station pengumpul produksi) serta fasilitas lainnya yang belum termasuk dalam daftar fasilitas yang diajukan dengan BS 21&24.

Pertanyaan:

Sebutkan perbedaan antara BS 22 & 24!
Apakah BS 22 dapat diajukan tanpa BS 24?
BS 22&24 ini merupakan lampiran dari WP&B BS nomer berapa?
Apakah hubungan antara BS 19 & 20 serupa dengan hubungan antara BS 22 & 24? Jelaskan!
Apakah hubungan antara BS 22&24 serupa dengan hubungan antara BS 21&24?
Mengapa pipa bawah laut disebut sebagai fasilitas off shore lainnya?
Sebutkan akun-akun terkait dengan proyek pembangunan fasilitas anjungan lepas pantai lainnya?

BS 21&24 - Offshore Platform Facilities

2009-06-22T10:18:00.003+07:00

BS 21&24 digunakan secara bersama-sama untuk mengajukan AFE dari proyek Offshore Platform Facilities (Anjungan Fasilitas Lepas Pantai). BS 21 berisi tentang seluruh elemen biaya, baik itu berupa barang (material), jasa (service), maupun tenaga kerja. BS 24 khusus berisi tentang komponen Fixed Asset (harta tetap) yang berhasil dibangun oleh proyek tersebut.

Komponen utama dari anjungan lepas pantai adalah Jacket, Deck, dan bangunan facilitas diatasnya. Jacket adalah kaki dari anjungan, dan deck adalah geladak dari platform. Platform dan deck inilah yang akan menopang fasilitas produksi di atasnya.

Perbedaan utama antara operasi migas di darat dan lepas pantai adalah pada keberadaan anjungan ini. Jenis dan fungsi dari fasilitas produksi untuk operasi lepas pantai sendiri tidak jauh berbeda dengan di darat. Hanya saja, operasi lepas pantai mensyaratkan adanya peningkatan faktor safety yang lebih kompleks dibandingkan dengan operasi di darat. Demikian juga dengan jenis alat transportasi laut dan pendukungnya yang berbeda dengan alat transportasi darat.

Pertanyaan:

Sebutkan perbedaan antara BS 21 & 24!
Apakah BS 21 dapat diajukan tanpa BS 24?
BS 21&24 ini merupakan lampiran dari WP&B BS nomer berapa?
Apakah hubungan antara BS 19 & 20 serupa dengan hubungan antara BS 21 & 24? Jelaskan!
Apakah perbedaan utama antara operasi migas lepas pantai dengan di darat?
Mengapa diperlukan platform (anjungan) untuk operasi lepas pantai?
Apa komponen utama anjugan lepas pantai?
Sebutkan akun-akun terkait dengan proyek pembangunan anjungan lepas pantai.

BS 19&20 - Drilling&Workover

2009-06-16T13:04:00.011+07:00

BS 19&20 digunakan secara bersama-sama untuk mengajukan AFE dari proyek Drilling (Pemboran) dan Workover (Kerja Ulang Sumur). BS 19 berisi tentang elemen biaya dari seluruh aktifitas pemboran, baik itu persediaan barang, jasa, maupun tenaga kerja. BS 20 khusus berisi tentang elemen biaya persediaan barang.

Elemen biaya pemboran di BS 19 dibagi menjadi dua golongan besar, yakni Tangible Drilling dan Intangible Drilling. Tangible Drilling berisi biaya material pokok, yang meliputi: Casing, Tubing, Wellhead, Casing Accesories dan Well Equipment Subsurface. Adapun biaya Intangible Drilling dibagi menjadi 5 sub bagian lagi, yakni Preparation & Termination, Driling & Workover, Stimulation Treatment, Completion dan General. Masing-masing dari sub bagian tersebut dibagi lagi menjadi beberapa kegiatan, seperti terdapat dalam diagram.

Seluruh biaya Tangible Drilling diperinci lagi di BS 20. Misalnya, biaya Casing diperinci lagi kedalam berbagai ukuran serta jumlah pemakaiannya. Demikian juga Tubing dan lain-lain. Selain Tangible Drilling, seluruh jenis barang yang digunakan saat pemboran juga dicantumkan di BS 20, seperti pemakain mud, chemical, bahan bangunan, cementing equipment dll.

