pengaruh perlakuan akuntansi untuk biaya terhadap perhitungan

UNIVERSITAS INDONESIA
PENGARUH PERLAKUAN AKUNTANSI UNTUK BIAYA
TERHADAP PERHITUNGAN BAGI HASIL PRODUKSI:
STUDI KASUS PADA KEGIATAN USAHA
HULU MINYAK DAN GAS BUMI DI INDONESIA
LAPORAN MAGANG
SHAFA TASYA KAMILA
1006663096
FAKULTAS EKONOMI
PROGRAM STUDI AKUNTANSI
DEPOK
DESEMBER 2013!
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
UNIVERSITAS INDONESIA
PENGARUH PERLAKUAN AKUNTANSI UNTUK BIAYA
TERHADAP PERHITUNGAN BAGI HASIL PRODUKSI:
STUDI KASUS PADA KEGIATAN USAHA
HULU MINYAK DAN GAS BUMI DI INDONESIA
LAPORAN MAGANG
Diajukan sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Sarjana
Ekonomi
SHAFA TASYA KAMILA
1006663096
FAKULTAS EKONOMI
PROGRAM SARJANA
DEPARTEMEN AKUNTANSI
DEPOK
DESEMBER 2013
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
UCAPAN TERIMA KASIH
Puji dan syukur penulis panjatkan kehadirat Allah SWT atas rahmat, berkat,
dan karunia-Nya, penulis dapat menyelesaikan laporan magang ini. Penulisan
laporan magang ini dilakukan dalam rangka memenuhi salah satu syarat untuk
mencapai gelar Sarjana Ekonomi Program S-1 Reguler Jurusan Akuntansi pada
Fakultas Ekonomi Universitas Indonesia.
Penulis sadar bahwa tanpa mendapat bantuan dan dukungan dari berbagi
pihak, akan sulit bagi penulis untuk menyelesaikan laporan ini. Untuk itu, penulis
mengucapkan terima kasih yang sebesar-besarnya kepada:
(1)
Prof. Akhmad Syakroza, S.E., MAFIS, Ph.D yang senantiasa memberikan
arahan, bimbingan, dan saran kepada penulis, bukan hanya mengenai
kegiatan magang dan penulisan laporan magang, namun juga saran yang
bermanfaat atas rencana akademis dan karir penulis di masa depan kelak.
(2)
Keluarga besar SKK Migas, terutama Ibu Desti Melanti, Mas Yudhistira,
dan Mas Wisnu yang telah meluangkan waktunya untuk berbagi ilmu
dengan penulis selama penulis melaksanakan magang. Tak lupa penulis
ucapkan terima kasih kepada Bu Selvy, Mbak Dewi, Bu Donna, Bu Iif,
Mbak Yani, Mas Pras, Mas Andre, Mas Febry, Mbak Ory, dan para pegawai
SKK Migas lainnya yang tidak bisa penulis sebutkan satu per satu, atas
dukungannya demi kelancaran pelaksanaan magang dan penulisan laporan
magang.
(3)
Para dosen penguji, yaitu Dr. Sylvia Veronica N. P. Siregar dan Dr. Vera
Diyanti, S.E., M.M. yang telah memberikan banyak masukan dalam
menyempurnakan laporan magang ini.
(4)
Orang tua tercinta, yaitu Drs. Gatot Permadi Joewono, S.E., M.M., CPA,
dan Isverina Andriany, S.E. Terima kasih atas doa yang tulus, dukungan
yang ikhlas, dan nasihat yang bermanfaat, yang selama ini diberikan kepada
penulis dalam menghadapi segala tantangan dalam kehidupan. Semoga
penulis selalu bisa membanggakan dan membahagiakan mereka.
!
"!!
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
(5)
Kakak-kakak tersayang, yaitu Muhammad Fatha Permana, S.E., S.H., M.Ak.
dan Dhenia Lizariany Hafsha, S.Sos. atas dukungan dan semangat yang
diberikan.
(6)
Randi Wardhana Bachtiar, S.T. yang telah memberikan banyak bantuan
kepada penulis dalam penulisan laporan magang ini. Terima kasih atas
segala informasi yang diberikan mengenai kegiatan usaha migas, bantuan
dan saran dalam penulisan laporan magang, serta motivasi untuk
menyelesaikan laporan magang ini lebih cepat daripada batas akhirnya.
(7)
Seluruh staf pengajar di Fakultas Ekonomi Universitas Indonesia beserta
para asisten dosen atas ilmu yang diberikan kepada penulis selama kuliah di
FE UI.
(8)
Karyawan Departemen Akuntansi, khususnya para staf sekretariat. Juga
kepada staf biro pendidikan FE UI, dan seluruh sivitas akademik Fakultas
Ekonomi Universitas Indonesia atas segala jasa yang diberikan kepada
penulis baik dalam proses penulisan laporan magang maupun selama
penulis kuliah di FE UI.
(9)
Puti Alaia Djamaluddin, sahabat penulis sejak masa sekolah hingga
berjuang bersama di FE UI, yang telah berbuat banyak untuk mendukung
kelancaran perkuliahan penulis di FE UI.
(10) Sahabat seperjuangan di FE UI: Brena, Anin, Raina, Chacha, Gathrie, Afi,
Ilin, Uti, Toga, Irfan, Ninda, Asti, Delia, Riri, Ceryl, Dinda, Ivan, Djaffri,
Raka, Rio, Ganesha, Rizky, Danta, beserta teman-teman FE UI angkatan
2010 lainnya.
(11) Sahabat-sahabat penulis dari SMP dan SMA Al-Izhar yang selalu
memberikan motivasi dan selalu dapat menghibur penulis.
(12) Management team Tasya PR dan Sony Music Entertainment Indonesia atas
upaya yang dilakukan untuk melancarkan kegiatan perkuliahan dan kegiatan
magang penulis.
!
"#!
!
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
Akhir kata, penulis berharap semoga Tuhan Yang Maha Esa berkenan
melipat gandakan segala kebaikan semua pihak yang telah membantu. Semoga
laporan magang ini membawa manfaat bagi pengembangan ilmu dan bagi para
pembaca.
Depok, 27 Desember 2013
Penulis
!
"##!
!
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
ABSTRAK
Nama
Program Studi
Judul
: Shafa Tasya Kamila
: Strata 1 – Akuntansi
: Pengaruh Perlakuan Akuntansi untuk Biaya terhadap
Perhitungan Bagi Hasil Produksi: Studi Kasus pada Kegiatan
Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi di Indonesia
Laporan magang ini membahas bagaimana perlakuan akuntansi yang berbeda
dalam kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi (migas) di Indonesia akan
mempengaruhi jumlah biaya yang dikembalikan pemerintah kepada kontraktor
dalam bentuk cost recovery, dan berdampak pada perhitungan bagi hasil produksi
antara pemerintah dan kontraktor. Hasil analisis menunjukkan bahwa cost
recovery tahun berjalan yang biayanya diakui dengan perlakuan akuntansi
Production Sharing Contract (PSC) akan menghasilkan jumlah yang lebih besar
dibandingkan dengan menggunakan perlakuan akuntansi Pernyataan Standar
Akuntansi Keuangan (PSAK). Penerimaan bagian pemerintah pada bagi hasil
produksi akan lebih kecil ketika biaya operasi kontraktor diakui dengan
menggunakan perlakuan akuntansi PSC dibandingkan dengan menggunakan
PSAK.
Kata kunci:
Minyak dan gas bumi, akuntansi perminyakan, Production Sharing Contract, cost
recovery, SKK Migas
!
#$!
!
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
ABSTRACT
Name
: Shafa Tasya Kamila
Study Program : Bachelor Degree – Accounting
Title
: The Effects of Accounting Treatment for Costs on Production
Sharing Calculation: A Case Study in the Upstream Oil and
Gas Activities in Indonesia.
This internship report analyzes how accounting treatment difference in oil and gas
upstream activities in Indonesia will affect the amount of cost recovery given to
contractor by the government. Furthermore, it has an impact on the calculation of
production sharing between the government and the contractor. Current year cost
recovery, of which costs are treated based on Production Sharing Contract (PSC)
accounting, will result in a greater amount than when treated based on Statement
of Financial Accounting Standards (SFAS). Government’s take on the production
sharing will be lesser when contractor’s operating costs are treated with PSC
accounting than with SFAS.
Keywords:
Oil and gas, petroleum accounting, Production Sharing Contract, cost recovery,
SKK Migas
!
!
!
$!!
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
DAFTAR ISI
!
HALAMAN JUDUL ................................................................................................ i
HALAMAN PERNYATAAN ORISINALITAS .................................................... ii
TANDA PERSETUJUAN LAPORAN AKHIR MAGANG ................................. iii
HALAMAN PENGESAHAN ................................................................................ iv
UCAPAN TERIMA KASIH ................................................................................... v
HALAMAN PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI TUGAS AKHIR
UNTUK KEPENTINGAN AKADEMIS ............................................................ viii
ABSTRAK ............................................................................................................. ix
ABSTRACT ............................................................................................................ x
DAFTAR ISI .......................................................................................................... xi
DAFTAR GAMBAR ........................................................................................... xiv
DAFTAR TABEL ................................................................................................. xv
DAFTAR LAMPIRAN ....................................................................................... xvii
1. PENDAHULUAN .............................................................................................. 1
1.1 Latar Belakang .............................................................................................. 1
1.2 Perumusan Masalah ...................................................................................... 4
1.3 Tujuan Pembahasan ...................................................................................... 4
1.4 Tempat dan Waktu Pelaksanaan Magang ..................................................... 5
1.5 Kegiatan Magang .......................................................................................... 5
1.6 Metode Penulisan .......................................................................................... 8
1.7 Sistematika Penulisan.................................................................................... 8
2. LANDASAN TEORI ....................................................................................... 10
2.1 Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi ............................................. 10
2.1.1 Definisi Minyak dan Gas Bumi............................................................ 11
2.1.2 Pengertian Kegiatan Hulu Migas ......................................................... 13
2.1.3 Proses Bisnis Hulu Migas .................................................................... 14
2.1.4 Organisasi yang Berperan dalam Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan
Gas Bumi ............................................................................................. 22
2.2 Sistem Kontrak dalam Kegiatan Usaha Hulu Migas ................................... 25
2.2.1 Jenis Kontrak dalam Industri Migas .................................................... 26
2.2.2 Production Sharing Contract (PSC) di Indonesia................................. 29
2.3 Jenis Biaya dalam Kegiatan Usaha Hulu Migas.......................................... 37
!
$#!
!
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
2.3.1 Jenis Biaya Menurut Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan (PSAK)
............................................................................................................. 37
2.3.2 Jenis Biaya Menurut Production Sharing Contract “Exhibit C”
(Akuntansi PSC) .................................................................................. 41
2.3.3 Biaya Operasi yang Dapat dikembalikan dalam Perhitungan Bagi Hasil
Produksi (PP No. 79 Tahun 2010) ....................................................... 45
2.4 Perlakuan Akuntansi untuk Biaya dalam Kegiatan Usaha Hulu Migas ...... 49
2.4.1 Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan (PSAK) .............................. 49
2.4.2 Prosedur Akuntansi dalam Production Sharing Contract “Exhibit C”
(Akuntansi PSC) .................................................................................. 58
2.5 Perhitungan Bagi Hasil Produksi ................................................................ 61
2.5.1 Komponen dalam Perhitungan Bagi Hasil Produksi ............................ 61
2.5.2 Alur Perhitungan Bagi Hasil Produksi ................................................. 67
3. GAMBARAN UMUM INSTITUSI ............................................................... 71
3.1 Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas
Bumi (SKK Migas)...................................................................................... 71
3.1.1 Deskripsi Institusi dan Sejarah Berdirinya ........................................... 71
3.1.2 Visi, Misi, dan Prinsip Kelembagaan .................................................. 73
3.1.3 Susunan Organisasi .............................................................................. 74
3.1.4 Kegiatan Usaha Institusi ...................................................................... 75
3.2 XXX, Ltd..................................................................................................... 78
3.2.1 Deskripsi Perusahaan ........................................................................... 78
3.2.2 Susunan Organisasi .............................................................................. 79
3.2.3 Kegiatan Usaha Perusahaan ................................................................. 81
4. PEMBAHASAN .............................................................................................. 83
4.1 Biaya Operasional yang Dikembalikan Pemerintah (Cost Recovery) untuk
Kontraktor.................................................................................................... 83
4.1.1 Mekanisme Pelaporan Realisasi Anggaran Biaya Operasional
Kontraktor ............................................................................................ 83
4.1.2 Jenis Biaya Operasi yang dikembalikan Pemerintah Kepada Kontraktor
(XXX, Ltd.) ......................................................................................... 86
4.2 Perbedaan Perlakuan Akuntansi untuk Biaya antara Akuntansi Production
Sharing Contract (PSC) “Exhibit C” dengan Pernyataan Standar Auntansi
Keuangan (PSAK) ....................................................................................... 90
4.3 Perbandingan Jumlah Cost Recovery Kontraktor (XXX, Ltd.) pada Tahun
Berjalan dengan Menggunakan Perlakuan Akuntansi PSC dan PSAK....... 97
4.3.1 Jumlah Cost Recovery XXX, Ltd. dengan Perlakuan Akuntansi Sesuai
Akuntansi PSC ..................................................................................... 98
!
$##!
!
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
4.3.2 Jumlah Cost Recovery XXX, Ltd. dengan Perlakuan Akuntansi Sesuai
PSAK – Successful Efforts................................................................. 104
4.3.3 Jumlah Cost Recovery XXX, Ltd. dengan Perlakuan Akuntansi Sesuai
PSAK – Full Costing ......................................................................... 109
4.4 Perhitungan Bagi Hasil Produksi antara Pemerintah dan Kontraktor (XXX,
Ltd.) ........................................................................................................... 114
4.4.1 Informasi yang digunakan dalam Perhitungan Bagi Hasil Produksi . 114
4.4.2 Perhitungan Bagi Hasil Produksi yang Biayanya Menggunakan
Perlakuan Akuntansi PSC .................................................................. 115
4.4.3 Perhitungan Bagi Hasil Produksi Minyak Bumi yang Biayanya
Menggunakan Perlakuan Akuntansi PSAK – Successful Efforts ...... 118
4.4.4 Perhitungan Bagi Hasil Produksi Minyak Bumi yang Biayanya
Menggunakan Perlakuan Akuntansi PSAK – Full Costing ............... 120
4.5 Hasil Analisis ............................................................................................ 121
5. KESIMPULAN DAN SARAN ..................................................................... 127
5.1 Kesimpulan ................................................................................................ 127
5.2 Keterbatasan Penulisan .............................................................................. 129
5.3 Saran .......................................................................................................... 129
DAFTAR REFERENSI .................................................................................... 131
!
!
!
$###!
!
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
DAFTAR GAMBAR
!
Gambar 2.1 Proses bisnis hulu migas ................................................................... 15
Gambar 2.2 Tahapan dalam kegiatan hulu migas ................................................. 16
Gambar 2.3 Klasifikasi kontrak di industri hulu migas ........................................ 26
Gambar 2.4 Kronologi kontrak migas di Indonesia .............................................. 30
Gambar 2.5 Ilustrasi alur bagi hasil produksi antara pemerintah dan kontraktor . 68
Gambar 3.1 Susunan organisasi SKK Migas ........................................................ 74
Gambar 3.2 Susunan organisasi Deputi Pengendalian Keuangan ........................ 75
Gambar 3.3 Susunan organisasi XXX, Ltd. .......................................................... 80
Gambar 3.4 Susunan organisasi Departemen Finance and Support Service XXX,
Ltd. ..................................................................................................... 80
!
$#"!
!
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
DAFTAR TABEL
Tabel 2.1 Rangkuman Paket Insentif PSC Generasi III ........................................ 35
Tabel 2.2 Perbandingan Perlakuan Akuntansi untuk Biaya dengan Metode
Successful Efforts (SE) dan Full Costing (FC) sesuai PSAK 29 .......... 51
Tabel 2.3 Perlakuan Akuntansi untuk Biaya dalam Tahapan Kegiatan Usaha Hulu
Migas Sesuai dengan SAK Pengganti PSAK No. 29 (1994) ............... 57
Tabel 2.4 Perlakuan Akuntansi untuk Biaya dalam Tahapan Kegiatan Usaha Hulu
Migas Sesuai Prosedur Akuntansi PSC “Exhibit C” ............................ 59
Tabel 2.5 Jenis Biaya dalam Kegiatan Usaha Hulu Migas dan Klasifikasinya .... 60
Tabel 2.6 Perhitungan Split Sebelum Pajak (grossed-up split) untuk Minyak Bumi
antara SKK Migas dan Kontraktor ....................................................... 65
Tabel 2.7 Perhitungan dalam Ilustrasi Alur Bagi Hasil Produksi ......................... 69
Tabel 4.1 Daftar Biaya Operasional XXX, Ltd. Tahun 2X12 .............................. 86
Tabel 4.1 Daftar Biaya Operasional XXX, Ltd. Tahun 2X12 (sambungan)......... 87
Tabel 4.1 Daftar Biaya Operasional XXX, Ltd. Tahun 2X12 (sambungan)......... 88
Tabel 4.1 Daftar Biaya Operasional XXX, Ltd. Tahun 2X12 (sambungan)......... 89
Tabel 4.2 Perbandingan Perlakuan Akuntansi untuk Biaya antara Akuntansi PSC
“Exhibit C”, Metode Successful Efforts (SE) dalam PSAK 29, Metode
Full Costing (FC) dalam PSAK 29, dan Perlakuan Akuntansi yang
Mengacu pada SAK Pengganti PSAK 29............................................. 91
Tabel 4.3 Perbandingan perlakuan Akuntansi untuk Biaya Operasional XXX, Ltd.
dengan Mengacu pada Akuntansi PSC “Exhibit C”, PSAK Metode
Successful Efforts (SE), dan PSAK metode Full Costing (FC) ............ 94
Tabel 4.4 Pengelompokan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai Akuntansi PSC 99
Tabel 4.5 Jumlah cost recovery XXX, Ltd. dengan Perlakuan Akuntansi Sesuai
Akuntansi PSC “Exhibit C” ................................................................ 104
Tabel 4.6 Pengelompokkan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai PSAK Metode
Successful Efforts (SE) yang Mengacu pada PSAK 29 ...................... 105
Tabel 4.6 Pengelompokkan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai PSAK Metode
Successful Efforts (SE) yang Mengacu pada PSAK 29 (sambungan) 106
Tabel 4.6 Pengelompokkan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai PSAK Metode
Successful Efforts (SE) yang Mengacu pada PSAK 29 (sambungan) 107
Tabel 4.6 Pengelompokkan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai PSAK metode
Successful Efforts (SE) yang mengacu pada PSAK 29 (sambungan) 108
Tabel 4.6 Pengelompokkan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai PSAK Metode
Successful Efforts (SE) yang Mengacu pada PSAK 29 (sambungan) 109
Tabel 4.7 Jumlah cost recovery XXX, Ltd. dengan Perlakuan Akuntansi Sesuai
Metode Successful Efforts yang Mengacu pada PSAK 29 ................. 109
Tabel 4.8 Pengelompokkan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai PSAK Metode
Full Costing (FC) yang Mengacu pada PSAK 29 dan SAK Pengganti
PSAK 29 ............................................................................................. 110
Tabel 4.8 Pengelompokkan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai PSAK Metode
Full Costing (FC) yang Mengacu pada PSAK 29 dan SAK Pengganti
PSAK 29 (sambungan) ....................................................................... 111
!
$"!
!
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
Tabel 4.8 Pengelompokkan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai PSAK Metode
Full Costing (FC) yang Mengacu pada PSAK 29 dan SAK Pengganti
PSAK 29 (sambungan) ....................................................................... 112
Tabel 4.8 Pengelompokkan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai PSAK Metode
Full Costing (FC) yang Mengacu pada PSAK 29 dan SAK Pengganti
PSAK 29 (sambungan) ....................................................................... 113
Tabel 4.9 Jumlah cost recovery XXX, Ltd. dengan Perlakuan Akuntansi sesuai
Metode Full Costing yang Mengacu pada PSAK 29 dan SAK Pengganti
PSAK 29 ............................................................................................. 114
Tabel 4.10 Komponen Perhitungan Bagi Hasil Produksi antara Pemerintah dan
Kontraktor (XXX, Ltd.) Menggunakan Perlakuan Akuntansi PSC ... 116
Tabel 4.11 Perhitungan Bagi Hasil produksi antara Pemerintah dan Kontraktor
(XXX, Ltd.) yang Biayanya Menggunakan Perlakuan Akuntansi PSC
............................................................................................................ 117
Tabel 4.12 Perhitungan Bagi Hasil Produksi antara Pemerintah dan Kontraktor
(XXX, Ltd.) yang Biayanya Menggunakan Perlakuan Akuntansi PSAK
– Successful Efforts ............................................................................. 119
Tabel 4.13 Perhitungan Bagi Hasil Produksi antara Pemerintah dan Kontraktor
(XXX, Ltd.) yang Biayanya menggunakan Perlakuan Akuntansi PSAK
– Full Costing ..................................................................................... 120
Tabel 4.14 Perbandingan Perlakuan Akuntansi untuk Biaya Operasional
Kontraktor ........................................................................................... 124
Tabel 4.16 Perbandingan Jumlah cost recovery Tahun 2X12 dengan
Menggunakan Perlakuan Akuntansi yang Berbeda ............................ 125
Tabel 4.16 Perbandingan Penerimaan Bagian Pemerintah dan Penerimaan Bagian
Kontraktor dalam Bagi Hasil Produksi ............................................... 126
!
$"#!
!
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
DAFTAR LAMPIRAN
!
Lampiran 1 : Daftar penggunaan termonilogi kunci oleh negara yang
mengaplikasikan Production Sharing Contract
!
$"##!
!
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
!
!
BAB 1
PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Sumber daya alam minyak dan gas bumi (migas) merupakan sumber daya
alam yang tidak terbaharui, namun selalu dibutuhkan dalam kehidupan manusia.
Sumber daya alam yang merupakan rangkaian dari karbon dan hidrogen ini, tidak
hanya diolah menjadi bahan bakar, namun juga dapat digunakan sebagai bahan
pembuat produk-produk seperti pasta gigi, obat-obatan, lilin, dan bahkan
komputer. Untuk itulah mengapa sumber daya alam migas menjadi sangat
berharga.
Indonesia merupakan salah satu negara yang memiliki cadangan migas.
Indonesia telah aktif berperan dalam sektor migas selama lebih dari 125 tahun,
semenjak pertama kali ditemukannya cadangan migas di Sumatera Utara pada
tahun 1885, dan terus berlanjut menjadi pemain yang signifikan dalam industri
migas internasional (PricewaterhouseCoopers, 2012). Menurut data Satuan Kerja
Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas),
terdapat 308 wilayah kerja untuk kegiatan usaha hulu migas di tahun 2012. Untuk
cadangan minyak bumi, Indonesia menduduki peringkat ke 27 dari seluruh
produsen minyak dunia (BP Statistical Review, 2012). Hingga tahun 2013,
Indonesia memiliki cadangan migas sekitar 4 miliar barel (Dharmasaputra, 2013).
Penyelenggaraan kegiatan sektor migas di Indonesia, sebagaimana tertera
dalam Undang-Undang Nomor 22 Tahun 2001 Tentang Minyak dan Gas Bumi,
terbagi dalam dua bagian, yaitu kegiatan hulu migas dan kegiatan hilir migas
(Pudyantoro, 2012). Kegiatan hulu migas diawali dengan kegiatan eksplorasi,
yaitu mencari cadangan migas, kemudian dilanjutkan dengan kegiatan eksploitasi
ketika cadangan migas berhasil ditemukan, yaitu mengangkat minyak dan gas dari
dalam perut bumi dan menjualnya. Sedangkan kegiatan hilir migas meliputi
kegiatan pengelolaan minyak dan gas bumi, menyimpan, mendistribusikan, dan
memperdagangkannya.
Sesuai dengan Undang-Undang Nomor 22 Tahun 2001 Tentang Minyak dan
Gas Bumi, sumber daya alam migas dikuasai oleh negara. Untuk itu, pemerintah
1
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
2
!
!
tidak memberikan kepemilikan atau kuasa atas sumber daya alam migas yang
berada dalam perut bumi kepada kontraktor atau perusahaan minyak yang akan
melakukan kegiatan usaha hulu migas. Pemerintah sebagai pemilik sumber daya
alam migas akan melakukan kontrak kerja sama dengan kontraktor untuk
melakukan kegiatan eksplorasi dan eksploitasi sumber daya alam tersebut untuk
kepentingan negara (OpenOil, 2012). Selain itu, pemerintah memberikan
kewenangan1 kepada SKK Migas melalui Peraturan Presiden (Perpres) Nomor 9
Tahun 2013, untuk melakukan pengendalian dan pengawasan agar sumber daya
alam tersebut dapat memberikan mafaat yang optimal bagi masyarakat. Jadi, para
kontraktor akan melapor kepada SKK Migas atas segala kegiatan bisnis hulu
migas yang dilakukannya.
Bentuk kerja sama antara pemerintah, dalam hal ini direpresentasikan oleh
SKK Migas, dengan kontraktor menggunakan pola Kontrak Kerja Sama Bagi
Produksi (Undang-Undang No. 22, 2001). Kontrak Kerja Sama Bagi Produksi ini
dapat juga disebut dengan Production Sharing Contract (PSC). Dalam kontrak
tersebut, akan diatur proporsi bagi hasil produksi migas untuk pemerintah dan
juga untuk Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS). Menurut Lubiantara (2012),
karakteristik sistem PSC adalah KKKS akan menanggung semua risiko dan biaya
eksplorasi, pengembangan, dan produksi. Kemudian, apabila KKKS berhasil
menemukan migas yang komersial dan mampu mengangkatknya ke permukaan
bumi hingga siap dijual, maka kontraktor akan mendapatkan pengembalian biaya
dari hasil produksi (Lubiantara, 2012). Mekanisme pengembalian biaya ini
disebut dengan cost recovery.
Segala jenis biaya yang dikembalikan pemerintah kepada KKKS diatur
dalam kontrak PSC “Exhibit C” dan dalam Peraturan Pemerintah (PP) Nomor 79
!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!
!
"!Sesuai dengan UU No. 22 Tahun 2001 Tentang Minyak dan Gas Bumi, Pemerintah membentuk
Badan Pelaksana untuk melakukan pengendalian kegiatan usaha hulu migas. Fungsi pengawasan
dan pengendalian kegiatan usaha migas tersebut dilakukan oleh Badan Pelaksana Kegiatan Usaha
Hulu Minyak dan Gas Bumi (BPMIGAS) berdasarkan PP No. 42 Tahun 2002. Pada 13 November
2012, Mahkamah Konstitusi (MK) mengeluarkan Amar Putusan Nomor 36/PUU-X/2012 yang
berimplikasi pada dialihkannya tugas BPMIGAS kepada Pemerintah cq. Kementrian terkait. Pada
akhirnya, dibentuklah Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas
Bumi (SKK Migas) melalui Perpres No. 9 Tahun 2013 untuk menyelenggarakan pengelolaan
kegiatan usaha hulu migas, sampai diterbitkannya undang-undang baru di bidang minyak dan gas
bumi.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
3
!
!
Tahun 2010 Tentang Biaya Operasi yang Dapat dikembalikan dan Perlakuan
Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. Biaya yang
dikembalikan pemerintah, atau yang disebut dengan cost recovery, merupakan
salah satu komponen perhitungan bagi hasil produksi dalam kegiatan hulu migas
antara pemerintah dengan KKKS. Biaya yang akan digantikan pemerintah ini
akan berdampak pada penerimaan bagian pemerintah maupun kontraktor dalam
konteks bagi hasil produksi bisnis hulu migas.
Dalam kontrak PSC, tertuang aturan perlakuan akuntansi untuk segala
transaksi yang kontraktor lakukan dalam menjalankan kegiatan hulu migas, yang
disebut dengan akuntansi PSC. Tujuan akhir dari penggunaan akuntansi PSC
adalah laporan pembagian migas untuk masing-masing pihak (Pudyantoro, 2012).
KKKS menggunakan akuntansi PSC dalam menyusun laporan status keuangan
kuartalan yang khusus ditujukan kepada SKK Migas untuk melaporkan bagi hasil
migas bagi masing-masing pihak. Sebagaimana yang tertera dalam PSC “Exhibit
C”, akuntansi PSC mengatur bagaimana metode pembebanan dan pengakuan
biaya yang dapat diakui sebagai bagian dari cost recovery.
Perusahaan atau kontraktor hulu migas juga melakuan pembukuan atas
transaksi yang dilakukannya, untuk menghasilkan laporan keuangan yang
informatif bagi para pemangku kepentingannya. Laporan keuangan ini disusun
sesuai dengan standar akuntansi yang berlaku. Pernyataan Standar Akuntansi
Keuangan (PSAK) merupakan standar akuntansi yang digunakan di Indonesia.