Secara PSC, pemisahan biaya pemboran menjadi Tangible dan Intangible Drilling ini adalah untuk pengaturan termin cost recovery. Tangible Drilling baru mulai bisa di cost recovery pada saat pemboran selesai yang berarti telah placed into service. Itupun masih harus dicicil sesuai dengan masa depreasiasi dari Asset sumur tersebut. Adapun seluruh biaya Intangible Drilling bisa langsung di cost recovery pada saat periode terjadinya.

Pertanyaan:

Jelaskan perbedaan antara BS 19 dan 20!

Dibagi menjadi berapa golongan besar biaya pemboran, dan sebutkan!

Mengapa perlakuan cost recovery dari biaya Intangible Drilling menguntungkan bagi KPS? Jelaskan!

Sebutkan masing-masing sub bagian dari biaya Tangible dan Intangible Drilling!

Kapan sumur dikatakan sudah placed into service?

Sebutkan akun-akun biaya apa saja yang terkait dengan kegiatan pemboran!

Apakah BS 19&20 dapat digunakan untuk mengajukan AFE dari sumur lepas pantai?

BS 18E - G&G Study

2009-06-14T21:39:00.010+07:00

BS 18E digunakan untuk mengajukan AFE dari proyek G&G (Geological & Gephysical) Study. Kegiatan ini adalah sebagai study lebih lanjut atas data survey yang telah diproses, baik survey udara, darat maupun laut. Kegiatan ini menghasilkan berbagai informasi tentang bebatuan bawah tanah sebagai obyek study. Informasi yang dihasilkan diantaranya adalah tentang jenis batu, jenis fosil dari bebatuan tersebut, umur bebatuan serta jenis sedimentasinya. Bedasarkan informasi tersebut, para geoscience dan geophysist dapat melakukan study untuk memprakirakan adanya jebakan hydrocarbon di dalam perut bumi.

Jenis kegiatan study lain adalah memproses ulang data survey yang lama seperti data seismik, SLAR dsb, untuk dipetakan kembali dengan tambahan data yang terbaru.

Study juga dilakukan atas reservoir (cadangan migas terbukti) untuk mengetahui lebih lanjut tentang kandungan hydrocarbon melalui pendekatan petrophysics dan cara lainnya.

Kegiatan study juga dilakukan untuk melakukan simulasi produksi guna mendapatkan hasil yang optimal.

Selain itu, Study juga dilakukan untuk pengembangan lapangan migas secara keseluruhan, meliputi: optimalisasi penggunaan peralatan, barang serta tenaga kerja, dalam rangka menghasilkan operasi yang efisien dan efektif,

Pertanyaan:

Apa perbedaan antara geology & geophysic?

Jika ingin memproses ulang data seismik yang lama, apakah AFE nya diajukan menggunakan BS 18-E atau 18-D?

Apakah kegiatan AMDAL dapat diajukan AFE nya dengan menggunakan BS 18E? Jelaskan!

Apakah FEED (Front End Engineering Design) termasuk dalam kegiatan study yang dapat diajukan AFE nya dengan menggunakan BS 18E? Jelaskan!

Mengapa judul G&G Study dari BS 18E bisa juga disebut dengan E&E (Exploration & Exploitation) Study? Jelaskan!

Sebutkan akun-akun biaya apa saja yang terkait dengan kegiatan G&G Study!

BS 18D - Data Processing

2009-06-14T17:06:00.010+07:00

Contoh dari BS 18D standar adalah seperti di samping. Form ini digunakan untuk mengajukan AFE dari proyek Data Processing. Kegiatan ini merupakan tindak lanjut dari kegiatan survey. Data hasil survey seismik, gravity dan magnetik diproses untuk memudahkan study lebih lanjut. Analogi sederhana dari kegiatan data processing ini adalah seperti proses cuci cetak foto. Dimana: proses pengambilan gambar dengan kamera sebagai kegiatan survey, dan cuci cetak film sebagai data processing.

Pertanyaan:
1. Sebutkan akun-akun biaya apa saja yang terkait dengan kegiatan Data Processing!

BS 18C - Survey Laut

2009-06-09T10:49:00.010+07:00

Contoh dari BS 18C standar adalah seperti di atas. BS 18C digunakan untuk mengajukan AFE dari proyek Marine Survey atau survei laut.

Survey laut dilakukan karena wilayah kerja dari KPS adalah di off shore. Kegiatan survey laut mirip dengan survey darat, yakni berusaha untuk memperoleh data seismik, magnetik, gravitasi dan oceonografi dalam rangka mencari adanya jebakan hydrocarbon di bawah dasar laut. Perbedaan antara seismik di laut dengan di darat hanya sebatas penggunaan kapal. Bahan peledak serta receiver gelombang hasil getaran seismik dioperasikan dari atas kapal.

Elemen biaya dari kegiatan ini adalah:

Jasa Seismik
Sewa Kapal
Bahan peledak
Sewa peralatan
Tenaga kerja
BBM
Fasilitas Lokasi
Alat komunikasi
Perijinan
Dibawah adalah line BS 18-C yang dibuat lebih jelas.

Pertanyaan:
1. Apakah perbedaan antara survey darat dengan survey laut?
2. Apakah wilayah kerja on shore memerlukan survey laut?
3. Buatlah jurnal untuk mencatat transaksi sewa kapal!

4. Sebutkan akun-akun biaya apa saja yang terkait dengan kegiatan survey laut!

BS 18B - Survey Darat

2009-06-05T09:19:00.009+07:00

Contoh dari BS 18B standar adalah seperti di atas. BS 18B digunakan untuk mengajukan AFE dari proyek Land Survey atau survei darat.

Kegiatan ini berusaha untuk memperoleh data geologi, geodesi, gravitasi, dan seismik dalam rangka mencari adanya jebakan hydrocarbon di bawah permukaan tanah. Teknik yang sering digunakan adalah dengan melakukan seismik, yakni dengan membuat gempa buatan dari bahan peledak. Getaran yang dihasilkan kemudian direkam melalui alat (receiver) yang akan diterjemahkan dalam bentuk grafik getaran.

Kegiatan ini bisa berdiri sendiri, atau merupakan tindak lanjut dari survey udara.

Ada dua jenis seismik yakni dua dimensi (2D) dan tiga dimensi (3D). Seismik 2D dilakukan atas titik-titik yang membentuk garis lurus. Adapun 3D seismik dilakukan atas sebidang lokasi. Sekarang juga dikenal adanya seismik secara 4D.

Kegiatan seismik biasanya dilakukan melalui pihak ketiga. Harganya biasanya ditentukan dengan berdasarkan biaya per meter

Elemen biaya dari kegiatan ini adalah:

Jasa Seismik
Sewa Helikopter
Bahan peledak
Sewa peralatan
Sewa Kendaraan
Tenaga kerja
BBM
Pembuatan lokasi
Fasilitas camp
Alat komunikasi
Perijinan

Dibawah adalah line BS 18-B yang dibuat lebih jelas.

Pertanyaan:

Apakah survey darat hanya dilakukan melalui kegiatan seismik?
Apakah survey darat merupakan kelanjutan dari survey udara?
Ada berapa jenis seismik?
Apakah pada saat pembuatan WP&B, BS 18B ini perlu dilampirkan?
Di BS WP&B nomer berapa kegiatan ini dicantumkan?
Buatlah jurnal untuk mencatat transaksi pemakaian jasa seismik!
Di FQR, apakah BS 18B juga perlu dilampirkan?
Di R FQR nomer berapa biaya survey darat ini dilaporkan?
Sebutkan akun-akun biaya apa saja yang terkait dengan kegiatan survey darat!

BS 18A - Survey Udara

2009-06-03T19:19:00.014+07:00

Contoh dari BS 18A standar adalah seperti di atas. BS 18A digunakan untuk mengajukan AFE dari proyek Airborne Survey atau survei udara. Kegiatan ini berusaha untuk memperoleh data photo bumi dari udara dengan berbagai teknik seperti radiasi elektromagnetik dll. Elemen biaya dari kegiatan ini adalah:

Sewa Pesawat
Sewa Peralatan Peralatan pengambilan data (SLAR=Side Loooking Airborne Radar, SAR=Synthetic Aperture Radar, Aerial Gravity, dll)
Sewa Kendaraan Darat
Tenaga Kerja
Perijinan
Data Intepretasi
Pembuatan Lokasi, dll

Dibawah adalah line BS 18-A yang dibuat lebih jelas.