Menurut Pudyantoro (2012), “Hal yang unik, dan membedakan bisnis hulu migas
dengan bisnis lainnya adalah tipe dan jenis biaya” (p.184).
Metode perlakuan akuntansi untuk biaya menurut PSAK dan akuntansi PSC
pun memiliki perbedaan-perbedaan. Hal yang membedakan perlakuan akuntansi
untuk biaya antara akuntansi PSC dengan PSAK berpusat pada biaya apa yang
akan dikapitalisasi dan biaya apa yang akan langsung dibebankan pada tahun
berjalan.
Berdasarkan uraian di atas, dalam melakukan kegiatan magang, penulis
tertarik untuk mempelajari lebih lanjut bagaimana perbedaan metode perlakuan
akuntansi antara PSC dengan PSAK untuk biaya yang dikembalikan pemerintah
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
4
!
!
kepada KKKS (cost recovery) dapat mempengaruhi perhitungan bagi hasil
produksi.
1.2 Perumusan Masalah
Pemerintah akan menggantikan biaya yang telah dikeluarkan kontraktor
dalam melakukan kegiatan eksplorasi dan eksploitasi apabila kontraktor sudah
menghasilkan produksi minyak dan gas. Biaya yang digantikan pemerintah ini
disebut dengan cost recovery. Perbedaan perlakuan akuntansi antara akuntansi
PSC dan PSAK untuk biaya yang termasuk dalam komponen cost recovery akan
menentukan besaran cost recovery pada tahun berjalan. Jumlah cost recovery
tahun berjalan akan mempengaruhi besaran penerimaan bagian pemerintah dan
kontraktor dalam perhitungan bagi hasil produksi. Dengan demikian, beberapa
masalah pokok dalam laporan magang ini adalah:
1.
Perbedaan perlakuan akuntansi untuk biaya dalam kegiatan hulu migas
antara akuntansi PSC di Indonesia dengan PSAK?
2.
Berapa jumlah biaya operasional yang dikembalikan oleh pemerintah
kepada kontraktor (XXX, Ltd.) pada tahun berjalan apabila perlakuan
akuntansinya
menggunakan
akuntansi
PSC
dibandingkan
dengan
menggunakan PSAK?
3.
Bagaimana perbedaan perlakuan akuntansi untuk biaya berdampak pada
penerimaan bagian pemerintah dan kontraktor (XXX, Ltd.) dalam
perhitungan bagi hasil produksi?
Oleh karena itu, dalam laporan magang ini akan dibahas bagaimana
perlakuan akuntansi yang berbeda, yaitu sesuai akuntansi PSC dan PSAK, akan
mempengaruhi jumlah biaya yang dikembalikan pemerintah sesuai PP Nomor 79
Tahun 2010 serta dampaknya pada penerimaan bagian pemerintah dan kontraktor
(XXX, Ltd.) dalam perhitungan bagi hasil produksi.
1.3 Tujuan Pembahasan
Penulisan laporan magang ini memiliki beberapa tujuan, antara lain:
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
5
!
!
1.
Mengetahui perbedaan perlakuan akuntansi untuk biaya dalam kegiatan usaha
hulu migas yang mengacu pada akuntansi PSC dengan PSAK.
2.
Membandingkan besarnya biaya operasional kegiatan hulu migas kontraktor
(XXX, Ltd.) yang dapat dikembalikan oleh pemerintah (cost recovery) pada
tahun berjalan dengan menggunakan perlakuan akuntansi PSC dan dengan
menggunakan PSAK.
3.
Menganalisis besarnya penerimaan bagian pemerintah dan kontraktor (XXX,
Ltd.) dalam perhitungan bagi hasil produksi setelah biaya operasionalnya
diakui dengan perlakuan akuntansi yang berbeda.
!!
1.4 Tempat dan Waktu Pelaksanaan Magang
Pada pelaksanaan program magang ini, penulis melaksanakan kegiatan
magang di Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas
Bumi (SKK Migas) yang bertempatkan di Gedung Wisma Mulia Lantai 33, Jalan
Gatot Subroto No. 42, Jakarta, 12710. Program magang dilaksanakan selama tiga
bulan, yaitu sejak 22 Juli 2013 hingga 18 Oktober 2013. Penulis ditempatkan pada
Dinas Akuntansi Umum - Divisi Akuntansi SKK Migas.
Divisi Akuntansi memiliki fungsi untuk menetapkan kebijakan akuntansi
Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS), menyelenggarakan akuntansi
pendapatan negara, menetapkan nominasi lifting dan entitlement, menyusun
analisis, evaluasi dan konsolidasi laporan KKKS, menginventarisasi, memonitor,
dan menyusun konsolidasi aset KKKS, dan mengkoordinasikan penyusunan
laporan satuan kerja penghitungan penerimaan negara bersama instansi terkait.
Sedangkan Dinas Akuntansi Umum memiliki tugas memutuskan cost
recovery outlook, memutuskan akuntansi utang piutang, memutuskan hasil
evaluasi Financial Quarterly Report, memutuskan perhitungan dan surat tagihan
final over atau under lifting minyak dan gas KKKS, memutuskan laporan
keuangan gabungan KKKS, dan memutuskan kebijakan akuntansi KKKS.
!
1.5 Kegiatan Magang
Dalam melaksanakan program magang di SKK Migas, penulis ditempatkan
sebagai staf magang pada Dinas Akuntansi Umum. Dinas Akuntansi Umum
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
6
!
!
menangani tinjauan atas laporan status keuangan kuartalan (Financial Quarterly
Report/FQR) yang meliputi 246 Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) yang
berada dalam tahap eksplorasi dan 85 KKKS yang telah berproduksi.
Selama kegiatan magang berjalan, penulis berada di bawah bimbingan
Kepala Dinas Akuntansi Umum. Penulis ditugaskan untuk melakukan kegiatan
sebagai berikut:
1. Membantu melakukan rekonsiliasi data KKKS dengan data SKK Migas yang
termasuk dalam komponen Laporan Keuangan Kuartalan (Financial
Quarterly Report), yang terdiri dari lifting, cost recovery dan perhitungan
bagi hasil.
Financial Quarterly Report (FQR) merupakan laporan yang menyajikan
ringkasan kinerja keuangan dan operasi KKKS untuk kurun waktu tiga bulan,
yang bertujuan untuk melaporkan realisasi anggaran yang telah disetujui SKK
Migas dalam pelaksanaan kegiatan usaha hulu migas (SKK Migas, n.d.). FQR
disiapkan oleh KKKS, sehingga laporan yang disajikan harus sesuai dengan datadata yang telah didokumentasikan dan disetujui oleh SKK Migas. Untuk itulah
diperlukan rekonsiliasi data KKKS dengan data SKK Migas yang disajikan dalam
FQR.
Dalam melakukan rekonsiliasi data yang disajikan dalam FQR, penulis
ditugaskan untuk:
(a) Memastikan bahwa nilai minyak dan gas bumi di titik penjualan (lifting)
yang dilaporkan KKKS dalam FQR sesuai dengan data A01-A04 (Laporan
Pengiriman Minyak dan Gas Bumi) SKK Migas.
(b) Memastikan bahwa nilai produksi minyak dan gas bumi yang dilaporkan
KKKS dalam FQR sesuai dengan data Sistem Informasi Operasi (SIO)
SKK Migas yang berisi data produksi dan ending inventory minyak dan
gas bumi.
(c) Memastikan bahwa nilai Domestic Market Obligation (DMO) adjustment
yang dilaporkan pada FQR sesuai dengan yang ditagihkan oleh KKKS
dalam data A05 (Laporan DMO).
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
7
!
!
(d) Memastikan bahwa realisasi biaya proyek yang dilaporkan dalam FQR
tidak melebihi persetujuan yang dikeluarkan oleh SKK Migas.
(e) Memastikan bahwa format data-data keuangan yang dilaporkan dalam
FQR telah sesuai dengan prosedur dan ketentuan yang berlaku dalam
Financial Budget and Reporting Procedures Manual of Production
Sharing Contract.
2. Membantu melakukan analisis varians biaya operasi terhadap persetujuan
anggaran dalam Financial Quarterly Report.
Dalam hal ini penulis ditugaskan untuk meninjau apakah nilai realisasi
komponen biaya operasi dalam FQR telah sesuai dengan anggaran dalam Work
Planning and Budgeting (WP&B) yang telah disetujui oleh SKK Migas. Ketika
realisasi biaya tidak sesuai dengan anggaran, maka SKK Migas akan meminta
konfirmasi dan penjelasan KKKS mengenai ketidaksesuaian tersebut.
3. Membantu menyiapkan draft Cost Recovery Outlook.
Cost Recovery Outlook merupakan laporan prediksi biaya operasi KKKS
yang akan terealisasi dalam suatu kuartal pada tahun berjalan. Dalam hal ini,
penulis ditugaskan untuk membantu membuat rekapitulasi Cost Recovery Outlook
seluruh KKKS dan memeriksa apakah format penyajian dan perhitungannya
sesuai dengan apa yang telah ditentukan SKK Migas.
4.
Membantu menghitung final entitlement dalam rangka menyiapkan tagihan
over/under lifting yang diperhitungkan pada akhir tahun berjalan.
Entitlement merupakan hak SKK Migas (pemerintah) dan kontraktor atas
produksi minyak dan gas yang terjual (lifting). Untuk menghitung final
entitlement, yang penulis lakukan adalah menghitung besaran First Tranche
Petroleum (FTP) dan equity share bagian kontraktor berdasarkan realisasi lifting
tahun berjalan dan verifikasi cost recovery yang dibebankan oleh kontraktor pada
tahun berjalan. Kemudian, penulis juga menghitung Domestic Market Obligation
(DMO) sebagai pengurang final entitlement bagian kontraktor untuk tahun
berjalan.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
8
!
!
Hasil perhitungan final entitlement akan dibandingkan dengan lifting aktual
bagian kontraktor untuk menentukan besaran over/under lifting pada tahun
berjalan.
!
1.6 Metode Penulisan
Metode penulisan yang digunakan dalam menyusun laporan magang ini
adalah (1) studi literatur yang berhubungan dengan kegiatan usaha hulu migas,
Production Sharing Contract, jenis biaya dalam kegiatan usaha hulu migas,
perlakukan akuntansi dalam kegiatan usaha hulu migas, dan perhitungan bagi
hasil produksi, (2) mengumpulkan dan mengkaji data sekunder yang mendukung
analisis perlakuan akuntansi untuk biaya dan perhitungan bagi hasil produksi
dalam kegiatan usaha hulu migas, (3) wawancara sebagai pendukung analisis.
!
1.7 Sistematika Penulisan
Untuk mempermudah pembaca memahami pembahasan laporan magang ini,
maka sistematika penulisan laporan magang ini disusun dalam lima bab yang
mengandung urut-urutan dan penjelasan mengenai bab-bab tersebut, yaitu:
Bab 1
Pendahuluan
Bab ini menguraikan mengenai latar belakang masalah, perumusan
masalah, tujuan penulisan, waktu dan tempat pelaksanaan magang, kegiatan
magang, metode penulisan, dan sistematika penulisan laporan magang.
Bab 2 Landasan Teori
Merupakan bab yang memuat landasan teori yang mendasari dan
menunjang masalah, yang meliputi konsep kegiatan bisnis hulu migas, konsep
Production Sharing Contract, konsep mengenai biaya dalam kegiatan hulu migas
dan perlakuan akuntansinya, dan konsep perhitungan bagi hasil migas antara
kontraktor dengan pemerintah dalam industri hulu migas.
Bab 3
Gambaran Umum Insititusi
Bab ini membahas gambaran umum institusi di mana penulis melakukan
kegiatan magang, serta gambaran umum salah satu kontraktor yang menjadi mitra
institusi tersebut. Penulis akan menguraikan deskripsi institusi, susunan organisasi,
serta kegiatan usaha yang dilakukan oleh institusi tersebut.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
9
!
!
Bab 4
Pembahasan
Bab ini membahas hasil pelaksanaan kegiatan magang. Dalam bab ini,
penulis akan mengungkapkan jenis biaya dalam kegiatan hulu migas yang
dikeluarkan
salah
satu
kontraktor
yang
menjadi
mitra
SKK
Migas,
membandingkan penerapan akuntansi PSC dan PSAK dalam menentukan jumlah
biaya yang dapat dikembalikan pemerintah kepada kontraktor pada tahun berjalan
dengan menggunakan perlakuan akuntansi yang berbeda, serta membandingkan
bagaimana hasil perhitungan bagi hasil produksi dengan menerapkan kedua
standar tersebut.
Bab 5
Kesimpulan dan Saran
Merupakan bab yang memuat kesimpulan atas pembahasan yang didapat
dari hasil pelaksanaan kegiatan magang, dan saran yang ditujukan kepada
pemerintah untuk pelaksanaan kegiatan hulu migas di Indonesia, yang dalam hal
ini direpresentasikan oleh SKK Migas.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
!
!
BAB 2
LANDASAN TEORI
2.1 Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi
Aktivitas dalam sektor hulu migas diatur dalam UU No. 22 tahun 2001
tentang Minyak dan Gas Bumi. Peraturan pelaksanaannya tertuang, di antaranya,
dalam Peraturan Pemerintah (PP) No. 35 Tahun 2004 tentang Kegiatan Usaha
Hulu Minyak dan Gas Bumi, beserta amandemennya yaitu PP No. 34 Tahun 2005
dan PP No. 55 Tahun 2009 (PricewaterhouseCoopers, 2012).
Bab III Pasal 4 UU No. 22 Tahun 2001 menyebutkan bahwa:
1) Minyak dan Gas Bumi sebagai sumber daya alam strategis takterbarukan
yang terkandung di dalam Wilayah Hukum Pertambangan Indonesia
merupakan kekayaan nasional yang dikuasai oleh negara.
2) Penguasaan oleh negara sebagaimana dimaksud dalam ayat (1)
diselenggarakan
oleh
Pemerintah
sebagai
pemegang
Kuasa
Pertambangan.
3) Pemerintah sebagai pemegang Kuasa Pertambangan membentuk Badan
Pelaksana sebagaimana dimaksud dalam Pasal 1 angka 23, yaitu suatu
badan yang dibentuk untuk melakukan pengendalian Kegiatan Usaha
Hulu di Bidang Minyak dan Gas Bumi.
Dari penjelasan dalam Undang-Undang tersebut, dapat diketahui bahwa
penguasaan sumber daya migas oleh negara yang penyelenggaraannya dilakukan
pemerintah dalam dua kegiatan, yaitu pembinaan dan pengawasan (Pudyantoro,
2012). Sesuai dengan PP No. 35 Tahun 2004, pembinaan dilakukan oleh
Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) cq. Dirjen Migas,
sementara pengawasan dan pengendalian dilakukan oleh Badan Pelaksana
Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (BPMIGAS). Aktivitas dari
BPMIGAS, yang sebelumnya diatur dalam PP No. 42 Tahun 2002 Tentang Badan
Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi, telah dialihkan ke Satuan
Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK
10
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
11
!
!
Migas) melalui Peraturan Presiden (Perpres) No. 9 Tahun 2013 Tentang
Penyelenggaraan Pengelolaan Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi.
Dalam UU No. 22 Tahun 2001 pasal 6 ditetapkan bahwa kegiatan hulu
migas dikendalikan melalui kontrak kerjasama anatara Badan Usaha atau Bentuk
Usaha Tetap dan Badan Pelaksana. Sesuai dengan Perpres No. 9 Tahun 2013
pasal 2, SKK Migas merupakan Badan Pelaksana yang melaksanakan
penyelenggaraan pengelolaan kegiatan hulu migas. SKK Migas bertugas untuk
mengawasi agar Kontraktor Kontrak Kerjasama (KKKS) melaksanakan pekerjaan
sesuai dengan ketentuan yang berlaku dan operasional KKKS dilaksanakan sesuai
dengan kontrak kerjasama. Pekerjaan dan tugas pengawasan yang dilakukan oleh
SKK Migas dan Kementerian ESDM datur dengan lebih spesifik dalam PP No. 35
Tahun 2004 dan ketentuan turunannya.
Kementerian ESDM berwenang untuk mengeluarkan aturan turunan dan
aturan pelaksanaan yang dimaksudkan untuk memperinci Undang-Undang lebih
lanjut sehingga dapat dilaksanakan secara konsisten sesuai maksud dan tujuan
dari aturan tersebut. Sedangkan dalam melakukan pengendalian dan pengawasan
kegiatan hulu migas, Kepala SKK Migas dapat mengeluarkan Keputusan SKK
Migas, Peraturan Tata Kerja, atau surat edaran. Selain itu, SKK Migas juga
diperkenankan untuk mengeluarkan aturan yang mengatur tata kelola KKKS
dalam rangka pelaksanaan kontrak.
Sebelum membahas lebih dalam mengenai kegiatan usaha hulu migas, akan
dibahas terlebih dahulu mengenai definisi dan pengertian yang berhubungan
dengan minyak dan gas bumi serta kegiatan hulu migas.
2.1.1 Definisi Minyak dan Gas Bumi
Definisi minyak bumi dalam Pasal 1 Undang-Undang (UU) No. 22 Tahun
2001 tentang Minyak dan Gas Bumi adalah:
Minyak Bumi adalah hasil proses alami berupa hidrokarbon yang dalam
kondisi tekanan dan temperatur atmosfer berupa fasa cair atau padat,
termasuk aspal, lilin mineral atau ozokerit, dan bitumen yang diperoleh
dari proses penambangan, tetapi tidak termasuk batubara atau endapan
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
12
!
!
hidrokarbon lain yang berbentuk padat yang diperoleh dari kegiatan
yang tidak berkaitan dengan kegiatan usaha Minyak dan Gas Bumi.
Menurut Energy Information Administration United States Department of
Energy, minyak mentah merupakan campuran hidrokarbon yang terdapat dalam
fasa cair pada reservoir bawah tanah alami dan tetap cair pada tekanan atmosfer
setelah melewati fasilitas pemisah di permukaan. Sanusi (2004) menyebutkan,
“Minyak bumi ialah senyawa hidrokarbon yang terbentuk di alam berupa fase cair
dalam reservoir dan tetap cair pada tekanan atmosfer sesudah melalui proses
pemisahan di permukaan” (p. 55).
Sementara itu, definisi gas bumi dalam Pasal 1 UU No. 22 Tahun 2001
adalah:
Gas Bumi adalah hasil proses alami berupa hidrokarbon yang dalam
kondisi tekanan dan temperatur atmosfer berupa fasa gas yang
diperoleh dari pro ses penambangan Minyak dan Gas Bumi.
Sanusi (2004) menyebutkan, “Gas bumi ialah semua jenis hidrokarbon
yang komponen terpentingnya yakni metana, etana, propan, butan, pentane, dan
heksana” (p. 57). Jenis-jenis dari gas bumi meliputi associated gas, yakni yang
terdapat bersama-sama dengan minyak di dalam reservoir tidak mengandung
minyak dalam jumlah yang berarti, dan non associated gas, yang merupakan gas
bumi di dalam reservoir tidak mengandung minyak dalam jumlah yang berarti
(Sanusi, 2004).
Minyak dan gas bumi (migas) merupakan sumber daya alam yang terdiri
dari rangkaian karbon dan hidrogen (hidrokarbon) yang terbentuk dari kompresi
bahan organik selama jutaan tahun (OpenOil, 2012). Menurut Ikatan Ahli Geologi
Indonesia (1980) dalam Sanusi (2004), sumber daya hidrokarbon merupakan
Undiscovered reserves yang diharapkan dapat diperoleh dari suatu cekungan atau
sub cekungan dengan menggunakan analogi data geologi, faktor-faktor teknik
reservoir, terutama batuan induk, batuan waduk, dan the role of traps dari
cekungan atau sub cekungan terdekat yang telah terbukti ditemukan hidrokarbon.
Menurut Sanusi (2004), yang disebut dengan cadangan migas adalah
jumlah minyak dan gas bumi yang terdapat di dalam suatu reservoir berupa
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
13
!
!
batuan yang dapat diklasifikasikan sebagai cadangan terbukti (proven reserve)
dan cadangan potensial (potential reserve).
Jadi, dari pendapat-pendapat tersebut, dapat disimpulkan bahwa sumber
daya alam minyak dan gas bumi merupakan sumber daya alam berupa
hidrokarbon yang tertampung dalam reservoir berbentuk batuan yang terletak di
bawah permukaan bumi. Sehingga, untuk mendeteksi keberadaannya dan
mengangkatnya ke atas permukaan bumi diperlukan teknologi dan keahlian
khusus.
2.1.2 Pengertian Kegiatan Hulu Migas
Dalam Undang-Undang Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas
Bumi disebutkan bahwa penyelenggaraan kegiatan sektor migas dibagi dalam dua
bagian, yaitu kegiatan hulu migas (upstream) dan kegiatan hilir migas
(downstream). Jika bisnis hilir migas berintikan degan kegiatan pengelolaan
minyak mentah dan gas bumi, serta menyimpan, mendistribusikan, dan
memperdagangkannya (Pudyantoro, 2012), maka bisnis hulu migas merupakan
tahapan sebelum bisnis hilir migas dilakukan.
Bisnis hulu migas memiliki dua kegiatan utama, yaitu melakukan eksplorasi
(exploration) yang bertujuan untuk menemukan cadangan migas, dan kegiatan
ekploitasi (exploitation, atau yang sering disebut production), yaitu kegiatan
untuk menggali dan mengangkat minyak mentah dan gas bumi dari dalam perut
bumi dan kemudian diporses menghasilkan minyak mentah dan gas bumi yang
siap dijual (Pudyantoro, 2012).
Menurut Lubiantara (2012), beberapa faktor yang membuat kegiatan hulu
migas berbeda dari kegiatan dalam industri lainnya meliputi:
A) Lamanya waktu antara saat terjadinya pengeluaran dengan pendapatan,
B) Keputusan yang dibuat berdasarkan risiko dan ketidakpastian yang tinggi dan
menggunakan teknologi canggih,
C) Sektor ini memerlukan investasi biaya kapital yang relatif besar,
D) Dibalik risiko yang tinggi, industri migas juga menjanjikan keuntungan yang
sangat besar.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
14
!
!
Menurut Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan (PSAK) No. 29 tentang
Akuntansi Minyak dan Gas Bumi (1994)2, yang membuat kegiatan industri migas
berbeda dengan industri lainnya adalah karena kegiatan pencarian minyak dan gas
bumi merupakan kegiatan untung-untungan (gambling). Hal ini disebabkan
karena meskipun telah dipersiapkan secara cermat dengan biaya yang besar, tidak
ada jaminan bahwa kegiatan tersebut akan berakhir dengan penemuan cadangan
minyak.
Karena faktor-faktor tersebutlah banyak negara, khususnya negara
berkembang, memerlukan investor asing untuk berpartisipasi dalam kegiatan
bisnis hulu migas (Lubiantara, 2012). Bisnis ini juga bergantung pada jasa dari
perusahaan kontraktor yang memberikan layanan teknis khusus untuk industri
migas, mulai dari survei geofisika, pengeboran dan penyemenan, hingga jasa
lainnya yang dapat mendukung operasi (eTech International, n.d.).
Pada intinya kegiatan ini mencakup kegiatan eksplorasi (pencarian) dan
eksploitasi (produksi) minyak dan gas bumi. Ketika ditemukan cadangan migas
pada saat proses eksplorasi, maka tahapan berikutnya adalah pengembangan
cadangan tersebut, serta ekstraksi lebih lanjut, atau yang disebut dengan produksi
(PricewaterhouseCoopers, 2012). Berhubung kegiatan hulu migas adalah kegiatan
yang membutuhkan teknologi tinggi, padat modal dan berrisiko tinggi, maka
diperlukan pengelolaan yang profesional (Ikatan Akuntan Indonesia, 1994).
2.1.3 Proses Bisnis Hulu Migas
Proses bisnis hulu migas berintikan pada penawaran wilayah kerja kepada
para investor (atau disebut juga dengan kontraktor) yang memiliki kemampuan
modal dan teknologi untuk mengelola lahan penambangan yang berpotensi
memiliki cadangan migas. Pudyantoro (2012) membuat skema proses bisnis hulu
migas seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.1.
Sebelum mengeksekusi dan membeli interest penambangan migas pada
lahan potensial yang telah ditawarkan, maka investor terlebih dahulu melakukan
!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!
!
%!PSAK No. 29 tentang Akuntansi Minyak dan Gas Bumi telah dicabut pada tahun 2011. Namun,
definisi dan pengertian mengenai kegiatan usaha migas yang tertera dalam PSAK tersebut masih
relevan.!
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
15
!
!
singnaling process, yaitu persiapan dan evaluasi terhadap teknologi dan
kemungkinan proses yang paling memungkinkan yang dapat dijangkau oleh
perusahaan. Kemudian, investor akan melakukan evaluasi geologi terhadap
potensi lahan yang akan dibeli (geotech analysis) untuk menentukan apakah lahan
tersebut layak untuk dikembangkan. Jika lahan layak untuk dikembangkan, maka
investor akan melakukan akuisisi lahan tersebut untuk memperoleh interest dan
kemudian melakukan penambangan.
!
"#$%&'(')*!+&,!-.)&+(!
/0'$#11.&)!
2#'3#$%!4&+(*1.1!
56/('0+3.'&!@.)%31!
4$A9.1.3.'&!
56/('0+3.'&7
58+(9+3.'&7:#$(.&#+3.'&!
=.&+&$#[email protected]<!
;+&+)#>#&3!
"#$%&.$+(!+&,!;+0<#3!
58+(9+3.'&!
=+$.(.3*!:#8#('/>#&3!
!
?0',9$3.'&!
"0+&1/'03!;+0.&#!
D!?./#(.&#!
B09,#!C/)0+,.&)!D!
2+1!3'!E.A9.,1!
2+1!!
?0'$#11.&)!
"0+&1/'03!;+0.&#!
D!?./#(.&#!
G.(!
"0+,.&)!D!
F#,).&)!
Gas
Gambar 2.1 Proses bisnis hulu migas
Sumber: Pudyantoro (2012), telah diolah kembali.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
16
!
!
!
Setelah mendapatkan interest untuk melakukan penambangan, maka
rencana pencarian (eksplorasi) akan ditetapkan dengan membuat program kerja
eksplorasi. Apabila hasil evaluasi eksplorasi menunjukkan ditemukannya
cadangan, maka dileanasi akan dilakukan untuk mengetahui batas-batas
keberadaan cadangan tersebut. Tahapan berikutnya adalah melakukan evaluasi
teknis pengembangan dan evaluasi komersial untuk menentukan apakah investor
akan melanjutkan kegiatan penambangan migas atau tidak. Keputusannya
dipengaruhi oleh perhitungan keekonomian, finansial, dan risiko. Ketika secara
perhitungan teknik dan ekonomi (teknoekonomi) menunjukkan proyek tersebut
layak
untuk
dikerjakan,
maka
investor
akan
mematangkan
skenario
pengembangan lapangan.
Pada tahapan pengembangan, investor umumnya mengembangkan rencana
pengembangan dengan berbagai opsi. Ketika skenario pengembangan yang paling
menguntungkan dipilih, maka implementasi pengembangan tersebut dilaksanakan
dan pembangunan fasilitas produksi sudah bisa dimulai. Pada tahapan produksi,
minyak bumi dan gas akan diangkat ke permukaan bumi. Produksi akan berhenti
ketika cadangan migas telah habis atau mencapai titik batasan ekonomisnya. Di
saat itulah, perusahaan minyak harus meninggalkan lahan penambangan dan
mengembalikannya ke dalam kondisi semula.
Gambar 2.2 Tahapan dalam kegiatan hulu migas
Sumber: OpenOil (2012, p. 15)
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
!
17
!
!
Berdasarkan uraian di atas, dapat diketahui bahwa terdapat beberapa
tahapan dalam kegiatan usaha hulu migas. Tahapan tersebut meliputi kegiatan
eksplorasi, pengembangan, produksi, serta peninggalan dan pemulihan (lihat
Gambar 2.2). Tahapan eksplorasi adalah tahapan di mana kontraktor berusaha
untuk menemukan cadangan migas, kemudian jika berhasil menemukan cadangan,
maka akan dilakukan pengembangan fasilitas untuk mengangkat cadangan migas
tersebut, yakni disebut dengan tahap pengembangan. Selanjutnya, produksi migas
akan berjalan ketika cadangan migas berhasil diangkat ke permukaan bumi.
Terakhir, ketika cadangan migas telah habis dieksploitasi dan mencapai titik
batasan ekonomisnya, maka kontraktor harus meninggalkan lahan tersebut.
Tahapan kegiatan migas akan dijelaskan lebih mendalam dalam subbab berikut ini.
2.1.3.1 Kegiatan Eksplorasi
Menurut UU Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, yang
dimaksud dengan eksplorasi adalah “kegiatan yang bertujuan memperoleh
informasi mengenai kondisi geologi untuk menemukan dan memperoleh
perkiraan cadangan Minyak dan Gas Bumi di Wilayah Kerja yang ditentukan”
(Pasal 1). Sehingga dapat diketahui bahwa kegiatan eksplorasi adalah kegiatan
yang bertujuan untuk menemukan cadangan migas.