Pertanyaan:

Apakah survey udara diperlukan untuk wilayah kerja KPS yang dekat dekat pemukiman? Jelaskan!
Apakah pada saat pembuatan WP&B, BS 18A ini perlu dilampirkan?
Di BS WP&B nomer berapa kegiatan ini dicantumkan?
Buatlah jurnal untuk mencatat transaksi sewa pesawat!
Di FQR, apakah BS 18A juga perlu dilampirkan?
Di R FQR nomer berapa biaya survey udara ini dilaporkan?
Sebutkan akun-akun biaya apa saja yang terkait dengan kegiatan pemboran!

FQR

2009-06-02T12:39:00.009+07:00

FQR atau Financial Quarterly Report adalah laporan keuangan KPS kepada BPMIGAS yang dibuat tiga bulanan. Format FQR menyerupai BS WP&B. Hanya saja. selain menyajikan angka anggaran, FQR juga menyajikan angka realisasi. Dengan demikian, selisih antara anggaran dan realiasi dapat dianilisis melalui laporan perbandingan ini (Comparisson Report).

Kode nomer Report (R) FQR mengikuti kode nomer BS WP&B. Misalnya, BS-1 di WP&B akan diwakili oleh R-1 FQR, dimana BS-1 hanya menyajikan angka anggaran saja, sedangkan R-1 menyajikan baik angka anggaran maupun realiasinya. Demikian seterusnya, sehingga setiap BS WP&B akan memiliki pasangannya dalam FQR. Namun tidak berarti bahwa satu BS WP&B harus dipasangkan tepat dengan satu R FQR. Beberapa BS WP&B hanya dipasangkan dengan satu R FQR, misalnya: BS 4, 5, 6 & 7 di WP&B yang hanya dipasangkan ke R.4 dalam FQR, dsb.

Diagram diatas menyajikan judul dari masing-masing FQR. Disajikan juga daftar pemetaan antara BS-WP&B dengan pasangan R-FQR nya secara lengkap.

Pertanyaan:

Sebutkan laporan keuangan yang dihasilkan oleh akuntansi PSC!
Apakah WP&B menyajikan data realisasi?
Apakah yang dimaksud dengan laporan perbandingan (Comparisson Report)?
Apakah FQR sama dengan WP&B? Jelaskan!
Apakah FQR sama dengan AFE? Jelaskan!
Sebutkan kode nomer FQR!

BS WP&B

2009-06-02T11:21:00.009+07:00

Sama seperti pengertian BS AFE, BS WP&B adalah formulir standar yang digunakan oleh KPS untuk mengajukan WP&B ke BPMIGAS. Berhubung AFE adalah bagian dari WP&B, maka BS WP&B juga meliputi BS AFE didalamnya. BS WP&B diberi kode nomer 1 s/d 26, termasuk didalamnya adalah BS AFE berkode nomer 18 s/d 26 AFE. Dalam praktiknya, BS AFE 18 s/d 26 ini berfungsi sebagai lampiran dari WP&B, karena berisi rincian dari anggaran biaya proyek.

Keterangan tentang BS 1 s/d 26 selengkapnya terdapat dalam diagram di atas.

Pertanyaan:

Apakah BS AFE 18 sd 26 termasuk bagian dari WP&B?
Apakah WP&B hanya berisi tentang anggaran pengeluaran saja?
Di BS berapa terdapat informasi tentang pendapatan?
BS AFE 18 B, D & E merupakan lampiran dari BS WP&B nomer berapa?
BS AFE 19 & 20 untuk pemboran eksplorasi merupakan lampiran dari BS WP&B nomer berapa?
BS AFE 23&24 merupakan lampiran dari BS WP&B nomer berapa?

Proyek dan Rutin di WP&B

2009-06-01T17:35:00.012+07:00

Sebuah proyek ataupun kegiatan rutin dikatakan telah memiliki anggaran jika keduanya telah dimasukkan kedalam WP&B. Hanya saja untuk dapat menggunakan anggaran proyek, masih diperlukan ijin lebih lanjut dalam bentuk AFE. Berbeda dengan anggaran kegiatan rutin yang langsung bisa dibelanjakan tanpa memerlukan ijin lebih lanjut dalam bentuk AFE.