Sementara itu, PSAK 29 Tentang Akuntansi Minyak dan Gas Bumi (1994)
mendefinisikan kegiatan eksplorasi sebagai berikut:
Kegiatan eksplorasi (exploration) atau pencarian adalah setiap usaha
dalam rangka mencari dan menemukan cadangan minyak dan gas bumi
di daerah-daerah yang belum terbukti mengandung minyak dan gas
bumi, yang antara lain meliputi kegiatan-kegiatan sebagai berikut:
(a) Mengusahakan ijin untuk memulai kegiatan eksplorasi di daerah
tertentu.
(b) Melakukan berbagai kegiatan penyelidikan geologis dan geofisik di
lapangan.
(c) Menginterpretasikan data yang dihasilkan dalam penyelidikan ini.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
18
!
!
(d) Melakukan pengeboran sumur, termasuk sumur uji stratigrafi, di daerah
yang belum terbukti mengandung cadangan.
(e) Memperoleh dan membangun aktiva tetap yang berhubungan dengan
kegiatan di atas.
(f) Menggunakan jasa yang diperlukan sehubungan dengan kegiatan di atas.
Sumber daya alam migas jarang sekali ditemukan pada permukaan bumi,
maka digunakanlah peralatan dan data ilmiah dalam menemukan cadangan migas
dalam perut bumi (OpenOil, 2012). Untuk itu, dilakukanlah survei atau
penyelidikan geologi dan geofisika yang dimaksudkan untuk mencari adanya
potensi hidrokarbon di suatu cekungan sedimen (Sanusi, 2004). Survei ini
dilakukan dengan metode seismik.
Seismik merupakan titik awal dari kegiatan eksplorasi. Esensi dari
penyelidikan seismik adalah penggunaan gelombang suara yang ditembakkan ke
dalam bumi untuk “melihat” apa yang ada di bawah tanah (OpenOil, 2012).
Kegiatan ini dilakukan untuk mendukung atau membuktikan bahwa pada suatu
area
menunjukkan
tanda-tanda
yang
mengindikasikan
cadangan
migas
(Pudyantoro, 2012).
Terdapat dua jenis seismik, yang meliputi:
A) Seismik dua dimensi (2D). Penyelidikan seismik 2D dilakukan dengan
mencatat pantulan gtaran dari dala tanah pada kedalaman tertentu
(Pudyantoro, 2012). Menurut Sanusi (2004), penyelidikan ini dilakukan
untuk daerah yang lebih luas atau regional sebagai penyelidikan awal
untuk mengetahui struktur lokasi tersebut.
B) Seismik tiga dimensi (3D). Penyelidikan ini dilakukan untuk daerah
yang lebih sempit atau penyelidika detail sebagai penyelidikan untuk
penentuan lokasi pengeboran (Sanusi, 2004). Penyelidikan dengan
seismik 3D menghasilkan gambar yang lebih baik dan lebih informatif
yang akan mempermudah menginterpretasikan hasil seismik.
Ketika seismik menghasilkan hasil yang menjanjikan, maka tahapan dalam
kegiatan eksplorasi berikutnya adalah pengeboran sumur eksplorasi (OpenOil,
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
19
!
!
2012). Yang dimaksud dengan pengeboran eksplorasi adalah pengeboran yang
membuktikan ada tidaknya kandungan migas serta batas penyebaran pada suatu
area (Sanusi, 2004).
Pengeboran sumur eksplorasi akan menghasilkan dua kemungkinan, yaitu
terbukti adanya atau tidak adanya cadangan migas (Pudyantoro, 2012). Ketika
ditemukan hidrokarbon saat melakukan pengeboran, maka kegiatan eksplorasi
membuktikan bahwa area yang disurvei mengandung cadangan migas. Sebaliknya,
ketika tidak ditemukan cadangan hidrokarbon saat dilakukan pengeboran, maka
kegiatan eksplorasi serta lanjutannya akan ditutup, atau melakukan kegiatan
eksplorasi di area yang lainnya.
Saat penemuan hidrokarbon tercapai, maka akan diteliti lebih lanjut apakah
penemuan tersebut cukup ekonomis untuk diangkat ke atas permukaan. Untuk itu,
diperlukan penelitian geologi lebih dalam lagi agar dapat diketahui komposisi
kimia dari endapan hidrokarbon, kuantitas dari cadangan migas pada area tersebut,
dan bagaimana cara mengeluarkan cadangan hidrokaron tersebut dari dalam tanah
(OpenOil, 2012). Tujuannya adalah untuk menentukan infrastruktur yang
diperlukan untuk memproduksi atau mengangkat cadangan migas dan untuk
menilai keekonomian cadangan migas yang akan diangkat.
2.1.3.2 Kegiatan Pengembangan
Ketika pada kegiatan eksplorasi telah ditemukan cadangan migas dan telah
dinilai volume serta keekonomiannya, maka tahapan berikutnya adalah
pengembangan infrastruktur untuk melakukan proses ekstraksi migas (OpenOil
2012). Definisi dari kegiatan pengembangan menurut PSAK 29 Tentang
Akuntansi Minyak dan Gas Bumi (1994) adalah:
Pengembangan merupakan setiap kegiatan yang dilakukan dalam
rangka mengembangkan cadangan terbukti minyak dan gas bumi
sampai siap berproduksi. Pengembangan cadangan meliputi kegiatankegiatan sebagai berikut:
(a) Penyediaan peralatan dan persediaan
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
20
!
!
(b) Penambangan, pengaliran, pengumpulan dan penyimpanan minyak dan
gas bumi.
(c) Penyediaan sistem pengurasan yang telah diperbaiki.
Pudyantoro
(2012)
menyebutkan
bahwa
“kegiatan
pengembangan
mencangkup dua kegiatan utama, yaitu melakukan infill drilling (development
drilling atau sumur pengembangan) dan pembangunan fasilitas produksi” (p. 101).
Pengeboran pengembangan dilakukan dengan tujuan melengkapi pola produksi
yang diinginkan di daerah tersebut (Sanusi, 2004)
Menurut
Pudyantoro
(2012),
“masa
pengembangan
umumnya
membutuhkan dana yang cukup besar” (p.100). Ia menjelaskan bahwa hal ini
dikarenakan pada masa tersebut perusahaan harus menyiapkan lahan, membangun
fasilitas produksi, dan juga membangun kamp bagi para pekerja. Menurut
OpenOil (2012), tahapan ini memerlukan dana paling banyak (capital intensive)
dibandingkan dengan kegiatan lainnya dalam kegiatan bisnis hulu migas.
Tahapan pengembangan dapat berlangsung selama bertahun-tahun dalam
membangun fasilitas yang tepat untuk dapat mengekstrak migas, untuk itulah
mengapa dibutuhkan dana yang besar dalam tahapan ini (OpenOil, 2012).
Menurut OpenOil (2012), ketika sebagian besar dari tahapan pengembangan telah
diselesaikan, diuji, dan disempurnakan, maka akan terjadilah proses produksi
migas yang komersial.
2.1.3.3 Kegiatan Eksploitasi
Definisi kegiatan Eksplorasi dalam Pasal 1 UU Nomor 22 Tahun 2001
Tentang Minyak dan Gas Bumi adalah:
Eksploitasi
adalah
rangkaian
kegiatan
yang
bertujuan
untuk
menghasilkan Minyak dan Gas Bumi dari Wilayah Kerja yang
ditentukan, yang terdiri atas pengeboran dan penyelesaian sumur,
pembangunan sarana pengangkutan, penyimpanan, dan pengolahan
untuk pemisahan dan pemurnian Minyak dan Gas Bumi di lapangan
serta kegiatan lain yang mendukungnya.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
21
!
!
Kegiatan eksploitasi dapat juga disebut dengan kegiatan produksi. Definisi
kegiatan produksi dalam PSAK 29 tentang Akuntansi Minyak dan Gas Bumi
(1994) adalah:
Produksi adalah semua kegiatan dalam rangka pengangkatan minyak
dan gas bumi ke permukaan bumi dari cadangan terbukti serta
pengangkutannya ke stasiun pengumpul yang antara lain meliputi
kegiatan sebagai berikut:
(a) Pengangkatan minyak dan gas bumi ke permukaan bumi.
(b) Proses pemisahan antara minyak, gas bumi dan endapan dasar &
air (Basic Sediment & Water = BS&W).
(c) Pengangkutan minyak dan gas dari permukaan bumi ke stasiun
pengumpul atau pusat pengumpul produksi dan selanjutnya ke
lokasi distribusi.
(d) Pengumpulan minyak mentah di tangki penimbun.
Proses produksi pada industri hulu migas berjalan saat minyak bumi dan/
atau gas terangkat ke atas permukaan bumi. Ketika minyak mentah terangkat ke
atas permukaan, maka minyak mentah (crude oil) dengan material dan mineral
lain yang tidak dibutuhkan akan dipisahkan, sehingga minyak murni dapat
dikumpulkan pada suatu wadah dan kemudian dijual ketika jumlahnya memenuhi
(Pudyantoro, 2012). Proses yang mirip juga dilakukan pada gas yang diproduksi.
2.1.3.4 Peninggalan dan Pemulihan
Ketika kegiatan produksi telah dilakukan, dan kontraktor mengakhiri
operasional kegiatan hulu migasnya, maka sumur migas akan ditutup dan
kontraktor bertanggung jawab untuk mengembalikan keadaan lingkungan kembali
seperti semula (OpenOil, 2012). Di Indonesia, kontraktor yang menandatangani
Kontrak Kerja Sama Production Sharing Contract (PSC) setelah tahun 1995
diharuskan untuk menyiapkan biaya pengosongan, pembersihan, dan pemulihan
area setelah pekerjaan migas selesai (PricewaterhouseCoopers, 2012). Sesuai
dengan ketentuan yang tertera dalam PSC setelah tahun 1995, kontraktor
diwajibkan memasukkan dalam rencana pengembangan lapangan mengenai
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
22
!
!
program penanganan pasca operasi dan pemulihan lingkungan yang diperlukan
setelah pengembalian bagian apapun dari Wilayah Kerja atau peninggalan lokasi
apapun.
Berdasarkan PSC tersebut, perkiraan jumlah dana yang diperlukan untuk
program penanganan pasca operasi dan pemulihan lokasi akan disebut sebagai
Abandonment and Restoration Fund (ARF). ARF merupakan akumulasi dana
yang disiapkan untuk pelaksanaan kegiatan pasca operasi dan pemulihan lokasi,
yang dianggap sebagai biaya operasi sesuai prosedur akuntansi dalam Production
Sharing Contract “Exhibit C”.
2.1.4 Organisasi yang Berperan dalam Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas
Bumi
Di Indonesia, terdapat beberapa organisasi yang berperan dalam kegiatan
usaha hulu migas, di antaranya adalah Kementerian Energi dan Sumber Daya
Mineral, SKK Migas, Kontraktor Kontrak Kerja Sama, Kementerian Keuangan,
Dewan Perwakilan Rakyat dan Pemerintah Daerah, dan asosiasi-asosiasi dalam
industri migas. Masing-masing organisasi tersebut memiliki peran dan fungsinya
masing-masing dalam kegiatan usaha hulu migas di Indonesia.
2.1.4.1 Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral
Dalam industri migas, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral
(ESDM) bertugas untuk menciptakan dan menerapkan kebijakan energi Indonesia,
memastikan bahwa kegiatan usaha terkait sesuai dengan hukum dan peraturan,
dan melakukan pemberian kontrak. Kementerian ESDM berwenang untuk
mengeluarkan aturan turunan dan aturan pelaksanaan yang dimaksudkan untuk
memperinci Undang-Undang lebih lanjut sehingga dapat dilaksanakan secara
konsisten sesuai maksud dan tujuan dari aturan tersebut.
Sesuai dengan PP No. 35 Tahun 2004 tentang Kegiatan Usaha Hulu Minyak
dan Gas Bumi, Kementerian ESDM bertugas untuk merencanakan, menyiapkan,
dan menawarkan wilayah kerja kepada perusahaan yang akan berperan sebagai
kontraktor hulu migas. Menteri ESDM akan menetapkan perusahaan yang akan
diberikan wewenang untuk melakukan kegiatan hulu migas migas pada wilayah
kerja tersebut, dengan berkoordinasi dengan Badan Pelaksana, yakni SKK Migas.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
23
!
!
Tanggung jawab atas pengaturan kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi
dilakukan oleh Kementerian ESDM melalui Direktorat Jenderal Minyak dan Gas
Bumi. Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi memiliki beberapa tanggung
jawab, antara lain adalah menentukan perhitungan lifting dan pembagian antara
pemerintah daerah dan pusat, melakukan penawaran eksplorasi baru dan blok
produksi, dan menyiapkan kebijakan pada industri migas.
2.1.4.2 SKK Migas
Fungsi SKK Migas adalah melakukan pengawasan atas kegiatan usaha Hulu
yang mencakup eksplorasi dan eskploitasi agar pengambilan sumber daya alam
migas milik Negara dapat memberikan manfaat dan penerimaan yang maksimal
bagi Negara untuk kemakmuran rakyat. Fungsi pengawasan ini dilakukan oleh
SKK Migas dengan melaksanakan pengendalian dan pengawasan atas ketentuanketentuan Kontrak Kerja Sama yang dilakukan oleh Badan Usaha atau Bentuk
Usaha Tetap. Penjelasan mengenai SKK Migas akan dibahas secara dalam pada
BAB 3.
2.1.4.3 Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS)
Dalam PP No. 79 Tahun 2010, Kontraktor didefinisikan sebagai badan
usaha atau bentuk usaha tetap yang ditetapkan untuk melakukan eksplorasi dan
eksploitasi pada suatu wilayah kerja berdasarkan kontrak kerja sama dengan
Badan Pelaksana. Sesuai dengan UU No. 22 Tahun 2001, kegiatan usaha hulu
migas dilaksanakan dan dikendalikan melalui kontrak kerja sama. Untuk itulah,
segala aktivitas bisnis hulu migas yang dilakukan oleh kontraktor yang beroperasi
di Indonesia harus sesuai dengan kontrak kerja sama atau Production Sharing
Contract (PSC) dengan Badan Pelaksana, yaitu SKK Migas. Dalam hal ini,
kontraktor dapat disebut juga dengan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS).
PSC merupakan kontrak kerja sama antara KKKS dengan pemerintah yang
spesifik mengatur kegiatan dalam wilayah kerja tertentu. Dalam praktiknya, untuk
membagi risiko, umumnya dalam satu wilayah kerja sering kali dikerjakan oleh
lebih dari satu kontraktor (Pudyantoro, 2012). Untuk mempermudah dalam
melakukan pengendalian, SKK Migas akan meminta para kontraktor untuk
wilayah kerja tersebut agar menunjuk salah satu kontraktor sebagai operator
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
24
!
!
wilayah kerja yang akan mewakili seluruh kontraktor dan berkoordinasi dengan
SKK Migas (Pudyantoro, 2012; PP No. 35, 2004). Antar kontraktor dalam
wilayah kerja tersebut akan melakukan perjanjian operasi bersama (Joint
Operation Agreement/ JOA) yang mengatur tata kerja antar para kontraktor
mengenai pelaksanaan PSC secara bersama-sama, termasuk hak dan kewajiban
masing-masing
pihak
(Lubiantara,
2012;
PricewaterhouseCoopers,
2012;
Pudyantoro, 2012)
2.1.4.4 Kementerian Keuangan
Dalam kegiatan bisnis hulu migas, segala penerimaan untuk negara,
termasuk pajak, akan dikelola oleh Kementerian Keuangan. Menteri Keuangan
memiliki wewenang untuk menetapkan dan melakukan pengesahan atas Anggaran
Pendapatan dan Belanja Negara (APBN), serta rencana kerja tahunan SKK Migas,
setelah mendapatkan pertimbangan dari Menteri ESDM, dalam melaksanakan
pengelolaan kegiatan usaha hulu migas. Selain itu, kewenangan Menteri
Keuangan adalah menetepkan besarnya penerimaan SKK Migas berupa imbalan
atas pelaksanaan fungsi dan tugasnya, sebagai suatu persentase dari penerimaan
negara dari setiap kegiatan usaha hulu, memberikan persetujuan pengalihan
kepemilikan dan penghapusan kekayaan SKK Migas, serta memberikan pedoman
mengenai pengelolaan kekayaan dan penyusunan anggaran dan rencana tahunan
SKK Migas.
2.1.4.5 Dewan Perwakilan Rakyat (DPR) dan Pemerintah Daerah
Komisi VII Dewan Perwakilan Rakyat (DPR) adalah Komisi yang
menangani permasalahan menyangkut energi, sumber daya mineral, riset dan
teknologi, dan lingkungan. Hal ini termasuk pengawasan untuk seluruh kegiatan
minyak dan gas bumi. DPR bertanggung jawab untuk menyusun undang-undang
terkait minyak dan gas bumi beserta pengendaliannya, dan pengendalian atas
kebijakan yang dikeluarkan oleh Pemerintah terkait, dan memberikan saran
kepada Pemerintah sehubungan dengan kontribusi sektor minyak dan gas bumi
dalam Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (PricewaterhouseCoopers, 2012).
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
25
!
!
Sementara itu, pemerintah daerah terlibat dalam persetujuan rencana
pengembangan (Plan of Development/ POD) melalui penerbitan perizinan lokal
dan hak atas tanah (PricewaterhouseCoopers, 2012).
2.1.4.6 Asosiasi-Asosiasi dalam Industri Migas
Dua asosiasi migas terkuat yang berperan dalam industri migas Indonesia
adalah:
A) Indonesian Petroleum Association (IPA)
IPA didirikan pada tahun 1971 sebagai respon terhadap meningkatnya minat
asing dalam sektor minyak dan gas Indonesia. Tujuan IPA adalah untuk
menggunakan informasi publik dalam mempromosikan eksplorasi, produksi,
pengolahan dan aspek pemasaran industri perminyakan Indonesia.
B) Indonesian Gas Association (IGA)
IGA didirikan pada tahun 1980 sebagai forum bagi para anggotanya untuk
membahas masalah-masalah kepentingan bersama yang terkait dengan gas
alam mulai dari eksplorasi hingga pengguna akhir, termasuk pemasaran,
pengembangan, produksi, transportasi, distribusi dan pengolahan. Awalnya,
IGA berfokus pada LNG, namun IGA mulai meningkatkan fokus pada industri
gas domestik, serta terus berperan aktif dalam forum-forum internasional.
2.2 Sistem Kontrak dalam Kegiatan Usaha Hulu Migas
Menurut OpenOil (2012), dalam industri migas secara luas, terdapat
beragam kategori kontrak migas yang melibatkan banyak pihak, meliputi
pemerintah dan perusahaan minyak nasionalnya, perusahaan minyak internasional,
bank, perusahaan pengeboran, operator rig, perusahaan transportasi, pengolahan,
dan perdagangan minyak, dan masih banyak lagi. Namun, dari sekian banyak
kontrak, yang terpenting adalah kontrak antara pemerintah (yang mewakili negara
tuan rumah beserta rakyatnya) dengan perusahaan minyak. Karena melalui
kontrak inilah pemerintah negara tuan rumah secara legal memberikan hak kepada
perusahaan minyak untuk menjalankan kegiatan migas (OpenOil, 2012). Untuk
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
26
!
!
itulah, pada subbab berikutnya akan dijelaskan mengenai kontrak antara
pemerintah dengan perusahaan minyak dalam kegiatan hulu migas.
2.2.1 Jenis Kontrak dalam Industri Migas
Menurut Pudyantoro (2012), pengaturan sistem kontrak migas antara negara
tuan rumah (pemerintah) dan investor (perusahaan minyak) disusun dari sudut
pandang
pemerintah
sebagai
pemegang
otoritas
dan
pemegang
kuasa
pertambangan, yang tercakup dalam kebijakan atau pengaturan fiskal (petroleum
fiscal arrangement). Johnston (1994) dalam Lubiantara (2012, p. 6) membuat
klasifikasi sistem kontrak di industri hulu migas antara pemerintah dan
perusahaan minyak sebagai berikut:
Gambar 2.3 Klasifikasi kontrak di industri hulu migas
Sumber: Johnston (1994) dalam Lubiantara (2012, p. 6).
Petroleum fiscal arrangement antara pemerintah dan perusahaan minyak
secara umum terbagi menjadi dua sistem, yaitu sistem konsesi dan sistem kontrak.
Sistem kontrak terbagi menjadi Production Sharing Contract dan Service
Contract. Kemudian, Service Contract terbagi lagi menjadi dua, yaitu Pure
Service Contract dan Risk Service Contract.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
27
!
!
2.2.1.1 Concessionary System (Sistem Konsesi)
Sistem konsesi adalah sistem yang paling tua dari seluruh jenis kontrak
migas (OpenOil, 2012). Pada sistem ini, perusahaan migas diberikan hak eksklusif
untuk melakukan kegiatan eksplorasi dan eksploitasi migas selama suatu periode
tertentu (Lubiantara, 2012). Pemerintah tidak terlibat dalam operasi perusahaan,
seluruh operasional perusahaan termasuk bagaimana pengelolaan sumber daya
alam dilakukan, bagaimana dan kapan waktu pelaksanaan, serta teknologi yang
digunakan, bukanlah kepentingan pemerintah (Pudyantoro, 2012).
Menurut Lubiantara (2012), karakteristik sistem konsesi adalah semua hasil
produksi dalam wilayah konsesi tersebut dimiliki oleh perusahaan migas,
sementara itu negara akan mendapatkan pembayaran royalti dan juga memperoleh
pajak. Royalti dihitung dengan persentase tertentu dari jumlah sumber daya alam
yang diproduksi atau pendapatan bruto (Pudyantoro, 2012). Transfer kepemilikan
(transfer of ownership) cadangan migas, yang merupakan aset negara, kepada
perusahaan migas berlangsung ketika sumur diproduksi dan terjadi di kepala
sumur atau wellhead (Lubiantara, 2012). Menurut OpenOil (2012), salah satu
negara yang hingga saat ini menggunakan sistem konsesi adalah Brazil.
2.2.1.2 Service Contract (Kontrak Jasa)
Dalam sistem kontrak, semua hak dan kewajiban masing-masing pihak yang
melakukan kontrak dituangkan dalam dokumen perjanjian yang disepakati oleh
kedua belah pihak (Pudyantoro, 2012). Kontrak jasa mengacu pada kontrak antara
pemerintah dengan perusahaan migas yang dikaitkan dengan kinerja jasa yang
berhubungan dengan kegiatan eksplorasi, pengembangan, dan produksi migas
(Lubiantara, 2012).
Berbeda dengan sistem konsesi, sistem kontrak tidak memberikan hak
kepemilikan atas migas dalam perut bumi kepada perusahaan migas (OpenOil,
2012). Pemilik sumber daya alam adalah pihak yang menawarkan kontrak,
sementara pihak lain yang sanggup memberikan jasa untuk mengelola sumber
daya alam tersebut agar dapat dikomersialisasikan, dijual, dan memperoleh
penghasilan (Pudyantoro, 2012). Salah satu negara yang menggunakan sistem
kontrak jasa untuk sektor migasnya adalah Iraq (OpenOil, 2012).
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
28
!
!
Kontrak jasa terbagi dua, yaitu kontrak jasa murni (pure service contract)
dan kontrak jasa berisiko (risk service contract). Pada kontrak jasa murni, pihak
yang memberikan jasa kepada pemerintah untuk mengelola sumber daya alam
migas agar dapat dikomersialisasikan, akan mendapatkan imbalan jasa (fee)
sebagaimana yang diatur dalam kontrak kerja (Pudyantoro, 2012). Sementara itu,
dalam kontrak jasa berisiko, perusahaan migas akan ditunjuk oleh pemerintah
sebagai kontraktor pada suatu wilayah kerja, kontraktor akan menanggung risiko
dan biaya eksplorasi dan produksi (Lubiantara, 2012). Kemudian, ketika migas
berhasil ditemukan dan siap dijual, kontraktor diberikan kesempatan untuk
memperoleh pengembalian biaya, dan setelahnya akan mendapatkan imbalan jasa
(service fee) yang berbentuk kas, bukan natura (Lubiantara, 2012).
2.2.1.3 Production Sharing Contract (Kontrak Bagi Hasil Produksi)
Production Sharing Contract (PSC) merupakan sebuah kontrak kerja sama
antara negara dengan perusahaan minyak internasional ataupun nasional
(kontraktor), agar perusahaan minyak tersebut dapat menyediakan pembiayaan
dan keterampilan teknis yang dibutuhkan dalam rangka mengeksplorasi dan
(diharapkan dapat) memproduksi minyak dan/ atau gas (Allen & Overy, 2013).
Negara akan direpresentasikan oleh pemerintah, atau badan pemerintah, atau
perusahaan minyak nasional, yang akan mengambil penerimaan bagian
pemerintah atas produksi.
Karakteristik sistem Production Sharing Contract (PSC) mirip dengan
kontrak jasa berisiko, namun memiliki keunikannya sendiri (Lubiantara, 2012).
Kontraktor yang ditunjuk oleh pemerintah untuk suatu wilayah kerja akan
manganggung semua risiko dan biaya eksplorasi, pengembangan, dan produksi.
Apabila kontraktor berhasil menemukan migas yang komersial, kontraktor akan
diberikan kesempatan memperoleh pengembalian biaya (cost recovery) dari hasil
produksi. Berbeda dengan kontrak jasa berisiko, kontraktor memperoleh bagian
dari produksi, yang disebut dengan profit share (profit split atau profit oil),
setelah dikurangi dengan cost recovery (Lubiantara, 2012).
Kontraktor diberikan hak eksklusif untuk mengeksplorasi dan memproduksi
minyak dan gas di dalam area tertentu (umumnya dikenal sebagai wilayah kerja
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
29
!
!
atau contract area) dan dalam melakukannya menanggung seluruh risiko proyek,
keuangan, dan lainnya (Allen & Overy, 2013). Ketika penemuan migas komersial
telah diumumkan, maka kontraktor berhak untuk mendapatkan sebagian dari
produski migas sebagai 'pembayaran' atas upayanya, yang umumnya dilakukan
pada akhir kuartal produksi migas. Selain itu, kontraktor berhak memperoleh
kembali biaya yang dikeluarkan untuk memproduksi migas (cost recovery).
Sebaliknya, ketika tidak ditemukan cadangan migas, maka kontraktor tidak
mendapatkan apapun.
Menurut Lubiantara (2012), sistem PSC akan lebih menguntungkan negara
dibandingkan sistem konsesi karena negara mempunyai peran yang lebih besar
atas pengawasan kegiatan operasional migas yang dilakukan oleh perusahaan
migas internasional. Oleh karena itulah sistem ini diterapkan di banyak negara,
contohnya adalah Indonesia, Azerbaijan, Afghanistan, Ghana, Libya, dan Timor
Leste (OpenOil, 2012). Walaupun digunakan di banyak negara, kontrak PSC
memiliki standardisasi terminologi (Allen & Overy, 2013). Lampiran 1
menunjukkan bukti bahwa adanya standardisasi terminologi yang digunakan oleh
negara-negara yang mengaplikasikan PSC. Terminologi tersebut, di antaranya
meilputi Work Programme and budget, pelepasan (relinquishment), operator, cost
recovery, penemuan komersial (commercial discovery), participating interest,
terminasi,
ekspropriasi,
force
Majeure,
National
Economic
Interest,
pengembangan masyarakat (community development), penyelesaian sengketa, dan
lainnya, dijelaskan pada keterangan Lampiran 1.
2.2.2 Production Sharing Contract (PSC) di Indonesia
Indonesia dapat diakui sebagai pelopor Production Sharing Contract (PSC)
yang ditandai dengan pergeseran dari sistem konsesi ke sistem PSC di tahun 1966
(OpenOil, 2012). Menurut Le Leuch (1988), kesuksesan sistem PSC pada
awalnya lebih dipicu oleh motivasi politik, mengingat dalam sistem PSC
perusahaan migas internasional hanya menjadi kontraktor dan hanya berhak
mendapatkan sebagian dari produksi (Lubiantara, 2012, p. 7). Pergeseran sistem
ini merupakan gerakan nasionalis yang dilakukan oleh pemerintah Indonesia agar
memiliki peran yang lebih besar dalam mengawasi kegiatan bisnis migas. Sistem
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
30
!
!
PSC muncul karena adanya tuntutan agar pemerintah tidak bersifat pasif, namun
mempunyai peran yang lebih besar terhadap pengawasan kegiatan operasional
migas yang dilakukan oleh perusahaan migas internasional (Lubiantara, 2012).
Sebelum Indonesia menerapkan sistem PSC di tahun 1966, kontrak migas
yang pernah berlaku di Indonesia adalah konsesi, dan kemudian kontrak karya
(Dharmasaputra, 2013). Gambar 2.4 menunjukkan kronologi kontrak migas di
Indonesia menurut Dharmasaputra (2013).
!"##$%
&'()*)+%
!#,-$%
&'(./01%
&0/20%
!#,,$%345%
6*(*/0)+%7%
!#8,$%345%
6*(*/0)+%
77%
!#""$%345%
6*(*/0)+%
777%
9--!$%
4./:1.:/%
;0/:%345%
& '()(*! & '()(*!4,-,./! & '()(*!