Pertanyaan:

Apakah kegiatan rutin bisa langsung dibelanjakan hanya berdasarkan WP&B?
Apa yang harus dilakukan agar anggaran proyek dapat digunakan?
Apakah BPMIGAS tidak kewalahan jika seluruh proyek harus diajukan AFE nya? Bagaimana cara mengatasinya?

BS AFE

2009-05-30T23:47:00.017+07:00

Budget Schedule (BS) AFE adalah formulir standar yang digunakan untuk mengajukan dan melaporkan AFE. Pengertian ini sekaligus menyiratkan bahwa BS AFE juga berfungsi sebagai sarana untuk melakukan Perencanaan (Planning), Penganggaran (Budgeting), Pengendalian (Controlling), Pelaporan (Reporting) dan Analisis (Analysing) atas seluruh kegiatan proyek KPS.

Secara umum, format yang digunakan oleh BS AFE adalah berupa laporan perbandingan (comparisson Report) antara anggaran dengan realisasinya.

BS AFE diberi kode nomer antara 18 s/d 26.

Keterangan tentang berbagai proyek migas dan BS AFE yang digunakannya adalah sebagai berikut:

Airborne Survey - BS 18A
Land Survery - BS 18B
Marine Survey - BS 18C
Data Processing - BS 18D
G&G Study - BS 18E
Drilling & Workver - BS 19 & 20
Off-Shore Platform Facilities - BS 21 & 24
Other Off-Shore Facilities - BS 22 & 24
On-Shore Facilities - BS 23 & 24
Platform Certification - BS 25
Certain Other Projects - BS 26

Pertanyaan:

Formulir apa yang digunakan oleh KPS untuk mengajukan AFE ke BPMIGAS?
Apakah yang dimaksud dengan laporan perbandingan (Comparisson Report)?
Jenis laporan apa saja yang bisa dibuat dengan BS AFE?
Mungkinkah KPS yang masih pada tahap eksplorasi mengajukan AFE dengan menggunakan BS 23 & 24?

Proyek dan AFE

2009-05-30T12:20:00.008+07:00

Dengan melihat dominasi proyek atas kegiatan rutin sebagaimana keterangan sebelum ini, maka wajar bila pemerintah melalui (Badan Pelaksana Hulu Migas) BPMIGAS berkepentingan untuk senantiasa mengikuti perkembangan proyek dari awal sampai akhir. Salah satu bentuk keterlibatan tersebut adalah dengan memberlakukan sistem AFE (Authorization For Expenditures) atas seluruh proyek yang akan dilaksanakan oleh KPS.

AFE adalah Ijin Pengeluaran biaya proyek yang anggarannya telah disetujui sebelumnya dalam Rencana Kerja dan Anggaran (RKA). AFE sendiri bukanlah anggaran, melainkan sebuah ijin lebih lanjut atas penggunaan anggaran. Fungsi anggaran tetap berada di RKA atau yang biasa disebut dengan WP&B (Work Program & Budget). Jadi secara ketentuan, sebuah anggaran proyek tidak boleh dibelanjakan tanpa menggunakan AFE. Sebaliknya, sebuah AFE tidak akan dapat diterbitkan atas proyek yang tidak terdapat dalam WP&B.

Berdasarkan keterangan diatas, seluruh proyek Seismic-Survey, G&G Studies, Drilling & Workover, pembangunan Facility serta pengadaan Equipment akan memerlukan AFE sebelum dilaksanakan.

Adapun pemakaian anggaran atas kegiatan rutin yang tercantum dalam WP&B tidak perlu menggunakan AFE.

Pertanyaan:

Apakah sistem AFE memang diperlukan, mengapa?
Apakah AFE sama dengan anggaran? jelaskan!
Apakah AFE atas proyek yang tidak ada di WP&B dapat diproses? Jelaskan!
Bagaimanakah cara melafalkan kata "AFE" dan "WP&B"?

Rutin vs Proyek

2009-05-30T11:42:00.006+07:00

Terdapat dua golongan kegiatan didalam perusahaan yakni: rutin dan proyek.

Kegiatan rutin berlangsung secara terus menerus dan berulang-ulang secara periodik. Kegiatan ini biasanya bersifat adminstratif dan umum.

Proyek adalah kegiatan yang mempunyai tujuan secara spesifik, yang dilaksanakan dalam kurun waktu tertentu dan sering melibatkan beberapa disiplin fungsi dalam organisasi. Tingkat kesulitan dan resiko dari sebuah proyek juga lebih tinggi dibandingkan dengan kegiatan rutin. Oleh sebab itu, sebuah proyek selalu memerlukan persiapan secara khusus dan matang. Sebuah proyek juga memerlukan pemimpin yang cakap dan anggota tim yang kompak.

Kegiatan dalam perusahaan migas didominasi dalam bentuk proyek daripada kegiatan rutin. Seluruh kegiatan yang menggunakan capex dilaksanakan melalui proyek, yakni: Seismic & Survey, G&G Studies, Drilling, Workover, Pembangunan Facility, dan pengadaan equipment. Bahkan beberapa kegiatan yang menggunakan opex pun sering dilakukan melalui sebuah proyek. Untuk itu, manajemen proyek menjadi faktor yang sangat penting dalam industri migas.

Quiz:

Sebutkan beberapa kriteria dari sebuah proyek !
Lebih dominan mana antara kegiatan rutin dan proyek di industri migas?
Apakah penerapan manajemen proyek itu penting di industri migas, dan mengapa?

Capital vs Non Capital vs Opex

2009-05-29T20:21:00.011+07:00

Istilah Capital, Non-Capital dan Opex mempunyai keterkaitan dengan Cost Recovery. Untuk itu, kita akan bahas dahulu sedikit tentang Cost Recovery.

Cost Recovery adalah penggantian biaya oleh pemerintah kepada Kontraktor Production Sharing (KPS) - atau disebut juga KKKS (Kontraktor Kontrak Kerja Sama) - atas biaya yang dikeluarkan untuk mencari, mengembangkan, memproduksi dan mengirimkan hasil migas. Proses Cost Recovery baru dapat dimulai ketika KPS telah berhasil melakukan lifting (pengantaran) produksi migas. Itupun jika atas hasil produksi tersebut masih terdapat sisa setelah dipotong dengan FTP (First Tranche Petroleum) sebagai jatah awal penerimaan hasil produksi bagi pemerintah.

Ditinjau dari waktu cost-recovery nya, Capex dibagi menjadi dua, yakni biaya Capital dan biaya Non Capital.

Cost recovery dari biaya Capital tidak dibayarkan langsung oleh pemerintah, melainkan secara bertahap. Tahapan pembayarannya mengikuti jadwal depresiasi dari biaya capital tersebut. Sehingga, besaran cost recovery dalam suatu periode adalah sama dengan nilai depresiasi pada periode tersebut. Yang termasuk dalam biaya Capital adalah: Tangible Drilling (dan Workover Capital), pembangunan Facilties dan pengadaan Equipment.

Adapun cost recovery atas biaya Non-Capital dibayarkan langsung secara penuh oleh pemerintah pada saat periode terjadinya. Yang termasuk kedalam biaya Non Capital adalah Seismic & Survey, G&G studies, dan Intangible Drilling (dan Workover Capital).

Untuk opex, perlakuan cost recovery-nya adalah sama dengan biaya non capital, yakni dibayarkan langsung oleh pemerintah secara penuh pada saat periode terjadinya. Oleh karena persamaan tersebut, tidak jarang kita temui kerancuan pemahaman yang menyamakan antara opex dengan biaya non-capital, padahal masing-masing mempunyai pengertian yang berbeda.

Pertanyaan:

Sebutkan persamaan dan perbedaan antara Biaya Non-Capital dengan Opex!
Apakah KPS yang masih dalam tahap eksplorasi sudah dapat menerima cost recovery dari pemerintah?
Apakah yang dimaksud dengan FTP?
Apakah KPS yang sudah mulai berproduksi sudah dapat langsung mengajukan cost recovery? Jelaskan!
Apa yang melatarbelakangi perbedaan perlakuan cost recovery antara biaya Tangible dengan Intangible Drilling ?
Apakah perbedaan antara Workover Capital dan Workover Expenses?
Benarkah pernyataan bahwa biaya Seismic digolongkan sebagai Opex?
Benarkah pernyataan bahwa biaya intangible drilling digolongkan sebagai Opex?