& '()(*!
& '()(*! & '()(*!4,-,./!
+,-,./!
FF!G>H!IIJ! +,-,./!FF! +,-,./!FF! +,-,./!FF! FF!G>H!%%J!
012#)345!
:<KL!
G>H!;J!:<Q:! G>H!;J!:<Q:! G>H!;J!:<Q:!
%LL:!
6#71859!:;<<! & B5.5*#19(4! & !"#$%&'(")'&*% & T#2(-!(2(!
& 6,D(#!
& B5*,?(4(1!
& =#)95.!
.515*#.(!
2#?(9()#!
@5.?(9()(1! 2#-51(-(1! 9#1A-(9!@(7(-!
->1)5)#!
#,*(1!@()9#M!
.(-)#.(D! ("#$%&'(")'&*% +,&#$%-&./(0'% @51A4()#D(1!
2#?5*#-(1!-5!
#,*(1!
ILN!
1'$&"2'34% & #1)519#X!?(*,!
& R(A#!4()#D!
@5*,)(4((1! 5-)@D>*()#! & R(A#!4()#D!
%LN!2(*#!
B5*9(.#1(!
,19,-!
()#1A!
2(1!
@*>2,-)#!
B5*9(.#1(!
2(1!
D(@(1A(1!
& B5.5*#19(4! 5-)@D>#9()#!
2(1!
E>19*(-9>*!!! ?*,9>!2(1!
.(*7#1(D!
.515*#.(! & B5.?(A#(1! E>19*(-9>*!!! ;PN/:PN! 2#?(A#!,19,-!
U%LLPV!
@5.5*#19(4! & ZTB!)5?5)(*!
@5.(),-(1!
D(?(!
KPN!/!SPN!
U.#1C(-VW!
2(1!
2(*#!
@5.5*#19(4!
2(*#!
QLN!/!SLN!
:LN!9#2(-!
->19*(-9>*!
@5.5A(1A!
2(1!
@512(@(9(1!
UA()V!
2#?(A#!
->1)5)#!
->19*(-9>*!!!
?5*)#4!
& '6O!!!%PN! & T5*2(@(9! & 6(1(75*#(D!
?5*,@(!
KLN!/!ILN! & '6O!!!%PN! .51A(3,! @(-59!#1)519#X! 4,D,!.#A()/!
*>C(D9#!2(1! & '6O!!!%PN! & 6(1(75*#(D! @(2(!4(*A(! U:<;;Y:<<SV! B5.5*#19(4J
@(7(-!
& 6(1(75*#(D! 4,D,!.#A()/! @()(*!,19,-!P!& '6O!!!%PN! RB!6#A()!
& 6(1(75*#(D! 4,D,!.#A()/! B5.5*#19(4J!
9(4,1!
.51A(3,!
4,D,!.#A()/! E>19*(-9>*! B5*9(.#1(!
@(2(!4(*A(!
E>19*(-9>*!
@()(*!,19,-!P!
9(4,1!
Gambar 2.4 Kronologi kontrak migas di Indonesia
Sumber: Dharmasaputra (2013, p. 74-75), telah diolah kembali.
Tahapan penting industri migas di Indonesia dapat dikelompokan ke dalam
tiga era, yaitu era kolonial Belanda, era pascakemerdekaan, dan era industri migas
modern. Menurut Lubiantara (2012), pada era kolonial Belanda diberlakukanlah
Undang-Undang Pemerintah Hindia Belanda (Indische Mijnwet/IM) tahun 1899.
Menurut Arif (1976), Undang-Undang tersebut merupakan dasar hukum untuk
konsesi minyak yang dikeluarkan oleh pemerintah kolonial bagi pemegang
konsesi (Lubiantara, 2012, p.39).
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
31
!
!
Kemudian, pada era pascakemerdekaan, pemerintah Indonesia menerbitkan
UU No. 44 Tahun 1960 tentang pertambangan minyak dan gas bumi. Ketentuan
utama dari UU No. 44 Tahun 1960 menurut Patmosukismo (2011) adalah sebagai
berikut:
Segala bahan galian migas yang ada di dalam wilayah hukum
pertambangan Indonesia meruoakan kekayaan nasional yang dikuasai
oleh negara.
Pertambangan
migas
hanya
diusahakan
oleh
negara
dan
pengusahaannya hanya dilaksanakan oleh perusahaan negara.
Menteri dapat menunjuk pihak lain sebagai kontraktor perusahaan
negara apabila diperlukan untuk melaksanakan pekerjaan-pekerjaan
yang belum atau tidak dapat dilaksanakan sendiri oleh perusahaan
negara yang bersangkutan selaku pemegang kuasa pertambangan.
Kuasa pertambangan tidak meliputi hak tanah atas permukaan bumi.
Demikian pula pekerjaan kuasa pertambangan tidak boleh dilakukan di
wilayah yang ditutup untuk kepentingan umum.
UU No. 44 Tahun 1960 tidak hanya menghapuskan sistem konsesi lama,
namun juga menegaskan kembali prinsip kedaulatan nasional atas sumber daya
minyak dan gas, yaitu hanya negara atau perusahaan negara yang berwenang
untuk mengeksploitasi sumber daya migas, sementara perusahaan minyak asing
hanya berlaku sebagai kontraktor bagi pemegang hak penambangan. Dengan
berlakunya UU No. 44 Tahun 1960, perusahaan minyak asing yang beroperasi di
Indonesia dan sebelumnya memegang hak konsesi, diminta untuk menyesuaikan
operasional mereka dengan ketentuan dan persyaratan UU baru (Lubiantara,
2012). Pemerintah pun membentuk tiga perusahaan yang melaksanakan aktivitas
migas dan mengawasi kegiatan perusahaan minyak asing, yakni Pertamina,
Pertamin, dan Permigan. Kemudian, pemerintah melakukan perjanjian dengan
perusahaan minyak asing dalam menanggapi kebijakan dalam UU No. 44 Tahun
1960, yang dikenal sebagai “Perjanjian Karya atau Kontrak Karya” (Lubiantara,
2012).
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
32
!
!
Menurut Sanusi (2002), beberapa prinsip-prinsip dari Kontrak Karya
meliputi:
A) Perusahaan Negara sebagai Pemegang Kuasa pertambangan sedangkan
Perusahaan Swasta bertindak sebagai Kontraktor.
B) Manajemen di tangan Kontraktor dan resiko operasional ditanggung oleh
Kontraktor.
C) Pembagian
hasil
dalam
bentuk
uang
atas
dasar
perbandingan
Pemerintah/Perusahaan Negara: Kontraktor = 60% : 40% dengan ketentuan
bahwa penghasilan pemerintah tiap tahun tidak boleh kurang dari 20% hasil
kotor minyak bumi.
D) Jangka waktu kontrak 30 tahun untuk daerah baru dan 20 tahun untuk daerah
lama.
E) Penyisihan wilayah dilakukan dua atau tiga kali setelah jangka waktu tertentu.
F) Kontraktor wajib ikut serta menyediakan minyak bagi kebutuhan minyak di
dalam negeri atas dasar proporsional dan tidak melebihi 25% dari produksi
kontrak areal dan atas dasar Cost + Fee US$0,20/barrel.
Kontrak Karya mulai berlaku setelah disahkan UU No. 44 Tahun 1960 dan
hanya berlaku hingga tahun 1963 karena untuk tahun-tahun berikutnya digunakan
perjanjian dalam bentuk Production Sharing Contract (PSC), dan Kontrak Karya
yang telah terlanjur ditandatangani pada masa tersebut tetap berlaku dan berakhir
pada bulan November 1993 (Sanusi, 2002). PSC yang kemudian berlaku pada
tahun 1966 di Indonesia merupakan gagasan dari Dr. Ibnu Sutowo, yang pada
tahun tersebut ditunjuk sebagai Menteri Minyak dan Gas Bumi di Indonesia, di
mana beliau meragukan sistem Kontrak Karya akan membawa perubahan
dibanding sistem konsesi sebelumnya (Lubiantara, 2012). Menurut Lubiantara
(2012), ketidakpuasan terhadap sistem Kontrak Karya mendorong lahirnya sistem
bagi hasil di mana dua pihak yang terlibat, yaitu pemerintah dan perusahaan
minyak asing, berbagi hasil produksi minyak dan gas yang dihasilkan, bukan
berbagi hasil penjualan minyak dan gas bumi sebagaimana yang dilakukan pada
Kontrak Karya.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
33
!
!
PSC yang berlaku di Indonesia telah mengalami beberapa perubahan yang
berkaitan dengan beberapa prinsip pokoknya. Berikut pengelompokan dari
perubahan prinsip PSC menurut Sanusi (2002) dan Lubiantara (2012):
I. Production Sharing Contract (PSC) Generasi I (1966 – 1975)
(a) Perusahaan migas berkedudukan sebagai Kontraktor Pertamina.
(b) Manajemen operasi berada di tangan Pertamina
(c) Kontraktor akan memperoleh kembali seluruh biaya operasinya (cost
recovery) dengan ketentuan maksimum 40% dari total pendapatan per
tahun.
(d) Selisih antara Pendapatan Bruto per tahun dengan cost recovery (100% 40% = 60%) dibagi antara Pertamina dan Kontraktor sebesar 65% : 35%
(di mana 65% bagian Pemerintah sudah termasuk pajak kontraktor).
Bagian pemerintah meningkat menjadi 67,5% untuk laju produksi
tertentu yang lebih besar (umumnya bagi yang di atas 50.000 barel per
hari, namun tergantung kontrak).
(e) Kontraktor diwajibkan untuk memasok 25% dari bagian produksinya
untuk keperluan domestik (Domestic Market Obligation) dengan harga
US$0,20/barel.
(f) Semua peralatan dan fasilitas yang dibeli oleh Kontraktor menjadi milik
Pertamina.
II. Production Sharing Contract (PSC) Generasi II (1975 – 1987)
(a) Tidak ada pembatasan pengembalian biaya operasi (cost recovery) yang
diperhitungkan oleh kontraktor dan didasarkan pada Generally Accepted
Accounting Principle (GAAP).
(b) Selisih antara pendapatan bruto dengan cost recovery kemudian dibagi
antara Pertamina dan Kontraktor masing-masing sebesar 65,91% :
34,09% untuk minyak dan 31,82% : 68,18% untuk gas.
(c) Bagian Kontraktor akan dikenakan tarif pajak sebesar 56% (terdiri dari
45% pajak penghasilan dan 20% pajak dividen), dengan demikian
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
34
!
!
pembagian bersih setelah pajak antara Pemerintah dengan Kontraktor
adalah 85% : 15% untuk minyak, dan 70% : 30% untuk gas.
(d) Kontraktor mendapat insentif berupa:
•
Harga ekspor penuh untuk minyak mentah Domestic Market
Obligation setelah lima tahun pertama produksi
•
Untuk lapangan baru, Kontraktor diberikan kredit investasi sebesar
20% dari pengeluaran capital untuk fasilitas produksi
(e) Pengeluaran capital dapat didepresiasi selama 7 tahun dengan metode
Double Declining Balance
III. Production Sharing Contract (PSC) Generasi III (1988 – sekarang)
(a) Mengenakan First Tranche Petroleum (FTP) sebesar 20% dari produksi
bruto yang akan dibagi terlebih dahulu kepada masing-masing pihak
(Pemerintah dan Kontraktor) sebelum dikurangi cost recovery.
(b) Pada tahun 1984 Pemerintah menetapkan Peraturan Perundang-undangan
Pajak baru untuk PSC dengan tarif 48% bagi PSC yang ditandatangani
pada tahun 1988, sehingga proporsi bagi hasil Pemerintah dan Kontraktor
menjadi 71,5% : 28,85% untuk minyak dan 42,31% : 57,64% untuk gas.
Bagian bersih setelah dikurangi pajak antara Pemerintah dan Kontraktor
menjadi 85 : 15 untuk minyak dan 70 : 30 untuk gas.
(c) Lesunya kegiatan usaha migas di Indonesia akibat penurunan harga
minyak, membuat pemerintah mengeluarkan paket insentif agar dapat
lebih menarik minat investor asing untuk menanam modalnya di bidang
usaha migas di Indonesia. Paket insentif yang ditawarkan pemerintah
terangkum dalam Tabel 2.1.
Sejak diberlakukannya UU No. 22 Tahun 2001, kontrak PSC selalu
dievaluasi secara periodik, sehingga sejak tahun 2001 tidak ada lagi istilah
generasi PSC, karena dianggap kontrak tersebut seharusnya bersifat dinamis
menyesuaikan kebutuhan dan tantangan yang terus berubah dari tahun ke tahun
(Pudyantoro, 2012).
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
35
!
!
Tabel 2.1 Rangkuman Paket Insentif PSC Generasi III
Paket Insentif
Agustus 1988
Paket Insentif
Februari 1989
Paket Insentif
Agustus 1992
Paket Insentif
Desember
1993
Kredit
Investasi
17%
100%-120%
Pengeluaran
Kapital,
tergantung dari
kedalaman laut
Tidak Berlaku
Komersialisasi
Jaminan
minimum 25%
dari pendapatan
kotor untuk
pemerintah
10% dari harga
ekspor setelah
selesai 60 bulan
pertama
produksi
20%
Area Frontier
• <50.000
barel per
hari =
80%:20%
• 50.000150.00
barel per
hari =
85%:15%
• >150.000
barel per
hari =
90%:10%
Area
Konvensional
85%:15%
70%:30%
Untuk laut
dalam (>600
kaki): 110%
Pengeluaran
Kapital untuk
minyak, 55%
Pengeluaran
Kapital untuk
gas
Dihapuskan
Dihapuskan
Dihapuskan
Tidak Berubah
15% dari harga
ekspor setelah
selesai 60 bulan
pertama
produksi
Tidak Berubah
Area Frontier
80%:20%
Kedalaman laut
>1.500m
75%:25%
25% dari harga
ekspor setelah
selesai 60 bulan
pertama
produksi
15%
65%:35%
Area Frontier
60%:40%
Kedalaman laut
>1.500m
55%:45%
Area
Konvensional
65%:35%
60%:40%
Harga DMO
FTP
Bagi hasil
produksi
Pemerintah
dan
Kontraktor –
Minyak
Bagi hasil
produksi
Pemerintah
dan
Kontraktor –
Gas
Tidak Berubah
Untuk lapangan
marginal dan
tertiary EOR
(Enhanced Oil
Recovery)
Area Frontier
75%:25%
Area
Konvensional
80%:20%
Tidak berubah
Sumber: Lubiantara (2012, p. 49) dan Sanusi (2002), telah diolah kembali.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
36
!
!
Walau sejak tahun 2001 kontrak PSC selalu dievaluasi, yang tidak berubah
dari PSC adalah prinsip dasar dari PSC. Prinsip tersebut mengacu pada UU No.
22 Tahun 2001, yakni kontraktor menyediakan segala dana dan menanggung
segala risiko, manajemen operasi berada di tangan Badan Pelaksana (SKK Migas),
dan kepemilikan bahan tambang (migas) berada pada pemerintah hingga titik
penyerahan (Pudyantoro, 2012). Segala ketentuan dan prosedur yang tertuang
dalam PSC didasari oleh prinsip tersebut.
Salah satu ketentuan penting dalam PSC adalah ketentuan mengenai bagi
hasil. Menurut Pudyantoro (2012), yang dibagi antara Pemerintah dan Kontraktor
adalah produksi migas, untuk itu istilah bagi hasil produksi lebih baik digunakan
dibandingkan istilah bagi hasil. Ia menambahkan, pembagian tersebut tidak terjadi
pada titik produksi, namun pembagian produksi dilakukan pada titik penyerahan
(lifting), yaitu ketika migas yang diproduksi tersebut berpindah dari penjual
kepada pembeli (Pudyantoro, 2012).
Bagi hasil produksi antara pemerintah dan kontraktor harus dilaporkan
secara periodik, dan ketentuan pelaporan bagi hasil mengacu pada prosedur
akuntansi yang tertera dalam PSC. Prosedur akuntansi yang tertera dalam PSC,
atau yang disebut dengan akuntansi PSC, termuat dalam Lampiran “Exhibit C”
pada PSC. Mekanisme akuntansi merupakan salah satu bagian integral dari PSC
sehingga prosedur akuntansi secara spesifik diatur dalam kontrak tersebut
(Lubiantara, 2012). Tujuan akhir dari penggunaan akuntansi PSC adalah laporan
pembagian migas untuk masing-masing pihak (Pudyantoro, 2012).
Akuntansi PSC lebih difokuskan untuk keperluan cost recovery dan laporan
perhitungan pajak, tidak terkait langsung dengan keperluan pembuatan laporan
keuangan untuk eksternal (Lubiantara, 2012). Dalam PSC “Exhibit C”, tertuang
prosedur akuntansi yang harus diterapkan oleh Kontraktor, termasuk di dalamnya
terdapat definisi mengenai biaya operasi, biaya non kapital, biaya kapital, serta
perlakuan akuntansi atas biaya-biaya tersebut (PricewaterhouseCoopers, 2012).
Kontrak PSC yang semakin dinamis membuat Lampiran “Exhibit C” yang ada
dalam PSC pada suatu tahun akan berbeda dengan yang ada dalam PSC pada
tahun yang lainnya (Pudyantoro, 2012).
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
37
!
!
2.3 Jenis Biaya dalam Kegiatan Usaha Hulu Migas
Menurut Pudyantoro (2012), “Hal yang unik, dan membedakan bisnis hulu
migas dengan bisnis lainnya adalah tipe dan jenis biaya” (p.184). Berikut akan
dijelaskan mengenai jenis biaya dalam kegiatan usaha hulu migas menurut
Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan (PSAK), menurut prosedur akuntansi
PSC “Exhibit C”, dan yang sesuai dengan Peraturan Pemerintah (PP) No. 79
Tahun 2010 tentang Biaya Operasi yang dapat dikembalikan dan Perlakuan Pajak
Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi.
2.3.1 Jenis Biaya Menurut Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan (PSAK)
Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan (PSAK) No. 29 Tentang
Akuntansi Minyak dan Gas Bumi (1994)3 mengelompokkan biaya yang terjadi
dalam industri migas sesuai dengan tahapan aktivitas bisnis dalam industri migas.
Urutan kegiatan dalam aktivitas bisnis hulu migas meliputi kegiatan eksplorasi,
pengembangan, dan eksploitasi atau produksi. PSAK No. 29 menguraikan jenis
biaya sesuai dengan tahapan kegiatan dalam industri migas sebagai berikut:
A) Kegiatan Eksplorasi
Sesuai dengan PSAK No. 29 (1994), biaya eksplorasi meliputi biaya
penyelidikan topografi, geologi, geofisika, pemboran sumur eksplorasi dan
pemboran sumur uji stratigrafi. Menurut PSAK No. 29 (1994), penyelidikan
topografi adalah kegiatan pengukuran permukaan tanah yang bertujuan untuk
membuat peta suatu daerah tertentu dan mengetahui sifat-sifat tanahnya, dan jenis
biaya dalam aktivitas ini antara lain terdiri dari biaya pengukuran tanah, biaya
pemetaan tanah, dan biaya analisa sifat tanah.
Kemudian, menurut PSAK No. 29 (1994), penyelidikan geologi terdiri dari
kegiatan penginderaan jauh foto udara (Side Lookling Air Radar/SLAR), serta
geologi lapangan dan geokimia, sehingga biaya penyelidikan geologi terdiri antara
!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!
!
S!PSAK No. 29 Tentang Akuntansi Minyak dan Gas Bumi (1994) telah dicabut pada tahun 2011
dan digantikan dengan PSAK 64 tentang Eksplorasi dan Evaluasi Sumber Daya Mineral, PSAK 19
tentang Aset Takberwujud, serta Standar Akuntansi Keuangan lainnya. Namun, jenis biaya yang
disebutkan dalam PSAK 29 masih relevan untuk digunakan sebagai dasar perlakuan akuntansi
pada PSAK penggantinya dan pada penulisan ini.!
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
38
!
!
lain dari biaya SLAR, biaya geologi lapangan, dan biaya geokimia. Biaya yang
termasuk dalam biaya eksplorasi juga meliputi biaya penyelidikan geofisika.
Biaya penyelidikan geofisika antara lain terdiri dari biaya gravitasi, biaya
magnetik, biaya seismik.
Selanjutnya, menurut PSAK No. 29 (1994), pemboran sumur eksplorasi
terdiri dari pemboran sumur taruhan (wild cat) dan sumur kajian (delineasi) yang
bertujuan untuk mengetahui data rinci stratigrafi dan penentuan ada tidaknya
cadangan minyak dan gas bumi dalam arti ekonomis. Biaya pemboran sumur
eksplorasi terdiri dari biaya tak berwujud (intangible) dan biaya berwujud
(tangible). Biaya tak berwujud dalam pemboran sumur eksplorasi meliputi biaya
persiapan (pembebasan tanah, pembuatan jalan dan pembangunan lokasi), biaya
pemboran, biaya mata bor (drilling bits), biaya lumpur (mud), biaya selubung
(casing), biaya semen, biaya penyelidikan di bawah tanah (logging), biaya
pengujian dan perampungan, biaya gaji, biaya pengangkutan alat pemboran, biaya
pengangkutan lainnya, biaya perkemahan, dan biaya lainnya. Biaya berwujud
meliputi silang sembur (christmas tree), semburan kepala sumur (well head),
tubing, dan pompa, batang hisap (suck rods).
Menurut PSAK No. 29 (1994), pemboran sumur uji stratigrafi terdiri dari
kegiatan pemboran berdasarkan hasil penyelidikan geologi, menguji batuan dan
sumur yang dapat ditinggalkan (expendable holes) yang berkaitan dengan
eksplorasi hidrokarbon, yang bertujuan untuk memperoleh informasi mengenai
kondisi geologi tertentu. Pemboran semacam ini pada umumnya tidak
dimaksudkan untuk menghasilkan hidrokarbon. Biaya pemboran sumur uji
stratigrafi terdiri atas biaya pemboran di daerah cadangan tidak lerbukti
(exploratory type) dan di daerah cadangan terbukti (development type). Jenis-jenis
biayanya tidak berbeda dengan jenis-jenis biaya pada pemboran sumur eksplorasi.
B) Kegiatan Pengembangan
Biaya pengembangan yang disebutkan dalam PSAK No. 29 (1994) meliputi
biaya-biaya penyediaan peralatan dan fasilitas penambangan, pengaliran,
pengumpulan dan penyimpanan minyak dan gas bumi serta penyediaan sistem
pengurasan yang telah diperbaiki, di mana biaya yang berkaitan dengan
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
39
!
!
pengembangan sumur minyak dan gas bumi terdiri dari biaya pemboran sumur
pengembangan tidak berwujud dan pemboran sumur pengembangan berwujud.
Sesuai dengan PSAK No. 29 (1994), biaya pemboran sumur pengembangan
yang tidak berwujud meliputi pengeluaran untuk membor sumur pengembangan,
termasuk gaji operator perangkat pemboran (rig), bahan bakar, dan perbaikan.
Pengeluaran tersebut tidak mempunyai nilai sisa dan terjadi di dalam pemboran
sejak persiapan sumur sampai memproduksi minyak atau gas. Kemudian, biaya
tidak berwujud dalam pemboran sumur pengembangan tersebut diklasifikasikan
menurut tahap penyelesaian, yaitu biaya sebelum pemboran, biaya selama
pemboran, biaya penyelesaian sumur dan biaya setelah penyelesaian sumur.
PSAK No. 29 (1994) menjabarkan rincian jenis biaya tersebut sebagai berikut:
(a) Biaya sebelum pemboran
Biaya sebelum pemboran meliputi biaya penyelidikan geologi dan
geofisika untuk menentukan lokasi pemboran, biaya membersihkan lokasi
sumur, penggalian penampungan limbah pemboran dan pembuatan jalan,
biaya pembuatan pondasi untuk perangkat pemboran (batuan dan lain-lain)
dan biaya pembangunan jembatan, biaya pemasangan jaringan pipa air, dan
pernasangan tangki air serta bahan bakar untuk pemboran, biaya untuk
pemindahan dan menegakkan perangkat pemboran, biaya pembuatan rak
sarana penyimpanan pipa bor, berbagai macam pipa lainnya yang digunakan
dalam proses pemboran, dan biaya lain-lain.
(b) Biaya selama pemboran
Biaya selama pemboran meliputi biaya pengadaan air, bahan bakar dan
bahan-bahan lain yang diperlukan dalam pemboran sumur, biaya penanaman
jangkar penahan yang digunakan untuk menstabilkan perangkat pemboran,
biaya yang tarif biayanya dihitung berdasarkan kedalaman sumur atau tarif
harian, biaya penggunaan jasa teknik selama kegiatan pemboran yang
dilakukan oleh ahli teknik, ahli geologi, teknisi fluida, dan biaya lain-lain.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
40
!
!
(c) Biaya penyelesaian sumur
Biaya penyelesaian sumur meliputi biaya perekaman sumur (well logging)
dan uji kandung lapisan (drill stem test) serta pengujian lain-lainnya seperti
pengujian contoh batuan inti dan contoh dinding sumur, biaya melubangi
dinding pipa selubung, penyemenan, penyedotan peretakan dan pengasaman,
biaya transportasi dan pemasangan peralatan di bawah tanah, biaya peralatan
yang disewa untuk penyimpanan minyak selama pengujian, dan biaya lainlain.
(d) Biaya setelah penyelesaian sumur
Biaya setelah penyelesaian sumur meliputi biaya mengembalikan
perangkat pemboran (yang dimiliki perusahaan) dari lokasi pemboran ke
tempat penyimpanan, biaya rehabilitasi lokasi di sekitar sumur, biaya
perbaikan lingkungan, biaya penyemenan dan pemasangan selubung bagian
atas, biaya pengangkutan pipa selubung dan pipa sembur dari ternpat
penyimpanan, biaya pelubangan pipa selubung, termasuk perekaman dengan
teknik aliran listrik (electrical logging), biaya penyuntikan air, uap air dan
gas bumi dalam rangka mengangkat minyak dari zona produksi, biaya
penutupan sumur, biaya meninggalkan lokasi sumur yang tidak menghasilkan,
dan biaya lain-lain.
Sementara itu, biaya pemboran sumur pengembangan yang berwujud yang
disebutkan dalam PSAK No. 29 (1994) meliputi semua biaya aktiva berwujud,
termasuk pipa sembur (tubing) di bawah permukaan tanah, antara lain: pipa
produksi (tubular goods), kepala selubung (casing head), pompa-pompa, tangki
penimbunan, pipa-pipa saluran, separator, peralatan dan fasilitas produksi, sarana
dan peralatan lainnya, biaya sistem pengurasan yang telah diperbaiki (secondary
recoveries).
C) Kegiatan Produksi
Menurut PSAK No. 29 (1994), pengeluaran untuk kegiatan produksi
diklasifikasikan menjadi beban produksi yang dibebankan pada saat terjadinya.
Beban produksi meliputi beban lifting, beban pemisahan, beban pengangkutan
dan beban pengumpulan.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
41
!
!
Beban lifting antara lain meliputi beban pengurasan tahap pertama, kedua
dan ketiga. Beban pengurasan tahap pertama terdiri dari beban-beban yang terlibat
dalam pengurasan di bawah tanah ke atas tanah (dari kepala selubung bawah
sampai kepala selubung atas). Kemudian, beban pengurasan tahap kedua terdiri
dari beban-beban yang terlibat dalam water flooding, gas injection, steam
combustion dan in-situ combustion dan beban lain-lain.
Beban pemisahan terdiri dari beban instalasi penghasil dan beban instalasi
pembantu. Berikutnya, beban pengangkutan merupakan beban pemeliharaan dan
pengoperasian fasilitas tempat penyimpanan utama dan pipa saluran utama yang
membawa minyak mentah dan gas bumi ke fasilitas pemuatan atau pengolahan.
Beban pengumpulan meliputi beban pengangkutan dan pengiriman minyak
mentah dan gas dari tempat penyimpanan di lapangan ke tempat penyimpanan
utama sebelum penjualan atau pemindahan ke pengolahan untuk diolah. Beban ini
antara lain terdiri dari beban tangki penimbun, beban stasiun pemanas, beban pipa
saluran minyak/gas, beban instalasi penghasil dan beban lain-lain.
2.3.2 Jenis Biaya Menurut Production Sharing Contract “Exhibit C” (Akuntansi
PSC)
Prosedur akuntansi dalam Production Sharing Contract (PSC) pada
“Exhibit C” (akuntansi PSC) mengklasifikasikan pengeluaran, yaitu dana yang
dikeluarkan dan dibelanjakan untuk biaya operasi, menjadi pengeluaran kapital
dan pengeluaran non kapital. Menurut akuntansi PSC, biaya kapital adalah
pengeluaran untuk pengadaan atau pembuatan barang-barang yang secara umum
mempunyai masa manfaat lebih dari satu tahun, sementara itu, biaya non kapital
adalah biaya-biaya untuk kebutuhan operasional perusahaan sehubungan dengan
operasi tahun berjalan, yang dimasukkan ke dalam kategori Biaya Operasi (PSC
“Exhibit C”, paragraph II).
Dalam PSC BAB I Pasal 1.2.32 4 , dijelaskan bahwa Biaya Operasi
merupakan pengeluaran yang terjadi dan kewajiban yang timbul dalam
melaksanakan
operasi
migas,
yang
mencangkup
kegiatan
eksplorasi,
!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!
!
I!Penomoran Pasal dapat berbeda antar Production Sharing Contract yang berbeda!
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
42
!
!
pengembangan, ekstraksi, produksi, pengangkutan, pemasaran, meninggalkan
sumur-sumur eksplorasi (abandonment) dan perbaikan lokasi (site restoration).
PSC “Exhibit C” Paragraph II merincikan Biaya Operasi setiap tahunnya sebagai
berikut:
A) Biaya Non Kapital Tahun berjalan
Dalam PSC “Exhibit C” Paragraph II disebutkan bahwa Biaya Non Kapital
merupakan biaya yang terjadi sehubungan dengan operasi tahun berjalan. Biayabiaya tersebut dikeluarkan untuk kebutuhan operasional perusahaan sehubungan
dengan operasi tahun berjalan, termasuk biaya survei dan biaya pengeboran tak
berwujud (intangible drilling costs) untuk sumur eksplorasi dan sumur
pengembangan, serta pencadangan biaya-biaya sumur yang ditinggalkan dan
biaya restorasi lahan (Pudyantoro, 2012; PSC “Exhibit C”, Paragraph II).
Tambahan atas biaya yang berkaitan hanya dengan operasi tahun berjalan, seperti
layanan produksi dan Pengeluaran Kegiatan Eksplorasi akan diklasifikasikan
sebagai Biaya Non Kapital (PSC “Exhibit C”, Paragraph II).
Sesuai dengan PSC “Exhibit C”, Biaya Non Kapital, antara lain, meliputi:
(a) Operasi
Meliputi baya-biaya yang berhubungan dengan tenaga kerja, material dan
jasa yang digunakan dalam kegiatan operasional sumur minyak dan gas, fasilitas
produksi minyak, secondary recovery, transportasi, penyimpanan dan pengiriman
minyak, fasilitas produksi dan pemrosesan lapangan gas, serta aktivitas
operasional lainnya.
(b) Perkantoran, layanan, dan administrasi umum
Meliputi biaya-biaya yang berhubungan dengan jasa teknis, material,
transportasi, sewa peralatan khusus dan alat berat, sewa lokasi dan jasa yang
terkait lainnya, biaya personal, humas, dan biaya-biaya lain yang terjadi di luar
negeri yang berhubungan dengan lapangan yang bersangkutan (overhead).
(c) Layanan produksi
Meliputi biaya-biaya yang berhubungan dengan tenaga kerja, material dan
jasa yang digunakan untuk pemboran sumur yang bertujuan menembus lapisan
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
43
!
!
reservoir yang cadangannya sudah terbukti (proven), termasuk pemboran sumur
delineasi, pemboran kembali, deepening dan komplesi sumur, dan akses untuk
jalan menuju ke lokasi sumur pada lapangan yang bersangkutan.
(d)
Pengeluaran Kegiatan Eksplorasi
Meliputi semua biaya yang terjadi di Wilayah Kerja sebelum rencana
pengembangan lapangan (Plan of Development/POD) disetujui dan belum
dimasukkan sebagai Biaya Operasi pada lapangan sebelumnya. Pengeluaran
Eksplorasi ini terdiri dari dua komponen, yaitu biaya yang terjadi sehubungan
dengan pemboran sumur eksplorasi dan biaya akuisisi data.
(e)
Pelatihan
Meliputi biaya-biaya untuk pelatihan personal Indonesia sebagaimana yang
diatur dalam PSC.
B) Depresiasi Biaya Kapital Tahun berjalan
Depresiasi Biaya Kapital merupakan penyusutan atas Biaya Kapital yang
dihitung pada awal tahun kalender terhadap aset yang sudah berstatus Placed Into
Service (PSC “Exhibit C”, Paragraph II dan Paragraph III). Sesuai dengan
akuntansi PSC, metode yang digunakan untuk menghitung biaya depresiasi atas
Biaya Kapital adalah metode penyusutan saldo menurun (PSC “Exhibit C”,
Paragraph III).
Sebagaimana yang telah dijelaskan sebelumnya, Biaya Kapital sendiri
merupakan pengeluaran untuk barang-barang yang umumnya memiliki masa
manfaat lebih dari satu tahun, yang diwujudkan dalam bentuk aset. Biaya Kapital
tidak dimasukkan ke dalam Biaya Operasi. Namun, pembebanan biaya kapital
sebagai beban tahun berjalan dilakukan melalui metode depresiasi dan hanya
sebesar angka penyusutan tahunan dari biaya kapital tersebut yang diperbolehkan
diganti dengan minyak atau gas pada tahun berjalan (PSC “Exhibit C”, Paragraph
II). Sehingga, yang dikategorikan sebagai Biaya Operasi tahun berjalan adalah
beban depresiasi Biaya Kapital tersebut. Sesuai dengan akuntansi PSC “Exhibit
C”, Biaya Kapital meliputi antara lain:
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
44
!
!
(a)
Konstruksi Perumahan dan sarana penunjang
Meliputi bengkel, fasilitas listrik dan air, gudang, dermaga, kargo, dan
jalan akes pada lapangan.
(b)
Fasilitas Produksi
Meliputi anjungan lepas pantai (termasuk semua biaya tenaga kerja, bahan
bakar, transportasi dan perlengkapan, dan biaya konstruksi lainnya), peralatan
kepala sumur, peralatan produksi di bawah permukaan, tubing produksi, batang
penghisap (sucker rods), pompa permukaan, pipa penyalur, fasilitas pengumpul,
pipa penjualan dan fasilitas penyimpanan, biaya dermaga minyak dan pelabuhan,
fasilitas pemrosesan, fasilitas perolehan sekunder dan tersier, fasilitas produksi
gas dan sistem pemanasan yang dikeluarkan untuk lapangan terkait.
(c)
Barang bergerak
Alat produksi dan pemboran permukaan dan bawah permukaan, peralatan
dan instrument, tongkang kapal laut, peralatan otomotif, pesawat terbang,
peralatan konstruksi, perabot dan peralatan kantor, serta peralatan lainnya.
(d)
Sumur Pengembangan
Meliputi tenaga kerja, bahan dan jasa yang digunakan untuk pengeboran
dan penyediaan peralatan untuk sumur pengembangan, jenis pembangunan sumur
tes stratigrafi dan sumur layanan, apakah sumur tersebut berhasil atau tidak
berhasil.
C) Biaya Operasi tahun sebelumnya yang dapat dikembalikan pada tahun berjalan,
sebagaimana dimaksud dalam poin A) dan B)
atau yang disebut dengan
uncovered costs.
D) Pengembalian biaya Tahun berjalan atas Biaya Operasi yang belum
dikembalikan sehubungan dengan Pengeluaran Kegiatan Eksplorasi yang
dikeluarkan oleh Kontraktor sebelum tanggal persetujuan Plan of Development
(POD) atas Lapangan terkait.
!
!
!
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
45
!
!
2.3.3 Biaya Operasi yang Dapat dikembalikan dalam Perhitungan Bagi Hasil
Produksi (PP No. 79 Tahun 2010)
Dalam salah satu Klausul5 Production Sharing Contract (PSC), dinyatakan
bahwa:
KONTRAKTOR akan memperoleh kembali penggantian atas Biaya Operasi
dengan diambilkan dari hasil penjualan atau penyerahan lainnya dari jumlah
Minyak dan Gas Bumi senilai dengan Biaya Operasi, yang diproduksi dan
disimpan dan tidak digunakan dalam Operasi Minyak dan Gas Bumi sebagaimana
dijelaskan dalam Pasal 6.1.2 di bawah. Biaya Operasi dapat digunakan sebagai
pengurang
penghasilan
dalam
menghitung
penghasilan
kena
pajak
KONTRAKTOR.
Frasa dalam Klausul tersebut yang menyatakan bahwa ‘memperoleh
kembali penggantian biaya operasi’ inilah yang disebut dengan cost recovery
(Pudyantara, 2012). Dalam PSC dijelaskan bahwa modal yang ditanggung oleh
Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) merupakan biaya operasi yang dapat
dikembalikan oleh Pemerintah pada saat kegiatan usaha hulu migas menghasilkan
produksi komersial.
Biaya operasi yang dapat dikembalikan Pemerintah (cost recovery) diatur
dalam Peraturan Pemerintah (PP) No. 79 Tahun 2010 tentang Biaya Operasi yang
dapat dikembalikan dan Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu
Minyak dan Gas Bumi. Dalam Pasal 11 ayat (1) PP No. 79 Tahun 2010
disebutkan bahwa biaya operasi terdiri atas biaya eksplorasi, biaya eksploitasi,
dan biaya lain.
Biaya eksplorasi dan biaya eksploitasi (produksi) diatur dalam Pasal 11 ayat
(2) dan ayat (3) PP No. 79 Tahun 2010. Biaya eksplorasi terdiri atas biaya
pengeboran, biaya geologis dan geofisika, biaya umum dan administrasi kegiatan
eksplorasi, dan biaya penyusutan. Biaya pengeboran meliputi biaya pengeboran
eksplorasi dan biaya pengeboran pengembangan. Biaya geologis dan geofisika
!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!
!
5
Pada umumnya terdapat dalam Pasal 6.1.1 BAB VI Production Sharing Contract antara
Pemerintah Indonesia dengan Kontraktor Kontrak Kerja Sama
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
46
!
!
terdiri atas biaya penelitian geologis dan biaya penelitian geofisika. Sementara itu,
biaya eksploitasi menurut PP No. 79 Tahun 2010 terdiri dari biaya langsung
produksi untuk minyak dan gas bumi, biaya pemrosesan gas bumi, biaya utility,
biaya umum dan administrasi, dan biaya penyusutan. Dalam hal ini, biaya utility
terdiri atas biaya perangkat produksi dan pemeliharaan peralatan dan biaya uap,
air, dan listrik.
Biaya umum dan administrasi untuk kegiatan eksplorasi dan eksploitasi,
sebagaimana yang telah disebutkan sebelumnya, diatur dalam Pasal 11 ayat (4) PP
No. 79 Tahun 2010. Menurut peraturan tersebut, biaya umum dan administrasi
meliputi biaya administrasi dan keuangan, biaya pegawai, biaya jasa material,
biaya transportasi, biaya umum kantor, dan pajak tidak langsung, pajak daerah,
dan retribusi daerah.
Biaya lain sebagaimana dimaksud dalam Pasal 11 ayat (1) huruf c PP No.
79 Tahun 2009 terdiri dari biaya untuk memindahkan gas dari titik produksi ke
titik penyerahan, dan biaya kegiatan pasca operasi kegiatan usaha hulu migas.
Sesuai dengan Pasal 15 PP No. 79 Tahun 2010, barang yang memiliki masa
manfaat tidak lebih dari satu tahun dibebankan sebagai biaya operasi pada saat
barang digunakan (placed into service). Sementara itu, penyusutan atas
pengeluaran harta berwujud yang memiliki masa manfaat lebih dari satu tahun
diatur dalam Pasal 16 PP No. 79 Tahun 2010. Menurut Pasal 16 PP No. 79 Tahun
2010, penyusutan dimulai pada bulan harta tersebut digunakan (placed into
service) dan perhitungannya dilakukan sesuai kelompok, tarif, dan masa manfaat
yang sesuai dengan peraturan tersebut.
Tidak semua biaya operasi yang dikeluarkan oleh KKKS akan dikembalikan
oleh Pemerintah dalam perhitungan bagi hasil produksi. Biaya operasi yang dapat
dikembalikan Pemerintah kepada KKKS memiliki persyaratan yang harus
dipenuhi. Persyaratan tersebut tertera dalam Pasal 12 PP No. 79 Tahun 2010.
Dalam ayat (1) Pasal 12 PP No. 79 Tahun 2010 disebutkan bahwa biaya operasi
yang dapat dikembalikan dalam perhitungan bagi hasil dan pajak penghasilan
harus memenuhi persyaratan:
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
47
!
!
A) dikeluarkan untuk mendapatkan, menagih, dan memelihara penghasilan
sesuai dengan peraturan perundang-undangan dan terkait langsung dengan
kegiatan operasi perminyakan di wilayah kerja kontraktor yang bersangkutan
di Indonesia;
B) menggunakan harga wajar yang tidak dipengaruhi hubungan istimewa
sebagaimana dimaksud dalam Undang-Undang Pajak Penghasilan;
C) pelaksanaan operasi perminyakan sesuai dengan kaidah praktek bisnis dan
keteknikan yang baik;
D) kegiatan operasi perminyakan sesuai dengan rencana kerja dan anggaran yang
telah mendapatkan persetujuan Kepala Badan Pelaksana.
Persyaratan mengenai biaya yang dikeluarkan yang terkait langsung dengan
operasi perminyakan sebagaimana dimaksud dalam ayat (1) huruf a Pasal 12 PP
No. 79 Tahun 2010 tertera dalam Pasal 12 ayat (2) PP No. 79 Tahun 2010.
Kemudian, dalam pasal 12 ayat (3) PP No. 79 Tahun 2010 dijelaskan bahwa
batasan maksimum biaya yang berkaitan dengan remunerasi tenaga kerja asing
ditetapkan
dengan
Peraturan
Menteri
Keuangan
setelah
mendapatkan
pertimbangan dari Menteri.
Terdapat pula beberapa jenis biaya operasi yang tidak dapat dikembalikan
dalam perhitungan bagi hasil (cost recovery). Hal ini diatur dalam Pasal 13 PP No.
79 Tahun 2010. Biaya yang tidak dapat dikembalikan pemerintah tersebut,
diantaranya, meliputi:
A) biaya yang dibebankan atau dikeluarkan untuk kepentingan pribadi dan/atau
keluarga dari pekerja, pengurus, pemegang participating interest, dan
pemegang saham
B) sanksi administrasi dan sanksi pidana berupa denda yang berkaitan dengan
pelaksanaan peraturan perundang-undangan di bidang perpajakan
C) biaya penyusutan atas barang dan peralatan yang digunakan yang bukan milik
negara
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
48
!
!
D) biaya tenaga kerja asing yang tidak memenuhi prosedur rencana penggunaan
tenaga kerja asing (RPTKA) atau tidak memiliki izin kerja tenaga asing
(IKTA)
E) biaya konsultan hukum yang tidak terkait langsung dengan operasi
perminyakan dalam rangka kontrak kerja sama, biaya konsultan pajak, biaya
audit komersial
F) biaya representasi, termasuk biaya jamuan dengan nama dan dalam bentuk
apapun, kecuali disertai dengan daftar nominative penerima manfaat dan
nomor pokok wajib pajak penerima manfaat
G) biaya pengembangan lingkungan dan masyarakat setempat pada masa
eksploitasi
H) biaya pelatihan teknis untuk tenaga kerja asing
I)
pengadaan barang dan jasa serta kegiatan lainya yang tidak sesuai dengan
prinsip kewajaran dan kaidah keteknikan yang baik, atau yang melampaui
nilai persetujuan otorisasi pengeluaran di atas 10% dari nilai otorisasi
pengeluaran (Authorization for Expenditures/ AFE)
Ketika biaya operasi telah memenuhi syarat, maka akan ditentukan pula
mana biaya operasi yang boleh dibebankan pada tahun berjalan dan dapat
dikembalikan oleh Pemerintah dalam satu tahun kalender. Pasal 20 PP No. 79
Tahun 2010 menjelaskan biaya operasi yang dapat dikembalikan Pemerintah
kepada KKKS dalam satu tahun kalender. Dalam Pasal 20 ayat (1) PP No. 79
tahun 2010 dijelaskan bahwa biaya operasi yang dapat dikembalikan dalam satu
tahun kalender meliputi biaya bukan modal (non-kapital) tahun berjalan,
penyusutan biaya modal (kapital) tahun berjalan, dan biaya operasi yang belum
dapat dikembalikan pada tahun-tahun sebelumnya (unrecovered costs). Sesuai
dengan Pasal 20 ayat (3) PP No. 79 Tahun 2010, baiaya operasi yang dapat
dikembalikan, sebagaimana dimaksud pada ayat (1) pasal tersebut, yang belum
dapat diperhitungkan dalam satu tahun kalender dapat diperhitungkan pada tahun
berikutnya.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
49
!
!
!
2.4 Perlakuan Akuntansi untuk Biaya dalam Kegiatan Usaha Hulu Migas
Pada bagian ini, akan dijelaskan perlakuan akuntansi untuk biaya yang
dikeluarkan dalam kegiatan usaha hulu migas. Perlakuan akuntansi yang
dimaksud adalah yang mengacu pada Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan
(PSAK) dan prosedur akuntansi dalam Production Sharing Contract “Exhibit C”.
2.4.1 Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan (PSAK)
Dalam akuntansi perminyakan, dikenal dua metode perlakuan akuntansi
untuk mengakui biaya, yaitu dengan metode Successful Efforts dan Full Costing.
Menurut Brock, Carnes dan Justice (2007), “Hal yang membedakan metode
successful efforts dan full cost berpusat di sekitar biaya apa yang akan
dikapitalisasi dan bagaimana mengamortisasinya secara tepat” (p. 39).
Kapitalisasi biaya adalah alokasi biaya yang dibebankan beberapa tahun sesuai
dengan periode manfaatnya, sementara itu, biaya yang dibebankan berarti biaya
yang terjadi langsung dibebankan pada periode di mana biaya tersebut
dikeluarkan (Lubiantara, 2012).
Perlakuan akuntansi untuk biaya dengan metode Successful Efforts dan Full
Costing merupakan metode yang dikembangkan oleh Financial Accounting
Standard Board (FASB) melalui United States Generally Accepted Accounting
Principles (Brock et. al, 2007; PricewaterhouseCoopers, 2011). Di Indonesia,
kedua metode tersebut tertuang dalam PSAK No. 29 (1994) Tentang Akuntansi
Minyak dan Gas Bumi. Untuk itulah pembahasan mengenai perlakuan akuntansi
untuk biaya dalam kegiatan usaha migas dengan metode Successful Efforts dan
Full Costing dalam penulisan ini akan mengacu pada PSAK No. 29 (1994).
Namun, pada praktiknya, PSAK No. 29 (1994) telah dicabut dalam rangka
konvergensi PSAK dengan International Financial Reporting Standard (IFRS),
sehingga beberapa bagian dalam PSAK No. 29 (1994) yang bersangkutan dengan
perlakuan akuntansi digantikan oleh PSAK 64 tentang Eksplorasi dan Evaluasi
Sumber Daya Mineral (2011), PSAK 19 tentang Aset Tak Berwujud (2011), dan
Standar Akuntansi Keuangan (SAK) lainnya (Ikatan Akuntan Indonesia, 2011).
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
50
!
!
2.4.1.1 Metode Successful Efforts dan Full Costing sesuai PSAK No. 29 tentang
Akuntansi Minyak dan Gas Bumi (1994)
Dalam metode Successful Efforts, semua pengeluaran biaya yang tidak
memberi manfaat ekonomi di masa yang akan datang harus dibebankan pada
periode
terjadinya
biaya
tersebut
(Lubiantara,
2012).
Menurut
PricewaterhouseCoopers (2011), dengan metode Successful Efforts, biaya yang
dikeluarkan dalam mencari, memperoleh dan mengembangkan cadangan migas
biasanya dikapitalisasi, kecuali ketika cadangan komersial tidak ditemukan, maka
biaya yang dikeluarkan akan dibebankan pada saat terjadinya. Biaya yang
dikapitalisasi tersebut dialokasikan ke dalam cadangan hidrokarbon komersial,
dan
cost
center
atau
pemusatan
biayanya
adalah
lapangan
(PricewaterhouseCoopers, 2011).
Sementara itu, sesuai dengan metode Full Costing, semua biaya yang
dikeluarkan dalam mencari, memperoleh dan mengembangkan cadangan migas
akan dikapitalisasi, yang kemudian akan dideplesikan berdasarkan basis negara
saat terjadinya produksi (PricewaterhouseCoopers, 2011). Pemusatan biaya untuk
metode Full Costing adalah negara (Lubiantara, 2012; PricewaterhouseCoopers,
2011; PSAK No. 29, 1994).
Terdapat beberapa perbedaan perlakuan akuntansi antara metode Successful
Efforts dan Full Costing yang mengacu pada PSAK No. 29 tentang Akuntansi
Minyak dan Gas Bumi (1994), atas biaya yang dikeluarkan dalam tiap tahapan
kegiatan hulu migas.Tabel 2.2 menyajikan perbandingannya.
Dalam PSAK No. 29 (1994) dinyatakan bahwa menurut metode Succesful
Efforts, seluruh biaya eksplorasi, selain biaya-biaya yang dialokasikan ke sumursumur eksplorasi (termasuk sumur eksplorasi tipe stratigrafi) yang mempunyai
cadangan terbukti, diperlakukan sebagai beban pada periode akuntansi berjalan.
Selanjutnya, kecuali tanah yang mempunyai nilai ekonomis, biaya pemboran
sumur eksplorasi, baik tak berwujud maupun berwujud, dikapitalisasi kalau
ditemukan cadangan terbukti atau diperlakukan sebagai beban kalau cadangan
terbukti tersebut tidak ditemukan (dry hole).
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
51
!
!
Berbeda dengan metode Successful Efforts, PSAK No. 29 (1994)
menyatakan bahwa dengan metode Full Costing, semua biaya eksplorasi akan
dikapitalisasi sebagai bagian dari aset minyak dan gas bumi.
Tabel 2.2 Perbandingan Perlakuan Akuntansi untuk Biaya dengan Metode
Successful Efforts (SE) dan Full Costing (FC) sesuai PSAK 29
Jenis Biaya
PSAK 29 - SE PSAK 29 - FC
BIAYA EKSPLORASI
Berhasil menemukan cadangan komersial
Biaya penyelidikan topografi
Dibebankan
Biaya pengukuran tanah
Dibebankan
Biaya pemetaan tanah
Dibebankan
Biaya analisa sifat tanah
Dibebankan
Biaya penyelidikan geologi
Dibebankan
Biaya SLAR
Dibebankan
Biaya geologi lapangan
Dibebankan
Biaya geokimia
Dibebankan
Biaya penyelidikan geofisika
Dibebankan
Biaya gravitasi
Dibebankan
Biaya magnetik
Dibebankan
Biaya seismik
Dibebankan
Biaya Pemboran Sumur Eksplorasi
Biaya Tak Berwujud
Kapitalisasi
Biaya Berwujud
Kapitalisasi
BIAYA EKSPLORASI
Gagal menemukan cadangan komersial
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Biaya penyelidikan topografi
Biaya pengukuran tanah
Biaya pemetaan tanah
Biaya analisa sifat tanah
Biaya penyelidikan geologi
Biaya SLAR
Biaya geologi lapangan
Biaya geokimia
Biaya penyelidikan geofisika
Biaya gravitasi
Biaya magnetik
Biaya seismik
Biaya Pemboran Sumur Eksplorasi
Biaya Tak Berwujud
Biaya Berwujud
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Kapitalisasi
Kapitalisasi
!
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
52
!
!
Tabel 2.2 Perbandingan Perlakuan Akuntansi untuk Biaya dengan Metode
Successful Efforts (SE) dan Full Costing (FC) sesuai PSAK 29 (sambungan)
Jenis Biaya
PSAK 29 - SE PSAK 29 - FC
BIAYA PENGEMBANGAN
Biaya Pemboran Sumur Tak Berwujud
Biaya sebelum pemboran
Biaya penyelidikan geologi dan geofisika untuk
menentukan lokasi Pemboran
Biaya membersihkan lokasi sumur, penggalian
penampungan limbah pemboran, dan pembuatan
jalan
Biaya pembuatan pondasi untuk perangkat
pemboran (batuan dan lain – lain) dan biaya untuk
pemboran
Biaya pemasangan jeringan pipa air, dan
pemasangan tangki air serta bahan bakar untuk
pemboran
Biaya untuk pemindahan dan menegakkan
perangkat pemboran
Biaya pembuatan rak sarana penyimpanan pipa
bor, berbagai macam pipa lainya yang digunakan
dalam proses pemboran.
Biaya lain – lain
Biaya Selama Pemboran
Biaya pengadaan air, bahan bakar dan bahan –
bahan lain yang diperlukan dalam pemboran sumur
Biaya peneneman jangkar penahan yang
digunakan untuk menstabilkan perangkat pemboran
Biaya pemboran yang tarif biayanya dihitung
berdasarkan kedalaman sumur atau tarif harian
Biaya penggunaan jasa teknik selama kegiatan
pemboran yang dilakukan oleh ahli teknik, ahli
geologi, teknisi fluida
Biaya lain – lain
Biaya Penyelesaian Sumur
Biaya perekaman sumur (lagging) dang uji
kandung lapisan (drill stem test) serta pengujian
lain – lainnya seperti pengujian contoh batuan inti
dan contoh dinding sumur
Biaya melubangi dinding pipa selubung,
penyemenan, penyedotan
peretakan, dan pengasaman
Biaya transportasi dan pemasangan peralatan di
bawah tanah
Biaya peralatan yang disewa untuk penyimpanan
minyak selama pengujian
Biaya lain – lain
!
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
53
!
!
Tabel 2.2 Perbandingan Perlakuan Akuntansi untuk Biaya dengan Metode
Successful Efforts (SE) dan Full Costing (FC) sesuai PSAK 29 (sambungan)
Biaya Setelah Penyelesaian Sumur
Biaya mengembalikan perangkat pemboran
(yang dimiliki perusahaan) dari lokasi pemboran ke
tempat penyimpanan
Biaya rehabilitasi lokasi di sekitar sumur
Biaya perbaikan lingkungan
Biaya penyemenan dan pemasangan selubung
bagian atas
Biaya pengangkutan pipa selubung dan pipa
sembur dari tempat penyimpanan
Biaya pelubangan pipa selubung, termasuk
perekaman dengan teknik aliran listrik (electrical
logging)
Biaya penyuntikan air, uap air, dan gas bumi
dalam rangka mengangkat minyak dari zone
produksi
Biaya penutupan sumur
Biaya meninggalkan lokasi sumur yang tidak
menghasilkan
Biaya lain – lain
Biaya Pemboran Sumur Berwujud
Pipa produksi (tubular goods)
Kepala selubung (casing head)
Pompa-pompa, tangki penimbunan
Pipa-pipa saluran
Separator
Peralatan dan fasilitas produksi
Sarana dan peralatan lainnya
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Biaya sistem pengurasan yang telah diperbaiki
Kapitalisasi
(secondary recoveries
BIAYA PRODUKSI
Beban Lifting
Beban Pemisahan
Beban Pengangkutan
Beban Pengumpulan
Kapitalisasi
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Sumber: PSAK No. 29 (1994), telah diolah kembali.
Menurut PSAK No. 29 (1994) dengan menggunakan metode Successful
Efforts, seluruh biaya eksplorasi akan dibebankan pada tahun berjalan, kecuali
biaya pemboran sumur berwujud dan tidak berwujud ketika ditemukan cadangan
terbukti, maka biaya tersebut akan dikapitalisasikan.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
54
!
!
Di lain sisi, metode Full Costing menganggap bahwa kegiatan eksplorasi
merupakan kegiatan vital dalam perusahaan dan adanya pemboran yang
menghasilkan dry hole merupakan situasi yang tak terelakkan, sehingga dalam
metode ini, semua biaya eksplorasi baik berhasil maupun dry hole harus
dikapitalisasi (Lubiantara, 2012). Namun, kapitalisasi biaya eksplorasi yang gagal
menemukan cadangan komersial hanya dilakukan ketika kegagalan tersebut tidak
terjadi untuk seluruh area pemusatan biaya, yakni suatu negara. Menurut
PricewaterhouseCoopers (2011), jika upaya eksplorasi di seluruh area pemusatan
biaya (di suatu negara) tidak berhasil menemukan cadangan, maka biaya yang
dikeluarkan akan dibebankan.
Selanjutnya, perlakuan akuntansi untuk biaya pengembangan, baik menurut
metode
Successful
Efforts
maupun
Full
Costing,
adalah
dengan
mengkapitalisasikan seluruh biaya pengembangan sebagai bagian dari aset
minyak dan gas bumi yang meliputi aset sumur dan peralatan sumur (PSAK No.
29, 1994). Berikutnya, sesuai dengan PSAK No. 29 (1994), biaya yang
dikeluarkan dalam kegiatan produksi akan dibebankan pada saat terjadinya dalam
tahun berjalan.
2.4.1.2 Perlakuan Akuntansi atas Biaya dalam Kegiatan Usaha Hulu Migas yang
Mengacu pada SAK yang menggantikan PSAK No. 29
Menurut Ikatan Akuntan Indonesia (2011), setelah pencabutan PSAK No.