Opex vs Capex

2009-05-29T11:06:00.006+07:00

Ada dua jenis pengeluaran biaya dalam industri minyak dan gas (migas) , yakni:

Belanja Modal atau Capital Expenditures (Capex), dan
Biaya operasi atau Operating Expenditures (Opex).

Capex adalah pengeluaran untuk memperoleh harta tetap (Fixed Asset). Harta tetap adalah kekayaan perusahaan yang mempunyai masa manfaat lebih dari satu periode (tahun) akuntansi. Yang termasuk Capex di industri migas adalah:

Seismic & Survey
G&G (Geological & Geophysical) Study, baik pada tahap Eksplorasi maupun Eksploitasi
Drilling (Pemboran), baik pada tahap Eksplorasi maupun Eksploitasi
Workover (Kerja Ulang Sumur) yang dikapitalisasi
Facilities
Peralatan
Selain diatas yang mempunyai kriteria sebagai aktiva tetap (Certain Other Projects).

Opex adalah pengeluaran yang berkaitan dengan kegiatan operasional harian perusahaan. Opex masih terbagi menjadi dua, yakni Biaya Produksi (Production Expenses) dan Biaya Administrasi dan Umum (General Administration / G&A Expenses).

Biaya Produksi adalah pengeluaran yang terkait secara langsung dengan kegiatan mengangkat migas dari dalam perut bumi. Biaya produksi selalu terjadi di lapangan (field), yaitu di wilayah sumur produksi, station produksi, dan transportasi produksi.

Adapun biaya G&A adalah biaya yang bersifat administratif dan umum yang mendukung kegiatan produksi meskipun tidak secara langsung. Biaya G&A biasa terjadi di lingkungan kantor yang terpisah dari wilayah kegiatan produksi.

Pertanyaan:

Apakah KPS (Kontraktor Production Sharing) yang masih dalam tahap Eksplorasi mempunyai Biaya Produksi?
Kegiatan apa saja yang digolongkan kedalam Capex?
Sebutkan contoh Opex dari KPS yang masih dalam tahap Eksplorasi!

Just blog it !!!

2008-07-25T16:08:00.010+07:00

Banyak hambatan orang menulis. Diantaranya:

Nggak pantes lah aku nulis..
Trus apa yang mau ditulis?
Biarin aja lah orang lain yang sudah pakar-pakar yang nulis!
Udah banyak kok tulisan di luar sana yang bagus2 tentang topik yang sama...
Iya kalo benar, kalau tulisan saya salah gimana? Nanti diketawain orang...
Awas! Kalo ada yang tersinggung bisa kena pasal pencemaran nama buruk lho!
Sebentar......apa tadi? Elo....nulis....? Yang bener aja!
Dasar gak tahu malu !
Wong ndeso aja nulis!
Baru tau dikit aja belagu!
Mending gak usah nulis ntar ketahuan bego nya!
Bisanya cuma nulis doank! Praktik nya NOL BESAR!
Jurusanku kan bukan sastra!
Dari kecil memang saya gak punya bakat nulis. Ngetik SMS aja susah!
Kok malah elo pake nyuruh gue nulis, bos gue aja nggak pernah berani nyuruh gue!
Gw kan nggak punya notebook!
Komputer warnet lelet dan sering hang seh, udah gitu listriknya sering mati...
Nulis kan tidak semudah membalikkan telapak tangan...
Gue baru bisa ngetik sebelas jari!
Tulisan saya kan cakar ayam!
Paling juga gak ada yang baca!
Kalo toh ada yang baca juga paling masuk mata kanan keluar mata kiri!
Sorry dah, honor ceramah saya sudah lebih dari cukup tuh..
Iya deh aku mau nulis, tapi mulainya besok aja ya...
dst....dst....dst....

TWEw WeW WEw wEW..............................

Lho.... diatas tulisan siapa ya?
Lho kok tulisan ku...
Itu tulisanku!
Aku Nulis!
Aku bisa Nulis!
Whahhh..."Supplies....." !!!!

" NULIS AJA KOK REPOT !"'
"JUST BLOG IT !"