29 (1994), perlakuan akuntansi untuk beberapa tahapan aktivitas dalam kegiatan
usaha hulu migas digantikan oleh PSAK 64 tentang Eksplorasi dan Evaluasi
Sumber Daya Mineral (2011), Kerangka Dasar Penyusunan dan Penyajian
Laporan Keuangan (KDPPLK), PSAK 19 tentang Aset Takberwujud (revisi 2011),
dan Standar Akuntansi Keuangan (SAK) lainnya yang relevan. Pencabutan PSAK
29 tersebut terjadi dikarenakan adanya konvergensi PSAK dengan International
Financial Reporting Standard (IFRS). Menurut Martani (2011), pencabutan
PSAK 29 berakibat perlakuan akuntansi yang mengacu pada PSAK 29 untuk
kegiatan eksplorasi akan beralih ke PSAK 64, kemudian beralih ke PSAK 19 dan
KDPPLK untuk kegiatan pengembangan, dan untuk produksi mengacu pada SAK
lainnya yang berlaku dan berhubungan dengan transaksi pada kegiatan produksi.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
55
!
!
Perlakuan akuntansi untuk kegiatan eksplorasi mengacu pada PSAK 64
tentang tentang Eksplorasi dan Evaluasi Sumber Daya Mineral (2011). PSAK
tersebut hanya mengatur aktivitas eksplorasi dan evaluasi sumber daya mineral,
sedangkan aktivitas lainnya tidak diatur dalam PSAK 64. Menurut PSAK 64,
biaya yang dikeluarkan untuk kegiatan eksplorasi harus dibebankan kecuali
pengeluaran tersebut dapat memenuhi kriteria definisi aset. Ketika memenuhi
kriteria definisi aset, maka biaya akan dikapitalisasi.
Sesuai
dengan
KDPPLK,
perusahaan
mengakui
aset
jika
besar
kemungkinan bahwa manfaat ekonominya di masa depan diperoleh perusahaan
dan aset tersebut mempunyai nilai atau biaya yang dapat diukur dengan andal.
Dalam kaitannya dengan kegiatan eksplorasi cadangan migas, yang dapat disebut
dengan manfaat ekonomi adalah jika ditemukannya cadangan migas yang
komersial, atau penjualan hasil temuan eksplorasi, atau diberikannya hak
pengembangan. Sehingga, ketika kegiatan eksplorasi berhasil menemukan
cadangan migas, biaya yang dikeluarkan akan dikapitalisasi. Sementara itu, jika
kegiatan eksplorasi tidak berhasil menemukan cadangan migas, maka biaya
dibebankan pada periode terjadinya.
Sesuai dengan PSAK 64 paragraf 09 (2011), biaya pengembangan tidak
diatur perlakuan akuntansinya secara eksplisit dalam PSAK tersebut, tetapi
mengacu pada Kerangka Dasar Penyusunan dan Penyajian Laporan Keuangan
(KDPPLK) dan PSAK 19 tentang Aset Takberwujud (2011). Paragraf 56 dari
PSAK 19 (2011) menyatakan:
Aset takberwujud yang timbul dari pengembangan (atau dari tahap
pengembangan pada proyek internal) diakui jika, dan hanya jika, entitas dapat
menunjukkan semua hal berikut ini:
(a) kelayakan teknis penyelesaian aset takberwujud tersebut sehingga aset
tersebut dapat digunakan atau dijual;
(b) niat untuk menyelesaikan aset takberwujud tersebut dan menggunakannya
atau menjualnya;
(c) kemampuan untuk menggunakan atau menjual aset takberwujud tersebut;
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
56
!
!
(d) bagaimana aset takberwujud akan menghasilkan kemungkinan besar manfaat
ekonomi masa depan. Antara lain entitas mampu menunjukkan adanya pasar
bagi keluaran aset takberwujud atau pasar atas aset takberwujud itu sendiri,
atau, jika aset takberwujud itu akan digunakan secara internal, entitas mampu
menunjukkan kegunaan aset takberwujud tersebut;
(e) tersedianya kecukupan sumber daya teknis, keuangan, dan sumber daya lain
untuk
menyelesaikan
pengembangan
aset
takberwujud
dan
untuk
menggunakan atau menjual aset tersebut;
(f) kemampuan untuk mengukur secara andal pengeluaran yang terkait dengan
aset tidak bewujud selama pengembangannya.
Biaya pengembangan dikapitalisasi sejauh mana mereka diperlukan agar
dapat menghasilkan produksi komersial (PricewaterhouseCoopers, 2011). Ketika
kegiatan hulu migas telah mecapai tahapan pengembangan, maka dapat dipastikan
bahwa biaya yang dikeluarkan telah memenuhi kriteria pengakuan aset, baik
untuk aset berwujud dan tidak berwujud, kecuali biaya abnormal yang tidak dapat
ditentukan dengan andal jumlahnya (PricewaterhouseCoopers, 2012). Hal ini
dikarenakan kegiatan pengembangan dilakukan ketika perusahaan telah
menemukan cadangan komersial yang kemungkinan besar akan memberikan
manfaat ekonomis dikemudian hari, sehingga memenuhi kriteria pengakuan aset
baik sesuai PSAK 19 maupun KDPPLK. Jadi, seluruh biaya yang dikeluarkan
pada tahap pengembangan dalam kegiatan usaha hulu migas akan dikapitalisasi.
Sementara itu, biaya produksi yang sebelumnya diatur dalam PSAK No. 29
(1994), kini diatur dalam SAK lainnya yang berlaku untuk transaksi-transaksi
yang berhubungan dengan kegiatan produksi. Menurut PricewaterhouseCoopers
(2012), biaya yang dikeluarkan pada tahapan produksi akan dibebankan pada saat
terjadinya.
Rangkuman perlakuan akuntansi untuk biaya dalam tahapan kegiatan usaha
hulu migas sesuai dengan SAK pengganti PSAK No. 29 (1994), ditunjukkan oleh
Tabel 2.3. Hal ini meliputi perlakuan akuntansi kegiatan eksplorasi yang mengacu
pada PSAK 64 (2011), perlakuan akuntansi kegiatan pengembangan yang
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
57
!
!
mengacu pada KDPPLK dan PSAK 19 (2011), serta SAK lainnya yang berlaku
untuk transaksi dalam kegiatan produksi.
Tabel 2.3 Perlakuan Akuntansi ,19,- Biaya dalam T(4(@(1 Kegiatan
Usaha Hulu Migas Sesuai dengan SAK Pengganti PSAK No. 29 (1994)
Jenis Biaya
Perlakuan Akuntansi - SAK
pengganti PSAK 29
Biaya Eksplorasi dan Evaluasi
Menemukan cadangan komersial =
memenuhi kriteria pengakuan aset
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Biaya penyelidikan topografi
Biaya penyelidikan geologi
Biaya penyelidikan geofisika
Biaya Pemboran Sumur Eksplorasi
Biaya Tak Berwujud
Biaya Berwujud
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Tidak menemukan cadangan
Biaya Eksplorasi dan Evaluasi
komersial = tidak memenuhi kriteria
pengakuan aset
Biaya penyelidikan topografi
Dibebankan
Biaya penyelidikan geologi
Dibebankan
Biaya penyelidikan geofisika
Dibebankan
Biaya Pemboran Sumur Eksplorasi
Dibebankan
Biaya Tak Berwujud
Dibebankan
Biaya Berwujud
Dibebankan
Biaya Pengembangan
Biaya Pemboran Sumur Tak Berwujud
Kapitalisasi
Biaya Pemboran Sumur Berwujud
Kapitalisasi
Biaya Produksi
Dibebankan
Sumber: PSAK No. 29 (1994), PSAK 64 (2011), PSAK 19 (2011), Kerangka Dasar Penyusunan
dan Penyajian Laporan Keuangan, dan PricewaterhouseCoopers (2012), telah diolah kembali.
Ketika kegiatan eksplorasi berhasil menemukan cadangan migas, biaya
yang dikeluarkan akan dikapitalisasi. Sementara itu, jika kegiatan eksplorasi tidak
berhasil menemukan cadangan migas, maka biaya dibebankan pada periode
terjadinya. Kemudian, seluruh biaya yang dikeluarkan pada tahap pengembangan
dalam kegiatan usaha hulu migas akan dikapitalisasi karena telah memenuhi
kriteria pengakuan aset. Dan terakhir, biaya produksi akan dibebankan pada
periode terjadinya.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
58
!
!
2.4.2 Prosedur Akuntansi dalam Production Sharing Contract “Exhibit C”
(Akuntansi PSC)
Dalam Production Sharing Contract (PSC) “Exhibit C” (akuntansi PSC),
tertuang prosedur akuntansi terkait biaya yang dikeluarkan Kontraktor dalam
melakukan kegiatan hulu migas, yang mencangkup kegiatan eksplorasi,
pengembangan, ekstraksi, produksi, pengangkutan, pemasaran, meninggalkan
sumur-sumur eksplorasi (abandonment) dan perbaikan lokasi (site restoration).
Akuntansi PSC hanya diberlakukan untuk perusahaan yang telah menemukan
cadangan komersial, karena tujuan dari akuntansi PSC adalah laporan bagi hasil
produksi dan laporan mengenai cost recovery, di mana pengguna laporan tersebut
adalah pemerintah.
Klasifikasi biaya sebagaimana diatur dalam PSC “Exhibit C”, yang meliputi
Biaya Non-Kapital dan Biaya Kapital, sudah mencerminkan perlakuan akuntansi
dari jenis biaya itu sendiri. Segala jenis biaya yang termasuk dalam Biaya Non
Kapital akan dibebankan pada tahun berjalan, sementara jenis biaya yang
termasuk dalam Biaya Kapital pembebanannya dilakukan melalui metode
depresiasi saat aset sudah berstatus Placed Into Service (PSC “Exhibit C”,
Paragraph II).
Menurut Lubiantara (2012), metode PSC akan membagi biaya yang
berhubungan dengan pemboran sumur menjadi dua jenis biaya, yaitu biaya
berwujud (tangible), dan biaya tidak berwujud (intangible). Biaya tangible akan
dikapitalisasi, sedangkan untuk biaya intangible akan langsung dibebankan pada
periode biaya tersebut dikeluarkan (Lubiantara, 2012).
Jika biaya dikelompokan sesuai dengan tahapan kegiatan usaha hulu migas,
maka menurut akuntansi PSC yang tertuang dalam PSC “Exhibit C” Paragraph II
(lihat tabel 2.4), biaya eksplorasi dan biaya pengembangan yang bersifat tangible
akan masuk ke dalam klasifikasi Biaya Kapital atau dikapitalisasi. Sementara itu,
biaya eksplorasi dan biaya pengembangan yang bersifat intangible, serta biaya
geologi dan geofisika akan masuk ke dalam klasifikasi Biaya Non Kapital dan
dibebankan pada tahun berjalan (PSC “Exhibit C”, Paragraph II). Kemudian,
biaya produksi akan dikelompokan menjadi Biaya Non Kapital sesuai dengan
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
59
!
!
prosedur akuntansi PSC “Exhibit C” Paragraph II, dan akan dibebankan pada
tahun berjalan.
Tabel 2.4 Perlakuan Akuntansi untuk Biaya dalam Tahapan Kegiatan Usaha
Hulu Migas Sesuai Prosedur Akuntansi PSC “Exhibit C”
Perlakuan Akuntansi - Akuntansi
PSC
Biaya Eksplorasi
Menemukan cadangan komersial
Biaya penyelidikan topografi
Dibebankan
Biaya penyelidikan geologi
Dibebankan
Biaya penyelidikan geofisika
Dibebankan
Biaya Pemboran Sumur Eksplorasi
Biaya Tak Berwujud
Dibebankan
Biaya Berwujud
Kapitalisasi
Biaya Pengembangan
Biaya Pemboran Sumur Tak
Berwujud
Dibebankan
Biaya Pemboran Sumur Berwujud
Kapitalisasi
Biaya Produksi
Beban Lifting
Dibebankan
Beban Pemisahan
Dibebankan
Beban Pengangkutan
Dibebankan
Beban Pengumpulan
Dibebankan
Jenis Biaya
Sumber: PSAK No. 29 (1994), Production Sharing Contract “Exhibit C”, telah diolah kembali.
Jika prosedur akuntansi PSC “Exhibit C” dihubungkan dengan PP No. 79
Tahun 2010 tentang Biaya Operasi yang dapat dikembalikan dan Perlakuan Pajak
Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi, maka pembagian jenis
biaya dalam kegiatan usaha hulu migas dan klasifikasinya akan seperti yang
ditunjukkan dalam Tabel 2.5. Terdapat tiga jenis pengelompokan biaya, meliputi
biaya eksplorasi dan pengembangan, biaya produksi, dan biaya umum dan
administrasi. Biaya umum dan administrasi yang dimaksud adalah biaya umum
dan administrasi yang berkenaan dengan kantor perwakilan Kontraktor di
Indonesia yang berhubungan dengan kegiatan usaha hulu migas. Biaya yang
diklasifikasikan sebagai Biaya Kapital (capital) akan dikapitalisasi, sementara
biaya yang diklasifikasikan sebagai Biaya Non Kapital (non capital) akan
dibebankan pada tahun berjalan.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
60
!
!
Tabel 2.5 Jenis Biaya dalam Kegiatan Usaha Hulu Migas dan Klasifikasinya
Jenis Biaya
1. Biaya Eksplorasi dan Pengembangan
Biaya Pemboran Sumur
Biaya Pemboran Sumur Pengembangan
Biaya Berwujud (tangible):
Biaya Tak Berwujud (intangible):
Biaya Pemboran Sumur Eksplorasi:
Biaya Berwujud (tangible)
Biaya Tak Berwujud (intangible)
2. Biaya Produksi
Biaya Geologi dan Geofisika
Biaya Langsung Produksi - Minyak
Biaya Langsung Produksi - Gas
Biaya Utility
Biaya Umum dan Administrasi – Lapangan Produksi
3. Biaya Umum dan Administrasi
Biaya Administrasi dan Keuangan
Biaya Jasa Teknis
Biaya Jasa Material
Biaya Transportasi
Biaya Pegawai
Biaya Public Relations
Biaya Community Development
Biaya Umum Kantor
Biaya Overhead Kantor Pusat
Beban Penyusutan
Bunga Pinjaman untuk Investasi Kapital
Biaya Public Relations
Biaya Community Development
Biaya Umum Kantor
Biaya Overhead Kantor Pusat
Beban Penyusutan
Bunga Pinjaman untuk Investasi Kapital
Klasifikasi
Biaya
Capital
Non Capital
Capital
Non Capital
Non Capital
Non Capital
Non Capital
Non Capital
Non Capital
Non Capital
Non Capital
Non Capital
Non Capital
Non Capital
Non Capital
Non Capital
Non Capital
Non Capital
Depresiasi
Non Capital
Non Capital
Non Capital
Non Capital
Non Capital
Depresiasi
Non Capital
Sumber: Production Sharing Contract “Exhibit C” dan PP No. 79 Tahun 2010,
telah diolah kembali.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
61
!
!
Sesuai dengan akuntansi PSC, klasifikasi biaya sebagaimana diatur dalam
PSC “Exhibit C”, yang meliputi Biaya Non-Kapital dan Biaya Kapital, sudah
mencerminkan perlakuan akuntansi dari jenis biaya itu sendiri.
2.5 Perhitungan Bagi Hasil Produksi
Karakteristik pelaksanaan Production Sharing Contract (PSC) adalah
adanya bagi hasil antara Pemerintah sebagai pemegang kuasa sumber daya alam
migas di Indonesia dan Kontraktor Kontrak Kerja Sama atas sumber daya alam
migas yang berhasil diangkat dari perut bumi. Sebagaimana yang telah dijelaskan
sebelumnya, istilah bagi hasil produksi merupakan istilah yang tepat untuk
digunakan, karena dalam kontrak PSC, yang dibagi antara Pemerintah dan
Kontraktor adalah produksi migas (Pudyantoro, 2012). Sesuai dengan PSC,
Pemerintah dan Kontraktor setuju untuk membagi produksi migas, yang diukur
dalam pendapatan, berdasarkan persentase bagian masing-masing pihak yang
telah disepakati dalam Kontrak Kerja Sama PSC (PricewaterhouseCoopers, 2012).
Persentase pembagian (split) dibedakan antara minyak dan gas bumi, sehingga
sistem pelaporan penjualan antara minyak dan gas bumi juga dibedakan
(Pudyantoro, 2012).
Dalam BAB IV Pasal 24 PP No. 79 Tahun 2010 dijelaskan menegenai
perhitungan bagi hasil antara Pemerintah dan Kontraktor. PSC juga mengatur
berbagai ketentuan dan mekanisme bagi hasil yang lebih spesifik bagi Kontraktor
Kontrak Kerja Sama dan Pemerintah mengenai suatu Wilayah Kerja. Subbab
berikut ini akan membahas lebih lanjut mengenai komponen dalam perhitungan
bagi hasil produksi dan alur perhitungannya yang terbatas hanya untuk minyak
bumi.
2.5.1 Komponen dalam Perhitungan Bagi Hasil Produksi
2.5.1.1 Lifting
Dalam PP No. 79 Pasal 1 angka 5 disebutkan bahwa “lifting adalah
sejumlah minyak mentah dan/atau gas bumi yang dijual atau dibagi di titik
penyerahan” (p. 3). Menurut Tampubolon (2010), yang disebut dengan lifting
minyak adalah volume yang diambil dari tangki penampungan (stock), diangkut
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
62
!
!
dengan tanker atau melalui pipa, dan dijual kepada pembeli. Hal ini berbeda
dengan produksi minyak bumi. Menurutnya, produksi minyak bumi merupakan
volume minyak yang dikeluarkan dari perut bumi dan kemudian disimpan dalam
tangki penampungan (stock) (Tampubolon, 2010). Menurut Pudyantoro (2012),
bagi hasil produksi migas terjadi pada titik penyerahan, yaitu ketika migas yang
telah diproduksi diserahterimakan dari penjual kepada pembeli.
Satuan unit dari lifting minyak adalah barel, yaitu sebesar 42 standar galon
Amerika Serikat pada suhu 60 derajat Farhenheit atau setara dengan 158,9873
liter (PSC, Pasal 1). Untuk lifting minyak, seluruh penjualannya akan dihitung
berdasarkan harga rata-rata Indonesian Crude Price (ICP), dan nilainya dihitung
oleh SKK Migas perbulan dengan menggunakan dolar Amerika Serikat untuk
mempermudah
perhitungan
cost
recovery,
pajak,
dan
bagi
hasil
(PricewaterhouseCoopers, 2012). Sesuai dengan ketentuan dalam PSC dan dalam
PP No. 79 Tahun 2010, angka lifting akan digunakan untuk perhitungan bagi hasil
produksi antara Pemerintah dan Kontraktor, serta digunakan pula dalam
perhitungan pajak penghasilan Kontraktor.
2.5.1.2 First Tranche Petroleum
Dalam Pasal 1 angka 6 PP No. 79 Tahun 2010 disebutkan bahwa yang
disebut dengan First Tranche Petroleum (FTP) adalah:
FTP adalah sejumlah tertentu minyak mentah dan/atau gas bumi yang
diproduksi dari suatu wilayah kerja dalam satu tahun kalender, yang dapat diambil
dan diterima oleh Badan Pelaksana dan/atau kontraktor dalam tiap tahun kalender,
sebelum dikurangi pengembalian biaya operasi dan penanganan produksi (own
user).
Dalam Pasal 1 PSC, FTP didefinisikan sebagai:
FTP adalah bagian tertentu dari minyak dan gas bumi yang diproduksi dan
disimpan dari Wilayah Kerja pada Tahun Kalender dimana SKK Migas dan
Kontraktor berhak terlebih dahulu mengambil dan menerima pada setiap Tahun
Kalender, sebelum dikurangi pengembalian Biaya Operasi.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
63
!
!
Menurut Pudjoutomo (2002), FTP adalah penyisihan jumlah tertentu dari
produksi migas setiap tahun sebelum digunakan untuk pengembalian biaya (cost
recovery). FTP merupakan pengamanan penerimaan bagi pemerintah dan
kontraktor sebelum migas digunakan untuk mengembalikan dana talangan yang
dikeluarkan oleh kontraktor yang digunakan untuk operasional migas (Pudyantoro,
2012). FTP didasarkan pada persentase tertentu dari pendapatan bruto, yaitu total
lifting dalam setahun (Pudjoutomo, 2002).
Persentase FTP ditentukan dalam PSC yang telah disepakati. Pada PSC
generasi pertama, tidak ditetapkan FTP karena adanya cost recovery ceiling atau
pengembalian dana talangan yang dibatasi maksimum 40% (Lubiantara, 2012;
Pudyantoro, 2012). Persentase FTP mulai berlaku pada PSC generasi ketiga, dan
persentasenya adalah 20% (Sanusi, 2002).
Mekanisme perhitungan FTP adalah 20% dikalikan dengan total lifting.
Untuk FTP yang diterima pemerintah dan kontraktor, cara menghitungnya adalah:
• FTP Bagian Pemerintah = 20% x split SKK Migas sebelum pajak x Total
lifting
• FTP Bagian Kontraktor = 20% x split Kontraktor sebelum pajak x Total
lifting
FTP yang diterima kontraktor merupakan objek pajak dan akan
diperhitungkan dalam perhitungan pajak tahunan sesuai dengan PP No. 79 Tahun
2010.
2.5.1.3 Kredit Investasi
Salah satu bentuk insentif yang diberikan pemerintah kepada kontraktor
adalah kredit investasi (investment credit). Dalam PP No. 79 Tahun 2010,
disebutkan bahwa kredit investasi atau insentif investasi adalah tambahan
pengembalian biaya modal dalam jumlah tertentu, yang berkaitan langsung
dengan fasilitas produksi, yang diberikan sebagai insentif untuk pengembangan
lapangan minyak dan/atau gas bumi tertentu. Dalam PSC generasi ketiga, tertuang
ketentuan mengenai kredit investasi sebagai berikut:
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
64
!
!
Kontraktor dapat memperoleh kredit investasi sebesar 17% dari biaya
investasi kapital yang diperlukan pada saat pengembangan fasilitas produksi
minyak untuk lapangan baru, yang dapat dikurangkan langsung dari produksi
bruto sebelum pengembalian Biaya Operasi, insentif ini dimulai pada Tahun di
mana produksi paling awal terjadi sebelum pengurangan pajak (yang dibayarkan
dimuka pada saat Tahun produksi tersebut ketika Insentif ini diperoleh)
Menurut PSC tersebut, kredit investasi dihitung dengan rumus: persentase
kredit investasi (17%) x biaya investasi kapital (capital investment). Namun, tidak
seluruh kontraktor diberikan kredit investasi oleh pemerintah (dalam hal ini
direpresentasikan oleh SKK Migas), sehingga ketentuan mengenai kredit investasi
bisa berbeda-beda antar PSC. Kredit investasi yang diberikan pemerintah harus
diambil dengan minyak atau gas bumi pada tahun pertama produksi, namun secara
umum dapat ditangguhkan untuk periode berikutnya (PricewaterhouseCoopers,
2012).
2.5.1.4 Cost Recovery
Pasal 7 ayat (1) PP No. 79 Tahun 2010 menyebutkan bahwa Kontraktor
mendapatkan kembali biaya operasi sesuai dengan rencana kerja dan anggaran
yang telah disetujui oleh Kepala Badan Pelaksana, setelah wilayah kerja
menghasilkan
produksi
komersial.
Sebagaimana
yang
telah
dijelaskan
sebelumnya, dalam salah satu Klausul PSC disebutkan bahwa “kontraktor akan
memperoleh kembali penggantian atas Biaya Operasi dengan diambilkan dari
hasil penjualan atau penyerahan lainnya dari jumlah Minyak dan Gas Bumi senilai
dengan Biaya Operasi” (Pasal 6.1).
Sesuai PSC dan PP No. 79 Tahun 2010, hasil lifting setelah dikurangi
dengan FTP dan kredit investasi selanjutnya akan digunakan untuk menutup biaya
operasi yang telah dikeluarkan oleh kontraktor. Jika total lifting yang telah
dikurangi dengan FTP dan kredit investasi tidak mencukupi untuk memulihkan
biaya operasi pada tahun berjalan, maka biaya operasi yang belum diperoleh
pengembaliannya (uncovered cost) dapat ditangguhkan untuk tahun berikutnya.
Jenis biaya yang dapat dikembalikan pemerintah diatur dalam PP No. 79 Tahun
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
65
!
!
2010 dan dalam PSC “Exhibit C”, sebagaimana yang telah dijelaskan pada subbab
sebelumnya.
2.5.1.5 Equity to be Split dan Pajak Penghasilan Kontraktor
Sesuai dengan Pasal 1 angka 8 PP No. 79 Tahun 2010, yang dimaksud
dengan Equity to be Split adalah hasil produksi yang tersedia untuk dibagi (lifting)
antara SKK Migas dan kontraktor setelah dikurangi FTP, insentif investasi (jika
ada), dan pengembalian biaya operasi. Equity to be split, yang terkadang disebut
juga dengan isilah profit split atau profit share, merupakan pembagian migas yang
tersisa bagi pemerintah (direpresentasikan oleh SKK Migas) dan kontraktor
setelah
dikurangi
FTP
dan
kredit
investasi
(Lubiantara,
2012;
PricewaterhouseCoopers, 2012).
Tabel 2.6 Perhitungan Split Sebelum Pajak (grossed-up split) untuk Minyak
Bumi antara SKK Migas dan Kontraktor
Net
Split
(%)
PPh
Badan
sebelum 1985
1984-1994
85/15
1994-2009
2009
2010-sekarang
sebelum 1985
1984-1994
65/35
1994-2009
2009
2010-sekarang
Tahun PSC
45%
35%
30%
28%
25%
Branch
Profit
Tax
11%
13%
14%
14.4%
15%
SKK Migas
56%
65.9091
48%
71.1538
44%
73.2143
42.4%
73.9583
40%
75
45%
35%
30%
!"#$
25%
11%
13%
14%
14.4%
15%
56%
48%
44%
%!&%#$
%'#$
Total
Pajak
Grossed-up Split (%)
20.4545
32.6923
37.5000
39.2361
41.6667
Kontraktor
34.0909
28.8462
26.7857
26.0417
25
79.5455
67.3077
62.5000
60.7639
58.3333
Sumber: Presentasi “Sistem Akuntansi PSC” oleh Dinas Akuntansi Umum SKK Migas (2013) dan
Lubiantara (2012), telah diolah kembali.
Split atau persentase bagi hasil antara pemerintah dan kontraktor berbeda
antar generasi PSC. Split setelah pajak (Net Split) untuk pemerintah dan
kontraktor untuk minyak pada PSC generasi II dan generasi III adalah 85% : 15%,
sementara itu split setelah pajak bagian minyak untuk pemerintah dan kontraktor
pada PSC sebelum generasi II adalah 65% : 35%. Split sebelum pajak (grossed-up
split) bagi kontraktor dapat dihitung dengan rumus: split setelah pajak untuk
kontraktor ÷ (1 – pajak kontraktor). Pajak untuk kontraktor adalah pajak
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
66
!
!
penghasilan badan sesuai tarif Undang-Undang (UU) Pajak Penghasilan ditambah
branch profit tax, yang sesuai dengan UU Pajak Penghasilan dihitung dengan
rumus: 20% x (100% - PPh Badan). Grossed-up split yang berlaku umum antara
pemerintah, yang direpresentasikan oleh SKK Migas, dan kontraktor terangkum
dalam Tabel 2.6.
2.5.1.6 Domestic Market Obligation
Berdasarkan Pasal 1 angka 16 PP No. 79 Tahun 2010, yang disebut dengan
Domestic Market Obligation (DMO) adalah kewajiban penyerahan bagian
kontraktor berupa minyak dan/atau gas bumi untuk memenuhi kebutuhan dalam
negeri. Kewajiban DMO diatur dalam Pasal 22 UU No. 22 Tahun 2001, yaitu:
(1) Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap wajib menyerahkan paling banyak
25% (dua puluh lima persen) bagiannya dari hasil produksi Minyak Bumi
dan/atau Gas Bumi untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri.
(2) Pelaksanaan ketentuan sebagaimana dimaksud dalam ayat (1) diatur lebih
lanjut dengan Peraturan Pemerintah.
PP No. 35 Tahun 2004 Pasal 46 mengatur mekanisme DMO, yakni besaran
kewajiban DMO paling banyak 25% bagiannya dari hasil produksi migas dimana
bagian kontraktor untuk memenuhi DMO tersebut ditetapkan berdasrkan sistem
prorata hasil produksi migas. Pada Pasal 24 ayat (8) PP No. 79 Tahun 2010 juga
dijelaskan bahwa kontraktor wajib memenuhi kewajiban DMO dengan
menyerahkan 25% bagiannya dari produksi minyak dan/atau gas bumi.
Kemudian, sesuai dengan Pasal 24 ayat (9) PP No. 79 Tahun 2010 dan
ketentuan dalam PSC, pemerintah akan membayar imbalan (fee) kepada
kontraktor atas penyerahan migas untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri
(DMO), yang disebut dengan DMO fee. Besaran DMO fee akan ditetapkan dalam
kontrak kerja sama PSC, dimana pada kontrak PSC terkini disebutkan bahwa
DMO fee adalah sebesar 25% rata-rata tertimbang (weighted average) dari harga
minyak mentah dari wilayah kerja.
DMO yang diserahkan kepada pemerintah akan mengurangi porsi minyak
untuk kontraktor dan menambah bagian pemerintah (Pudyantoro, 2012). Cara
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
67
!
!
perhitungan penyerahan DMO oleh kontraktor kepada pemerintah melalui SKK
migas adalah:
25% x Total lifting x Split kontraktor sebelum pajak
2.5.2 Alur Perhitungan Bagi Hasil Produksi
Menurut Lubiantara (2012), sebelum masuk ke masing-masing tahapan
perhitungan bagi hasil produksi, perlu disiapkan data-data yng diperlukan sebgai
input, meliputi:
A) Data yang terkait dengan ketentuan dan persyaratan fiskal, seperti:
(a) Kesepakatan bagi hasil yang dinyatakan dalam split setelah pajak
(b) Tarif pajak yang berlaku
(c) Persentase First Tranche Petroleum (FTP)
(d) Persentase Domestic Market Obligation (DMO)
(e) DMO Fee
(f) Depresiasi
(g) Insentif lain dan bonus
B) Data yang terkait dengan penghasilan (revenue), antara lain:
(a) Data produksi atau lifting
(b) Asumsi harga minyak
(c) Biaya Operasi yang dikembalikan pemerintah (cost recovery), yang terdiri
dari biaya non kapital dan depresiasi biaya kapital, serta biaya tahun-tahun
sebelumnya yang belum dikembalikan (uncovered costs)
Alur perhitungan bagi hasil produksi diilustrasikan dengan menggunakan
angka yang sederhana pada Gambar 2.5, di mana diasumsikan bahwa:
1)
Kesepakatan bagi hasil (net split) antara Pemerintah dan Kontraktor adalah
sebesar 85% : 15%.
2)
Total tarif pajak sebesar 40%, di mana tarif pajak penghasilan badan adalah
25% dan branch profit tax adalah 15%.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
68
!
!
3)
Split sebelum pajak antara Pemerintah dan XXX, Ltd. adalah 75% : 25%.
4)
Persentase untuk menghitung First Tranche Petroleum (FTP) adalah 20%.
5)
Total lifting minyak bumi untuk periode berjalan adalah 50 barel, tidak ada
lifting gas.
6)
Rata-rata tertimbang harga minyak bumi (weighted average price/ WAP)
adalah $2/barel.
7)
Terdapat kredit investasi, di mana nvestasi modal (capital investment) adalah
sebesar $30.
8)
Cost recovery periode tersebut adalah $10.
Gambar 2.5 Ilustrasi alur bagi hasil produksi antara pemerintah dan kontraktor
Sumber: Lubiantara (2012); PricewaterhouseCoopers (2012), telah diolah kembali
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
69
!
!
Penjelasan mengenai mekanisme perhitungan bagi hasil produksi atas
masing-masing komponen perhitungan sebagaimana ditunjukkan dalam Gambar
2.5 dijabarkan dalam Tabel 2.7.
Tabel 2.7 Perhitungan dalam Ilustrasi Alur Bagi Hasil Produksi
Legenda
A
B
Perhitungan
Gross Revenue from Lifting:
Total Lifting
50 barel
= $ 100
First Tranche Petroleum (FTP):
20%
20%
x
x
Weighted Avg. Price
$2
x
A
$100
x
x
B
$20
x
x
B
$20
x
x
Capital Investment
$30
= $20
B1
B2
C
D
FTP bagian Kontraktor:
Contractor Split (grossed-up)
25%
= $5
Investment Credit:
17%
17%
= $5
Cost Recovery:
= $10
E
Equity to be split:
Gross revenue from lifting – FTP – Investment Credit – Cost Recovery
A–B–C–D
= $65
F
Government Share
Government Split (grossed-up)
75%
= $48,75
Contractor Share
Contractor Split (grossed-up)
25%
= $16,25
G
H
!
FTP bagian Pemerintah:
Government Split (grossed-up)
75%
= $15
Domestic Market Obligation (DMO):
Contractor Split
x
25%
25%
x
25%
= $6,25
x
x
E
$65
x
x
E
$65
x
x
Total lifting
50 barel
x
x
WAP
$2
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
70
!
!
Tabel 2.7 Perhitungan dalam Ilustrasi Alur Bagi Hasil Produksi (sambungan)
Legenda
Perhitungan
I
DMO Fee
25%
25%
J
K
x
x
DMO (H)
$6,25
= $1,56
Penghasilan kena pajak (taxable income)
FTP bagian kontraktor + Contractor Share – Net DMO
$5 + $16,25 – ($6,25 – $1,56)
= $16,56
Pajak yang dibayarkan kontraktor (tax payment):
Total tarif pajak
x
J
40%
x
$16,56
= $6,624
L
Contractor Take:
Taxable income – Tax payment + Cost Recovery + Investment Credit
$16,56 – $6,624 + $10 + 5
= $24,94
M
Government Take:
FTP bagian pemerintah + Government Share + Net DMO + Tax Payment
$15 + $48,75 + ($6,25 – $1,56) + $6,624
= $75,06
Sumber: Lubiantara (2012); PricewaterhouseCoopers (2012); Satuan Kerja Khusus Pelaksana
Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (n.d.), telah diolah kembali.
Yang terpenting dari alur bagi hasil produksi ini adalah pada akhir
perhitungan, akan diketahui Contractor Take dan Government Take. Contractor
Take adalah total perolehan kontraktor yang terdiri dari FTP bagian kontraktor,
bagi hasil bagian kontraktor (contractor share), cost recovery, dikurangi dengan
net DMO dan pembayaran pajak kepada pemerintah. Sementara itu, di sisi
pemerintah akan diketahui total perolehan pemerintah (Government Take) yang
terdiri dari FTP bagian pemerintah, bagi hasil bagian pemerintah (government
share), net DMO, dan pajak yang dibayarkan kontraktor kepada pemerintah.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
!
!
BAB 3
GAMBARAN UMUM INSTITUSI
3.1 Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas
Bumi (SKK Migas)
3.1.1 Deskripsi Institusi dan Sejarah Berdirinya
Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas
Bumi (SKK Migas) adalah institusi yang dibentuk oleh pemerintah Republik
Indonesia melalui Peraturan Presiden (Perpres) Nomor 9 Tahun 2013 tentang
Penyelenggaraan Pengelolaan Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. SKK
Migas bertugas melaksanakan pengelolaan kegiatan usaha hulu minyak dan gas
bumi berdasarkan Kontrak Kerja Sama. Pembentukan lembaga ini dimaksudkan
supaya pengambilan sumber daya alam minyak dan gas bumi milik negara dapat
memberikan manfaat dan penerimaan yang maksimal bagi negara untuk sebesarbesar kemakmuran rakyat.
Berdasarkan Pasal 4 Undang-Undang (UU) Nomor 22 Tahun 2001 tentang
Minyak dan Gas Bumi, migas merupakan sumber daya alam yang dikuasai oleh
negara. Sesuai dengan Undang-Undang tersebut, Pemerintah membentuk Badan
Pelaksana untuk melakukan pengendalian kegiatan usaha hulu migas. Sebelum
SKK Migas dibentuk, fungsi dan tugas pengawasan dan pengendalian kegiatan
usaha hulu migas dilakukan oleh Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak
dan Gas Bumi (BPMIGAS). BPMIGAS dibentuk sesuai dengan Peraturan
Pemerintah (PP) Nomor 42 Tahun 2002 tentang Badan Pelaksana Kegiatan Usaha
Hulu Migas. Pekerjaan dan tugas BPMIGAS diatur dengan lebih spesifik dalam
PP No. 35 Tahun 2004 dan ketentuan turunannya.
Pada 13 November 2012, Mahkamah Konstitusi (MK) mengeluarkan Amar
Putusan Nomor 36/PUU-X/2012 yang menyatakan bahwa frasa-frasa terkait
dengan BPMIGAS yang tercantum dalam UU Nomor 22 Tahun 2001 tentang
Minyak dan Gas Bumi bertentangan dengan UUD’45 dan tidak mempunyai
kekuatan hukum mengikat. Putusan ini berimplikasi pada dialihkannya tugas
BPMIGAS kepada Pemerintah cq. Kementrian terkait. Begitu putusan dibacakan,
71
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
72
!
!
pimpinan BPMIGAS menginstruksikan para pekerja untuk segera menghentikan
pekerjaan yang terkait dengan tugas dan fungsi institusi ini sebagai badan
pelaksana.
Agar operasi hulu migas tidak terganggu pasca putusan MK tersebut,
Presiden Susilo Bambang Yudhoyono menerbitkan Perpres Nomor 95 Tahun
2012 tentang Pengalihan dan Pelaksanaan Tugas dan Fungsi Kegiatan Usaha Hulu
Minyak dan Gas Bumi yang menegaskan bahwa pelaksanaan tugas, fungsi, dan
organisasi BPMIGAS dialihkan kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral
(ESDM).
Peraturan tersebut ditindaklanjuti dengan Keputusan Menteri ESDM No.
3135 K/08/MEM/2012 yang mengalihkan pelaksanaan tugas, fungsi, dan
organisasi dari BPMIGAS kepada Satuan Kerja Sementara Pelaksana Kegiatan
Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKMIGAS). Selain itu, diterbitkan
Keputusan Menteri ESDM No. 3136 K/73/MEM/2012 yang mengalihkan seluruh
pejabat dan pekerja BPMIGAS kepada SKMIGAS dan menginstruksikan agar
pejabat dan pekerja tetap melanjutkan tugas pekerjaan yang dibebankan
kepadanya.
Dengan maksud memberikan kepastian hukum kepada investor, pada 14
Januari 2013, melalui Perpres Nomor 9 Tahun 2013 tentang Penyelenggaraan
Pengelolaan Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi, dibentuklah Satuan
Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK
Migas) untuk menyelenggarakan pengelolaan kegiatan usaha hulu migas, sampai
dengan diterbitkannya undang-undang baru di bidang minyak dan gas bumi.
Dengan pembentukan tersebut, maka seluruh tugas dan tanggung jawab
SKMIGAS beralih kepada SKK Migas.
Dalam
rangka
pengendalian,
pengawasan,
dan
evaluasi
terhadap
pengelolaan kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi yang dilakukan oleh SKK
Migas, Perpres Nomor 9 Tahun 2013 juga membentuk suatu Komisi Pengawas.
Susunan pengurus Komisi Pengawas terdiri dari Ketua (Menteri ESDM), Wakil
Ketua (Wakil Menteri Keuangan), dan dua orang Anggota (Kepala Badan
Koordinasi Penanaman Modal dan Wakil Menteri ESDM).
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
73
!
!
3.1.2 Visi, Misi, dan Prinsip Kelembagaan
Visi SKK Migas adalah menjadi mitra proaktif dan terpercaya dalam
mengoptimalkan manfaat profesi hulu minyak dan gas bumi bagi bangsa dan
seluruh pemangku kepentingan serta menjadi salah satu lokomotif penggerak
aktivitas ekonomi Indonesia.
Misi SKK Migas adalah melakukan pengawasan dan pengendalian terhadap
pelaksanaan kontrak kerja sama dengan semangat kemitraan untuk menjamin
efektivitas dan efisiensi kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi guna sebesarbesarnya untuk kemakmuran rakyat.
Adapun prinsip kelembagaan (core values) yang dianut oleh SKK Migas
meliputi:
A) Professional,
yaitu
bertindak
sebagai
seorang
profesional
yang
berkomitmen tinggi;
B) Responsive, yaitu cepat tanggap terhadap permintaan informasi dan
penyelesaian masalah;
C) Unity in diversity, yaitu mensinergikan perbedaan untuk mewujudkan
pencapaian yang lebih baik;
D) Decisive, yaitu berani mengambil risiko dengan didasari oleh perhitungan
dan pertimbangan matang sesuai kewenangan yang dimiliki;
E) Ethics, yaitu menjalankan bisnis dengan standar etika yang tinggi dan
konsisten;
F) Nation focused, yaitu meaksimalkan potensi dan kamampuan nasional;
G) Trustworthy,
yaitu
menjaga
kredibilitas
sehingga
mendapatkan
kepercayaan dari seluruh pemangku kepentingan (stakeholders).
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
74
!
!
3.1.3 Susunan Organisasi
Secara keseluruhan, susunan organisasi SKK Migas ditunjukkan pada
gambar 3.1. SKK Migas dipimpin oleh seorang Kepala SKK Migas. Namun, pada
tahun 2013, Kepala SKK Migas harus mengundurkan diri dari jabatannya,
sehingga saat ini digantikan oleh wakilnya sebagai Pelaksana Tugas (Plt.). Dalam
melakukan fungsinya, Plt. Kepala SKK Migas dibantu oleh para tenaga ahli yang
akan memberikan konsultasi mengenai berbagai keputusan. Beberapa deputi yang
melaksanakan fungsi pengendalian aktivitas hulu migas meliputi Deputi
Pengendalian Perencanaan, Deputi Pengendalian Operasi, Deputi Pengendalian
Keuangan, Deputi Pengendalian Dukungan Bisnis, dan Deputi Pengendalian
Komersial.
Gambar 3.1 Susunan organisasi SKK Migas
Sumber: SKK Migas (2013), telah diolah kembali. Diakses pada 18 Oktober 2013.
Selama melakukan kegiatan magang, penulis ditempatkan pada Dinas
Akuntansi Umum di bawah Deputi Pengendalian Keuangan – Divisi Akuntansi.
Susunan organisasinya ditunjukkan pada Gambar 3.2 berikut:
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
75
!
!
Gambar 3.2 Susunan organisasi Deputi Pengendalian Keuangan
Sumber: SKK Migas (2013), telah diolah kembali.
Deputi Pengendalian Keuangan membawahi beberapa Divisi, salah satunya
adalah Divisi Akuntansi. Divisi Akuntansi memiliki fungsi untuk menetapkan
kebijakan akuntansi Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS), menyelenggarakan
akuntansi pendapatan negara, menetapkan nominasi lifting dan entitlement,
menyusun analisis, evaluasi dan konsolidasi laporan KKKS, menginventarisasi,
memonitor, dan menyusun konsolidasi aset KKKS, dan mengkoordinasikan
penyusunan laporan satuan kerja penghitungan penerimaan negara bersama
instansi terkait.
Divisi Akuntansi membawahi beberapa Dinas, salah satunya adalah Dinas
Akuntansi Umum. Dinas Akuntansi Umum memiliki tugas memutuskan cost
recovery outlook, memutuskan akuntansi utang piutang, memutuskan hasil
evaluasi Financial Quarterly Report, memutuskan perhitungan dan surat tagihan
final over atau under lifting minyak dan gas KKKS, memutuskan laporan
keuangan gabungan KKKS, dan memutuskan kebijakan akuntansi KKKS.
3.1.4 Kegiatan Usaha Institusi
Kegiatan utama dari SKK Migas adalah melaksanakan pengelolaan kegiatan
usaha hulu minyak dan gas bumi berdasarkan Kontrak Kerja Sama. Adapun
fungsi, wewenang, dan kebijakan pendapatannya akan dijelaskan pada subbab
berikut.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
76
!
!
3.1.4.1 Fungsi SKK Migas
Fungsi SKK Migas adalah melakukan pengawasan atas kegiatan usaha Hulu
yang mencakup eksplorasi dan eskploitasi agar pengambilan sumber daya alam
migas milik Negara dapat memberikan manfaat dan penerimaan yang maksimal
bagi Negara untuk kemakmuran rakyat. Fungsi pengawasan ini dilakukan oleh
SKK Migas dengan melaksanakan pengendalian dan pengawasan atas ketentuanketentuan Kontrak Kerja Sama yang dilakukan oleh Badan Usaha atau Bentuk
Usaha Tetap.
Fungsi SKK Migas meliputi:
A) Memberikan pertimbangan kepada Menteri Energi dan Sumber Daya
Mineral atas kebijaksanaannya dalam hal penyiapan dan penawaran
Wilayah Kerja serta Kontrak Kerja Sama;
B) Melaksanakan penandatanganan Kontrak Kerja Sama;
C) Mengkaji dan menyampaikan rencana pengembangan lapangan yang
pertama kali akan diproduksikan dalam suatu Wilayah Kerja kepada
Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral untuk mendapatkan
persetujuan;
D) Memberikan persetujuan rencana pengembangan selain sebagaimana
dimaksud dalam poin sebelumnya;
E) Memberikan persetujuan rencana kerja dan anggaran;
F) Melaksanakan monitoring dan melaporkan kepada Menteri Energi dan
Sumber Daya Mineral mengenai pelaksanaan Kontrak Kerja Sama; dan
G) Menunjuk penjual minyak bumi dan/atau gas bumi bagian negara yang
dapat memberikan keuntungan sebesar-besarnya bagi negara.
3.1.4.2 Wewenang SKK Migas
Wewenang yang dimiliki SKK Migas meliputi:
A) Membina kerja sama dalam rangka terwujudnya integrasi dan sinkronisasi
kegaitan operasional Kontraktor Kontrak Kerja Sama.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
77
!
!
B) Merumuskan kebijakan atas anggaran dan program kerja Kontraktor
Kontrak Kerja Sama.
C) Mengawasi kegiatan utama operasional Kontraktor Kontrak Kerja Sama.
D) Membina seluruh aset Kontraktor Kontrak Kerja Sama yang menjadi milik
Negara.
E) Melakukan koordinasi dengan pihak dan/atau instansi terkait yang
diperlkukan dalam pelaksanaan Kegiatan Usaha Hulu.
F) Mengelola tanah milik Negara yang digunakan oleh Kontraktor Kontrak
Kerja Sama di wilayah kerjanya, kecuali tanah sewa.
G) Mengelola barang dan peralatan yang secara langsung digunakan dalam
kegiatan usaha hulu yang dibeli oleh Kontraktor Kontrak Kerja Sama
menjadi milik atau kekayaan Negara.
H) SKK Migas berwenang menandatangani kontrak lain yang terkait dengan
Kontrak Kerja Sama.
I) SKK Migas dapat menunjuk Badan Usaha atau Kontraktor Kontrak Kerja
Sama yang akan bertindak sebagai penjual minyak bumi dan/atau gas
bumi bagian Negara, baik berasal dari wilayah kerjanya berdasarkan
Kontrak Kerja Sama maupun dari wilayah kerja lainnya (dalam upaya
memberikan keuntungan sebesar-besarnya untuk Negara).
3.1.4.3 Kebijakan Pendapatan SKK Migas
SKK Migas merupakan Badan Hukum Milik Negara dan bersifat tidak
mencari keuntungan. SKK Migas menerima imbalan (fee) dari pemerintah atas
pelaksanaan fungsi dan tugasnya. Besaran penerimaan SKK Migas ditetapkan
oleh Menteri Keuangan, dengan mempertimbangkan perubahan harga minyak
mentah atau gas dan biaya operasional SKK Migas yang dianggarkan. Jumlah
imbalan yang diberikan kepada SKK Migas dibebankan kepada Penerimaan
Negara yang berasal dari Bagian Pemerintah (Government Entitlement) dan
dicatat dalam Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN) setiap tahun
anggaran.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
78
!
!
Ketika SKK Migas memiliki surplus dana, yaitu selisih penerimaan SKK
Migas dari prosentasi penerimaan Negara dari setiap kegiatan usaha hulu dengan
dana pembiayaan dan dana cadangan pembiayaan operasional dan penerimaan
dari pengalihan kekayaan SKK Migas, maka hal ini merupakan Penerimaan
Negara Bukan Pajak. SKK Migas wajib menyetor surplus dana ke Rekening
Bendahara Umum Negara.
!
3.2 XXX, Ltd.
3.2.1 Deskripsi Perusahaan
XXX, Ltd. adalah perusahaan afiliasi dari XYZ Corporation yang
berkedudukan di Amerika Serikat, XXX, Ltd. merupakan sebuah Bentuk Usaha
Tetap yang menjadi operator kegiatan eksplorasi dan produksi migas pada
wilayah kerja di daerah Jawa Tengah dan Jawa Timur. Selain XXX, Ltd., wilayah
kerja tersebut juga dikelola oleh beberapa perusahaan atau kontraktor lainnya
yang bertindak sebagai mitra melalui Joint Operating Agreement. Kontrak Kerja
Sama blok ini ditandatangani pada tahun 2005, dan akan berlanjut hingga tahun
2035.
Hingga saat ini, XXX, Ltd. terus beroperasi dengan melakukan kegiatan
eksplorasi, pengembangan, dan produksi migas pada wilayah kerjanya. Kegiatan
pencarian cadangan migas atau eksplorasi terus dilakukan sejak tahun 1999, dan
di tahun 2011 XXX, Ltd. berhasil menemukan cadangan minyak untuk kedua
kalinya. Kegiatan pengembangan pada saat ini dilakukan untuk dua lapangan. Di
tahun 2012, XXX, Ltd. berhasil memproduksi sebanyak lebih dari 8,2 juta barel
minyak dan gas.
Dalam melakukan kegiatan usahanya, XXX, Ltd. memilki Standar Perilaku
Usaha yang meliputi:
A) Etika, yaitu mengharapkan karyawannya mematuhi seluruh kebijakan
perusahaan dan bertanggung jawab untuk melaporkan dugaan pelanggaran
hukum atau kebijakan perusahaan kepada manajemen,
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
79
!
!
B) Sistem Manajemen, yaitu berkomitmen terhadap standar etika yang tinggi,
yang dilaksanakan melalui kebijakan dan penerapan secara global dalam
setiap aspek usaha dan di mana pun XXX, Ltd. beroperasi.
C) Manajemen Sumber Daya Keuangan Jangka Panjang, yaitu merupakan
tanggung jawab XXX, Ltd. untuk membantu memenuhi kebutuhan energi
dunia dan menyediakan pasokan produk dengan harga yang kompetitif
kepada pelanggan serta memberikan nilai kepada para pemegang
sahamnya.
D) Kebijakan
dan
Praktik
Ketenagakerjaan,
yaitu
dengan
berupaya
menciptakan lingkungan kerja yang aman dan bermanfaat ebih kepada
setiap pegawainya.
E) Manajemen Keselamatan dan Kesehatan, bahwa keselamatan dan
kesehatan yang sempurna di tempat kerja merupakan prinsip utama
perusahaan.
F) Manajemen dan Perencanaan Lingkungan, yaitu mematuhi peraturan lokal
yang berlaku untuk menjaga lingkungan hidup, dan jika tidak terdapat
ketentuan yang mengatur tentang hal tersebut, maka XXX, Ltd. akan
menggunakan standar operasi yang diyakini melindungi lingkungan hidup.
G) Kandungan Lokal, yaitu sebagai kontribusinya terhadap negara di mana
XXX, Ltd. beroperasi, XXX, Ltd. memastkan bahwa proyek-proyeknya
memberikan manfaat berkesinambungan jangka panjang sehingga
pemerintah dan masyarakatnya tidak semata-mata bergantung pada
keberadaan XXX, Ltd.
3.2.2 Susunan Organisasi
Susunan manajerial XXX, Ltd. ditunjukkan oleh Gambar 3.3. XXX, Ltd. di
Indonesia dipimpin oleh seorang President yang membawahi beberapa fungsi,
diantaranya adalah Project, Exploration and External Relations, Drilling,
Production, Marketing, Finance, dan fungsi pendukung lainnya.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
80
!
!
Gambar 3.3 Susunan organisasi XXX, Ltd.
Sumber: Dokumen Rencana Penggunaan Tenaga Kerja XXX, Ltd. (2013)
Sedangkan struktur departemen Finance and Support Service XXX, Ltd.
adalah sebagai berikut:
Gambar 3.4 Susunan organisasi Departemen Finance and Support Service XXX,
Ltd.
Sumber: Dokumen Rencana Penggunaan Tenaga Kerja XXX, Ltd. (2013)
!
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
!
81
!
!
Departemen Finance and Support Service dipimpin oleh seorang Vice
President yang membawahi beberapa bagian seperti Controller, Financial Analyst,
Treasury, Tax, Project Financing, Control and Procedures, serta Information
Technology (IT) dan Facilities. Bagian pelaporan akuntansi berada dibawah divisi
Controller, di mana bagian pelaporan akuntansi dibagi lagi menjadi tiga, yaitu
pelaporan kepada pemerintah (Government Reporting), pelaporan produksi
perusahaan (Production Corporation Reporting), dan pelaporan eksplorasi
perusahaan (Exploration Corporation Reporting). Bagian Government Reporting
lah yang bertanggung jawab untuk melaporkan lifting aktual dan realisasi
anggaran biaya dengan menggunakan akuntansi PSC.
3.2.3 Kegiatan Usaha Perusahaan
XXX, Ltd. melakukan kegiatan eksplorasi, pengembangan, dan produksi.
Kegiatan eksplorasi berlangsung untuk mencari sumber daya migas dan sumber
daya lainnya. Di tahun 2010 dan 2011, XXX, Ltd. telah menemukan dua lapangan
yang memiliki cadangan minyak dan gas.
Untuk kegiatan pengembangan, XXX, Ltd. saat ini mengembangkan dua
lapangan. Lapangan tersebut meliputi lapangan minyak dan lapangan gas. Untuk
lapangan minyak, telah dibangun Fasilitas Produksi Awal (Early Production
Facility/EPF) pada Agustus 2009. Produksi penuh lapangan diperkirakan tahun
2014 dengan target produksi puncak 165.000 barel per hari, melalui fasilitas yang
termasuk di dalamnya 90 sumur, fasilitas produksi dan pipa sepanjang 95
kilometer menuju fasilitas alir muat terapung berkapasitas 1,7 juta barel.
Untuk kegiatan produksinya, XXX, Ltd. memiliki saham sebesar 45% di
wilayah kerjanya dan bertindak sebagai operator. Lapangan produksi ini telah
dikembangkan sejak tahun 2001, dan pada saat ini telah dikembangkan secara
penuh. Pengembangan penuh lapangan ini terdiri dari Fasilitas Pengolahan Pusat
(Central Processing Facility/CPF), jalur pipa darat dan lepas-pantai serta fasilitas
penyimpanan dan alir-muat terapung (Floating Storage and Offloading/FSO).
Sumber daya yang ada pada wilayah kerja tersebut diperkirakan lebih dari 600
juta barel minyak, ditambah sumber daya gas yang signifikan. Produksi minyak
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
82
!
!
dan Fasilitas Produksi Awal dari lapangan produksi mencapai rata-rata 20.000
barel.
Dalam melakukan kegiatan eksplorasi dan produksi migas, XXX, Ltd. telah
melakukan kontrak kerja sama dengan SKK Migas melalui Kontrak Bagi Hasil
Produksi atau Production Sharing Contract (PSC) sejak tahun 2005. Proporsi bagi
hasil antara pemerintah dan XXX, Ltd. adalah sebesar 85% : 15% untuk minyak
bumi dan 70% : 30% untuk gas. Kontrak kerja sama ini berlaku 30 tahun sejak
tanggal efektif, yaitu sejak tahun 2005 hingga tahun 2035.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
!
!
BAB 4
PEMBAHASAN
4.1 Biaya Operasional yang Dikembalikan Pemerintah (Cost Recovery) untuk
Kontraktor
Sesuai dengan prinsip Production Sharing Contract, ketika kontraktor telah
menemukan cadangan komersial dan dapat memproduksinya, maka seluruh biaya
operasional yang dikeluarkan dalam melakukan kegiatan usaha hulu migas akan
digantikan oleh pemerintah. Biaya operasional yang dikembalikan Pemerintah
(cost recovery) yang akan diterima oleh Kontraktor, mengacu pada Peraturan
Pemerintah (PP) No. 79 Tahun 2010 tentang Biaya Operasi yang dapat
dikembalikan dan Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak
dan Gas Bumi. Menurut peraturan tersebut, segala jenis biaya operasional yang
dikeluarkan oleh Kontraktor dalam melakukan aktivitas bisnis hulu migas harus
sesuai dengan anggaran yang telah disetujui Pemerintah (direpresentasikan oleh
Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas
Bumi/SKK Migas), yaitu melalui Work Programme and Budgeting (WP&B).
Pengeluaran atas program kerja yang non rutin harus diotorisasi terlebih dahulu
dan dikendalikan melalui Authorization for Expenditures (AFE).
Sebelum dijelaskan mengenai jenis Biaya Operasional yang dikembalikan
pemerintah (cost recovery) untuk XXX, Ltd. pada tahun 2X12, akan dijelaskan
terlebih dahulu mengenai bagaimana mekanisme pelaporan realisasi anggaran
biaya operasi yang dikeluarkan kontraktor untuk tahun berjalan.
4.1.1 Mekanisme Pelaporan Realisasi Anggaran Biaya Operasional Kontraktor
Kontraktor akan mendapatkan cost recovery untuk biaya operasinya ketika
kontraktor telah berproduksi. Namun, biaya tersebut tidak dikeluarkan tanpa
acuan dan aturan yang jelas. Sebelum kontraktor dapat mengeluarkan biaya untuk
operasional bisnis hulu migasnya, perlu ditentukan anggaran biaya yang menjadi
acuan kontraktor, dan anggaran tersebut harus melalui proses persetujuan SKK
Migas.
83
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
84
!
!
Enam bulan sebelum awal periode baru (misalkan semester kedua tahun
2X11), kontraktor akan berdiskusi dengan SKK Migas untuk menentukan rencana
kerja, anggaran pengeluaran rutin, dan anggaran proyek untuk satu tahun periode
berikutnya (misalkan untuk tahun 2X12). Diskusi tersebut akan menghasilkan
persetujuan rencana kerja kontraktor melalui Work Programme and Budgeting
(WP&B) dan Authorization for Expenditures (AFE) untuk pengeluaran program
kerja yang non rutin.
Pada tahun 2X12, kontraktor akan melakukan operasional hulu migasnya
sesuai dengan rencana kerja dan anggaran pengeluaran rutin dalam WP&B dan
sesuai dengan AFE. Dalam rangka membagi hasil produksi migas di awal tahun
2X12, maka akan dibuat acuan bagi hasil produksi, yang disebut dengan
provisional entitlement, menggunakan angka anggaran dari WP&B. Kemudian,
setiap bulannya kontraktor akan melaporkan hasil realisasi anggarannya kepada
SKK Migas melalui Laporan Keuangan Bulanan (Financial Monthly Report/
FMR). FMR menyajikan ringkasan kinerja keuangan dan operasi kontraktor tiap
bulannya, yang bertujuan untuk melaporkan realisasi anggaran yang telah
disetujui SKK Migas dalam pelaksanaan kegiatan usaha hulu migas (SKK Migas,
n.d.).
Untuk bulan-bulan yang berjalan pada tahun 2X12, provisional entitlement,
yakni acuan kontraktor untuk melakukan lifting dan menentukan bagi hasil
produksi, akan menggunakan angka anggaran dari WP&B yang telah diperbaharui
atau direvisi. WP&B akan diperbaharui dan disesuaikan dengan realisasi anggaran
yang diketahui melalui FMR ataupun Laporan Keuangan Kuartalan (Financial
Quarterly Report/ FQR).
FQR menyajikan ringkasan kinerja keuangan dan operasi kontraktor dalam
kurun waktu tiga bulan (SKK Migas, n.d.). Laporan FQR menggunakan dasar
perlakuan akuntansi sesuai dengan Akuntansi PSC dan disusun sesuai panduan
khusus yang dikeluarkan oleh SKK Migas, yaitu “Financial Budget and
Reporting Procedure Manual of Production Sharing Contract”. Biaya yang
tertera dalam FQR harus memenuhi persyaratan biaya operasional yang
dikembalikan Pemerintah sesuai dengan PP No. 79 Tahun 2010, dan biaya yang
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
85
!
!
dikeluarkan tersebut harus sesuai dengan anggaran yang telah disetujui oleh SKK
Migas melalui WP&B dan AFE closed out.
Realisasi anggaran biaya operasi yang dilaporkan oleh kontraktor kepada
SKK Migas melalui FQR ataupun FMR, yang kemudian akan dianalisis oleh SKK
Migas. SKK Migas akan meninjau apakah nilai realisasi komponen biaya operasi
dalam FQR telah sesuai dengan anggaran dalam WP&B yang telah disetujui oleh
SKK Migas. Ketika realisasi biaya tidak sesuai dengan anggaran, maka SKK
Migas
akan
meminta
konfirmasi
dan
penjelasan
kontraktor
mengenai
ketidaksesuaian tersebut. Jika perlu, SKK Migas akan meminta kontraktor untuk
mengoreksi biaya yang tidak sesuai dengan kriteria cost recovery. Selain itu,
melalui FQR, SKK Migas dapat menganalisis perkiraan biaya operasi yang
dikembalikan pemerintah (cost recovery) yang akan terealisasi pada tahun
berjalan.
Karena biaya operasi yang dikeluarkan kontraktor dalam upayanya untuk
memproduksi migas akan dikembalikan oleh pemerintah, maka pengeluaran biaya
yang dilakukan oleh kontraktor akan diawasi dan dikendalikan oleh pemerintah
(dalam hal ini SKK Migas). SKK Migas melakukan upaya untuk mengendalikan
biaya tersebut dengan memastikan bahwa biaya operasional yang dikeluarkan
kontraktor telah sesuai dengan persetujuan SKK Migas dalam WP&B dan AFE,
melalui analisis FQR dan audit tiap tahunnya. Selain itu, SKK Migas juga
melakukan pengendalian bagi hasil produksi melalui provisional entitlement yang
angkanya disesuaikan dengan WP&B yang telah disetujui SKK Migas.
Namun, masih terdapat kelemahan dalam mekanisme pengendalian biaya
operasional yang dikeluarkan kontraktor. Kelemahannya adalah tidak ada
verifikasi biaya oleh SKK Migas sebelum kontraktor mengeluarkan biaya
operasinya. Kontraktor dapat mengeluarkan biaya tanpa mengajukan verifikasi
kepada SKK Migas selama biaya yang dikeluarkan tidak lebih dari lima juta dolar
Amerika Serikat. SKK Migas baru akan melakukan pemeriksaan dan verifikasi
biaya ketika dilakukan audit oleh SKK Migas. Saat ini, verifikasi biaya belum
dilakukan secara real-time. SKK Migas baru dapat melakukan verifikasi biaya
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
86
!
!
dan analisis kesesuaian biaya setelah kontraktor melakukan pengeluaran dan
melaporkan pengeluaran yang telah dilakukannya.
4.1.2 Jenis Biaya Operasi yang dikembalikan Pemerintah Kepada Kontraktor
(XXX, Ltd.)
XXX, Ltd. adalah salah satu kontraktor yang menjadi mitra SKK Migas.
XXX, Ltd. telah mencapai tahap produksi, sehingga seluruh biaya yang
dikeluarkannya dalam kegiatan usaha hulu migas akan dikembalikan pemerintah.
Tabel 4.1 menunjukkan daftar jenis Biaya Operasional Kontraktor XXX, Ltd.
beserta jumlahnya, yang dikeluarkan hingga kuartal 4 (empat) tahun 2X12 atau
selama satu tahun kalender. Biaya Operasional yang dikeluarkan oleh XXX, Ltd.
mengacu pada program kerja dan anggaran dalam WP&B. Realisasi anggarannya
akan dilaporkan melalui FQR.
Tabel 4.1 Daftar Biaya Operasional XXX, Ltd. Tahun 2X12
Jumlah
Jenis Biaya
(dalam ribuan dolar
Amerika)
1. Biaya Eksplorasi dan Pengembangan:
Biaya Pemboran Sumur
Biaya Pemboran Sumur Pengembangan
Biaya Berwujud (tangible):
Casing & Tubing
Well Equipment - Surface
Well Equipment - Subsurface
Other Tangible Costs
Biaya Tak Berwujud (intangible):
Preparation & Termination
Drilling Operations
Completion
General
Other Intangible Costs
Biaya Pemboran Sumur Eksplorasi:
Biaya Berwujud (tangible)
Casing & Tubing
Well Equipment - Surface
Well Equipment - Subsurface
Other Tangible Costs
!
858
0
0
0
631
2,540
(102)*
14,904
0
1,235
410
(178)*
56
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
87
!
!
Tabel 4.1 Daftar Biaya Operasional XXX, Ltd. Tahun 2X12 (sambungan)
Jumlah
Jenis Biaya
(dalam ribuan dolar
Amerika)
1. Biaya Eksplorasi dan Pengembangan (sambungan)
….Biaya Pemboran Sumur Eksplorasi (sambungan)
Biaya Tak Berwujud (intangible)
Preparation & Termination
Drilling Operations
Completion
General
Other Intangible Costs
BIAYA G&G
Geological
Geophysical
Seismic & other Surveys
BIAYA ADMINISTRASI - EKSPLORASI
Administration
Other
Total Biaya Eksplorasi & Pengembangan
187
187
11
6,415
15,717
70,831
2. Biaya Produksi
Biaya Langsung Produksi:
Oil Well Operations
Oil Production and processing Facilities
Secondary Recovery Operations
Storage, Handling, Transportation, Delivery
Supervision
Maintenance
Other Direct Production Expense - Oil
Utilities and Auxiliary Operations :
Production Tools and Equipment Maintenance
Steam Services
Electricity Services
Industrial and Domestic Water Service
Compressed Air Service
Other
Biaya umum dan administrasi - Lapangan Produksi:
General and Administration
Technical Support Services
Material Services
Transportation Costs
Office and Misc. Bldg. Operations
!
(400)*
21,172
(206)*
7,115
278
979
40,011
0
0
6,623
114
0
0
0
0
0
0
0
1,577
0
0
0
0
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
88
!
!
Tabel 4.1 Daftar Biaya Operasional XXX, Ltd. Tahun 2X12 (sambungan)
Jumlah
Jenis Biaya
(dalam ribuan dolar
Amerika)
2. Biaya Produksi (sambungan)
….Biaya umum dan administrasi - Lapangan Produksi (sambungan)
Personnel Expenses
Public Relations
Asset Retirements
Depreciation
Other
Total Biaya Produksi
55,702
3. Biaya Administrasi
ADMINISTRASI DAN KEUANGAN
Legal Services
Audit Services
Tax Services
Business Insurance
Other
JASA TEKNIS
JASA MATERIAL
Material Administration
Handling and Transportation
Stock Difference
Deterioration, Breakage
Reconditioning
Salvage
Scrap
Other
BIAYA TRANSPORTASI
Air
Automobile
Other
BIAYA PEGAWAI
Employee Relations
Training
Accommodations
Welfare
Other
PUBLIC RELATION
Trips
Other
!
826
3,069
0
2,503
0
36
0
0
0
0
0
355
0
0
0
0
0
0
0
88
0
0
11,175
19,885
0
0
3,928
753
0
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
89
!
!
Tabel 4.1 Daftar Biaya Operasional XXX, Ltd. Tahun 2X12 (sambungan)
Jumlah
Jenis Biaya
(dalam ribuan dolar
Amerika)
3. Biaya Administrasi (sambungan)
COMMUNITY DEVELOPMENT
Community Projects
Other
BIAYA UMUM KANTOR
Stationery and Supplies
Communications
Furniture & Equipment (Low Value)
Rents, Licences
Computerization
Depreciation
Other
BIAYA OVERHEAD KANTOR PUSAT
INTEREST ON LOAN FOR CAPITAL INVEST.
0
0
0
0
0
612
252
1,926
0
4,809
0
Total Biaya Administrasi
43,819
Sumber : Financial Quarterrly Report XXX, Ltd., telah diolah kembali.
Keterangan: * koreksi audit dari temuan-temuan SKK Migas dan Auditor, serta koreksi atas
kelebihan pembebanan biaya proyek yang tidak disetujui oleh SKK melalui proses
AFE closed out, dan pembatas angka ribuan adalah simbol ‘,’ (koma).
!
Biaya-biaya yang dijabarkan pada Tabel 4.1 di atas dikelompokan sesuai
dengan ketentuan dalam PP No. 79 tahun 2010 dan klasifikasinya mengacu pada
akuntansi PSC “Exhibit C”, sebagaimana yang dilaporkan oleh XXX, Ltd. kepada
SKK Migas melalui FQR kuartal 4 (empat) tahun 2X12.
FQR menyajikan ringkasan kinerja keuangan dan operasi kontraktor,
termasuk daftar biaya operasional yang dikeluarkan kontraktor setiap kuartalnya.
Biaya operasional tersebut akan dikembalikan oleh pemerintah ketika memenuhi
kriteria pengembalian biaya (cost recovery) sesuai kontrak PSC dan PP No. 79
Tahun 2010. Dalam FQR, ikhtisar biaya eksplorasi dan pengembangan tertera
dalam “Report 4”, ikhtisar beban produksi tertera dalam “Report 8”, dan ikhtisar
beban administratif tertera dalam “Report 11”. Beban administratif yang tertera
dalam “Report 11” adalah beban administratif kantor perwakilan perusahaan
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
90
!
!
kontraktor di Indonesia yang mendukung kegiatan operasional hulu migas di
Indonesia.
!
4.2 Perbedaan Perlakuan Akuntansi untuk Biaya antara Akuntansi
Production Sharing Contract (PSC) “Exhibit C” dengan Pernyataan
Standar Auntansi Keuangan (PSAK)
Perlakuan akuntansi atas biaya yang dikeluarkan oleh Kontraktor sesuai
dengan akuntansi Production Sharing Contract (PSC) dalam PSC “Exhibit C”
dan dengan Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan (PSAK) memiliki
perbedaan-perbedaan. Tujuan dari penggunaan kedua standar akuntansi tersebut
pun berbeda. Tujuan penggunaan akuntansi PSC adalah untuk menyiapkan
laporan bagi hasil migas untuk Pemerintah dan kontraktor, termasuk untuk
keperluan cost recovery dan laporan perhitungan pajak, di mana informasi yang
tertera dalam laporan tersebut akan digunakan oleh pemerintah. Sementara itu,
PSAK digunakan sebagai standar penyusunan laporan keuangan perusahaan
kontraktor dengan tujuan untuk memberikan informasi yang berguna bagi para
investor, debitur, kreditur, pelanggan, dan pemangku kepentingan lainnya.
Perbandingan perlakuan akuntansi untuk biaya yang mengacu pada
akuntansi PSC “Exhibit C” dan PSAK, termasuk perlakuan akuntansi untuk biaya
dalam PSAK No. 29 (1994) dan Standar Akuntansi Keuangan (SAK) pengganti
PSAK 29, terangkum dalam Tabel 4.2. Dari tabel tersebut dapat terlihat bahwa
terdapat beberapa perbedaan antara perlakuan akuntansi untuk biaya dalam setiap
tahapan kegiatan usaha hulu migas yang mengacu pada akuntansi PSC, PSAK No.
29 (1994) Successful Efforts dan Full Costing, serta yang mengacu pada SAK
pengganti PSAK 29.
Secara keseluruhan, ketika kontraktor berhasil menemukan cadangan migas
yang komersial, maka perbedaan perlakuan akuntansi terdapat pada biaya dalam
tahapan eksplorasi dan pengembangan. Perbedaan tersebut terdapat pada biaya
topografi, biaya geologi, biaya geofisika, biaya pemboran sumur eksplorasi yang
tak berwujud, dan biaya pengeboran sumur pengembangan yang tak berwujud.
Biaya-biaya tersebut dicetak tebal dan bergaris bawah dalam Tabel 4.2.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
91
!
!
Tabel 4.2 Perbandingan Perlakuan Akuntansi untuk Biaya antara Akuntansi
PSC “Exhibit C”, Metode Successful Efforts (SE) dalam PSAK 29, Metode Full
Costing (FC) dalam PSAK 29, dan Perlakuan Akuntansi yang Mengacu pada
SAK Pengganti PSAK 29
Jenis Biaya
Akuntansi
PSC
PSAK 29 SE
PSAK 29 FC
BIAYA EKSPLORASI
Ketika berhasil menemukan cadangan komerisal
Biaya penyelidikan
topografi
Dibebankan
Dibebankan Kapitalisasi
Biaya penyelidikan
geologi
Dibebankan
Dibebankan Kapitalisasi
Biaya penyelidikan
geofisika
Dibebankan
Dibebankan Kapitalisasi
Biaya Pemboran Sumur
Biaya Tak
Berwujud
Dibebankan
Kapitalisasi Kapitalisasi
Biaya Berwujud
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
BIAYA EKSPLORASI
Ketika gagal menemukan cadangan komerisal
Biaya penyelidikan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
topografi
Biaya penyelidikan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
geologi
Biaya penyelidikan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
geofisika
Biaya Pemboran Sumur
Biaya Tak Berwujud Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Biaya Berwujud
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
BIAYA PENGEMBANGAN
Biaya Pemboran
Sumur Tak Berwujud Dibebankan
Kapitalisasi Kapitalisasi
Biaya Pemboran Sumur
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Berwujud
BIAYA PRODUKSI
Beban Lifting
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Beban Pemisahan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Beban Pengangkutan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Beban Pengumpulan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
SAK
pengganti
PSAK 29
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Sumber: Production Sharing Contract “Exhibit C”, PSAK No. 29 (1994), SAK pengganti PSAK
29, dan PricewaterhouseCoopers (2012), telah diolah kembali.
Dari Tabel 4.2 diketahui bahwa secara umum tidak ada perbedaan perlakuan
akuntansi untuk biaya dalam kegiatan hulu migas antara metode Full Costing
yang diatur dalam PSAK No. 29 (1994) dengan perlakuan akuntansi yang
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
92
!
!
mengacu pada SAK pengganti PSAK 29. Untuk itu, penulis akan menyatukan
perlakuan akuntansi untuk biaya dalam kegiatan hulu migas antara PSAK No. 29
(1994) metode Full Costing dengan SAK pengganti PSAK 29, yang selanjutnya
disebut dengan metode Full Costing.
Untuk biaya eksplorasi, hanya akan terdapat perbedaan perlakuan akuntansi
antara yang mengacu pada akuntansi PSC dan PSAK ketika kontraktor
menemukan cadangan migas yang komersial. Sebaliknya, ketika kegiatan
eksplorasi gagal menemukan cadangan migas, maka menurut metode apapun,
segala biaya yang dikeluarkan akan dibebankan pada periode terjadinya. Hal ini
dikarenakan biaya yang dikeluarkan tersebut kemungkinan besar tidak akan
membawa manfaat ekonomis bagi perusahaan, sehingga tidak memenuhi kriteria
pengakuan aset.
Dalam tahapan eksplorasi, akuntansi PSC “Exhibit C” akan membagi biaya
pengeboran eksplorasi menjadi biaya pengeboran berwujud (tangible drilling) dan
tidak berwujud (intangible drilling). Biaya yang bersifat tangible akan
diklasifikasikan sebagai Biaya Kapital yang akan dikapitalisasi. Biaya yang
bersifat intangible akan diklasifikasikan sebagai Biaya Non Kapital yang akan
dibebankan pada periode berjalan. Biaya geologi dan geofisika akan
diklasifikasikan sebagai Biaya Non Kapital yang dibebankan pada tahun berjalan.
Sementara itu, menurut metode Successful Efforts sesuai PSAK No. 29,
seluruh biaya eksplorasi akan dibebankan pada tahun berjalan, kecuali biaya
pemboran sumur berwujud dan tidak berwujud ketika ditemukan cadangan
terbukti, maka biaya tersebut akan dikapitalisasikan. Biaya eksplorasi menurut
metode Full Costing akan dikapitalisasikan.
Jadi, untuk biaya eksplorasi, perbedaan perlakuan akuntansi antara
akuntansi PSC “Exhibit C” dan PSAK terletak pada biaya topografi, geologi dan
geofisika, serta biaya pemboran sumur tak berwujud (intangible). Menurut
metode akuntansi PSC “Exhibit C” dan metode Successful Efforts PSAK No. 29,
biaya topografi, geologi dan geofisika akan dibebankan pada periode berjalan,
sementara menurut metode Full Costing, biaya tersebut dikapitalisasi. Biaya
pemboran sumur tak berwujud (intangible drilling cost) yang menemukan
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
93
!
!
cadangan terbukti menurut metode akuntansi PSC “Exhibit C” akan dibebankan
pada periode berjalan, sementara menurut metode Successful Efforts dan Full
Costing sesuai dengan PSAK, biaya tersebut akan dikapitalisasi.
Kemudian, untuk biaya pemboran sumur pengembangan, menurut PSAK,
baik dengan metode Successful Efforts maupun Full Costing, perlakuan
akuntansinya adalah dengan mengkapitalisasikan seluruh biaya pengembangan
sebagai bagian dari aset. Sementara itu, menurut akuntansi PSC “Exhibit C”,
biaya pemboran sumur pengembangan yang bersifat tangible akan dikapitalisasi
dan bagi yang bersifat intangible akan dibebankan pada tahun berjalan.
Tidak ada perbedaan perlakuan akuntansi untuk biaya yang dikelompokan
ke dalam biaya produksi antara akuntansi PSC “Exhibit C” dengan metode
Successful Efforts dan Full Costing yang sesuai dengan PSAK. Seluruh biaya
tersebut dibebankan pada saat terjadinya pada tahun berjalan.
Perlakuan akuntansi yang disebutkan pada Tabel 4.2 adalah perlakuan
akuntansi yang jenis biayanya dikelompokkan sesuai dengan panduan PSAK No.
29 (1994). Sementara itu, ketika kontraktor melaporkan biaya operasionalnya
kepada SKK Migas, maka biaya akan disajikan sesuai dengan klasifikasi biaya
yang ditentukan dalam PSC dan PP No. 79 Tahun 2010. Tabel 4.3 menunjukkan
perbandingan perlakuan akuntansi antara akuntansi PSC dan PSAK untuk
berbagai jenis biaya operasional Kontraktor (dalam hal ini XXX, Ltd.) pada tahun
2X12 yang biayanya dikelompokan sesuai dengan ketentuan PSC.
XXX, Ltd. telah berhasil menemukan cadangan migas yang komersial.
Untuk itu, dalam mengkaji perberdaan perlakukan akuntansi untuk biaya
operasional XXX, Ltd., maka akan digunakan perlakuan akuntansi yang mana
biaya eksplorasi dan pengembangan menemukan cadangan komersial.
Perbedaan perlakuan akuntansi terdapat pada beberapa jenis biaya, meliputi
biaya tak berwujud dalam pemboran sumur pengembangan, biaya tak berwujud
dalam pemboran sumur eksplorasi, serta biaya geologi dan geofisika. Jenis biaya
yang memiliki perbedaan perlakuan akuntansi antara akuntansi PSC “Exhibit C”
dan PSAK metode Successful Efforts maupun metode Full Costing, telah dicetak
berwarna tebal dan bergaris bawah dalam Tabel 4.3.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
94
!
!
Tabel 4.3 Perbandingan perlakuan Akuntansi untuk Biaya Operasional
XXX, Ltd. dengan Mengacu pada Akuntansi PSC “Exhibit C”, PSAK Metode
Successful Efforts (SE), dan PSAK metode Full Costing (FC)
Jenis Biaya
Klasifikasi
Biaya (PSC)
Perlakuan Akuntansi
Akuntansi
PSC
PSAK - SE PSAK - FC
1. Biaya Eksplorasi dan Pengembangan:
Biaya Pemboran Sumur
Biaya Pemboran Sumur Pengembangan
Biaya Berwujud (tangible):
Casing & Tubing
Kapital
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Well Equipment - Surface
Well Equipment Subsurface
Kapital
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapital
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Other Tangible Costs
Kapital
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Preparation & Termination
Non Kapital
Dibebankan
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Drilling Operations
Non Kapital
Dibebankan
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Completion
Non Kapital
Dibebankan
Kapitalisasi
Kapitalisasi
General
Non Kapital
Dibebankan
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Other Intangible Costs
Non Kapital
Dibebankan
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Casing & Tubing
Kapital
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Well Equipment - Surface
Kapital
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Well Equipment - Subsurface
Kapital
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Other Tangible Costs
Kapital
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Preparation & Termination
Non Kapital
Dibebankan
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Drilling Operations
Non Kapital
Dibebankan
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Completion
Non Kapital
Dibebankan
Kapitalisasi
Kapitalisasi
General
Non Kapital
Dibebankan
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Other Intangible Costs
Non Kapital
Dibebankan
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Geological
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Kapitalisasi
Geophysical
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Kapitalisasi
Seismic & other Surveys
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Kapitalisasi
Biaya Tak Berwujud (intangible):
Biaya Pemboran Sumur Eksplorasi:
Biaya Berwujud (tangible)
Biaya Tak Berwujud (intangible)
BIAYA G&G
BIAYA ADMINISTRASI - EKSPLORASI
Administration
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Other
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
!
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
95
!
!
Tabel 4.3 Perbandingan perlakuan Akuntansi untuk Biaya Operasional XXX, Ltd.
dengan Mengacu pada Akuntansi PSC “Exhibit C”, PSAK Metode Successful
Efforts, dan PSAK metode Full Costing (sambungan)
Jenis Biaya
Klasifikasi
Biaya (PSC)
Perlakuan Akuntansi
Akuntansi
PSC
PSAK - SE PSAK - FC
2. Biaya Produksi
Biaya Langsung Produksi:
Oil Well Operations
Oil Production and processing
Facilities
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Secondary Recovery Operations
Storage, Handling,
Transportation, Delivery
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Supervision
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Maintenance
Other Direct Production Expense
- Oil
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Utilities and Auxiliary Operations :
Production Tools and Equipment
Non Kapital
Maintenance
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Steam Services
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Electricity Services
Industrial and Domestic Water
Service
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Compressed Air Service
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Other
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Biaya umum dan administrasi - Lapangan Produksi:
!
General and Administration
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Technical Support Services
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Material Services
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Transportation Costs
Office and Misc. Bldg.
Operations
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Personnel Expenses
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Public Relations
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Asset Retirements
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Depreciation
Depresiasi
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Other
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
96
!
!
Tabel 4.3 Perbandingan perlakuan Akuntansi untuk Biaya Operasional XXX, Ltd.
dengan Mengacu pada Akuntansi PSC “Exhibit C”, PSAK Metode Successful
Efforts, dan PSAK metode Full Costing (sambungan)
Jenis Biaya
Klasifikasi
Biaya (PSC)
Perlakuan Akuntansi
Akuntansi
PSC
PSAK - SE PSAK - FC
3. Biaya Administrasi
ADMINISTRASI DAN KEUANGAN
Legal Services
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Audit Services
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Tax Services
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Business Insurance
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Other
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Material Administration
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Handling and Transportation
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Stock Difference
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Deterioration, Breakage
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Reconditioning
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Salvage
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Scrap
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Other
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Air
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Automobile
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Other
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Employee Relations
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Training
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Accommodations
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Welfare
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Other
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Trips
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Other
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Community Projects
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Other
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
JASA TEKNIS
JASA MATERIAL
BIAYA TRANSPORTASI
BIAYA PEGAWAI
PUBLIC RELATION
COMMUNITY DEVELOPMENT
!
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
97
!
!
Tabel 4.3 Perbandingan perlakuan Akuntansi untuk Biaya Operasional XXX, Ltd.
dengan Mengacu pada Akuntansi PSC “Exhibit C”, PSAK Metode Successful
Efforts, dan PSAK metode Full Costing (sambungan)
Jenis Biaya
Klasifikasi
Biaya (PSC)
Perlakuan Akuntansi
Akuntansi
PSC
PSAK - SE PSAK - FC
3. Biaya Administrasi (sambungan)
BIAYA UMUM KANTOR
Stationery and Supplies
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Communications
Furniture & Equipment (Low
Value)
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Rents, Licences
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Computerization
Non Kapital
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Depreciation
Depresiasi
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Other
Non Kapital Dibebankan
Dibebankan Dibebankan
BIAYA OVERHEAD KANTOR
PUSAT
Non Kapital Dibebankan
Dibebankan Dibebankan
INTEREST ON LOAN FOR
Kapital INVEST.
Non Kapital Dibebankan
Dibebankan Dibebankan
Sumber: Financial Quarterly Report XXX, Ltd., Production Sharing Contract “Exhibit C”, PSAK
No. 29 (1994), dan SAK pengganti PSAK 29, telah diolah kembali.
4.3 Perbandingan Jumlah Cost Recovery Kontraktor (XXX, Ltd.) pada
Tahun Berjalan dengan Menggunakan Perlakuan Akuntansi PSC dan
PSAK
Untuk dapat menghitung jumlah biaya yang dikembalikan pemerintah (cost
recovery) kepada XXX, Ltd. pada tahun berjalan, maka perlu diketahui berapa
jumlah biaya yang termasuk dalam komponen cost recovery, yakni meliputi beban
operasional (Operating Expenses/ OPEX) tahun berjalan, beban depresiasi untuk
aset yang berstatus Placed in Service (PIS) pada tahun berjalan, beban depresiasi
untuk aset yang berstatus PIS pada tahun-tahun sebelumnya, dan berapa jumlah
cost recovery yang belum dikembalikan pemerintah pada tahun sebelumnya
(uncovered costs) yang dapat dikembalikan pada tahun berjalan. Untuk itu, segala
jenis Biaya Operasional XXX, Ltd. pada tahun 2X12, sebagaimana yang telah
dijabarkan sebelumnya dalam Tabel 4.1, harus ditinjau kembali sesuai dengan
perlakuan akuntansinya, apakah biaya tersebut akan dibebankan pada tahun
berjalan, ataukah akan dikapitalisasi, atau diklasifikasikan sebagai beban
depresiasi.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
98
!
!
Biaya yang perlakuan akuntansinya dibebankan, maka akan masuk ke
dalam kelompok biaya yang dibebankan sebagai OPEX. Biaya yang perlakuan
akuntansinya dikapitalisasi, akan dimasukkan ke dalam kelompok biaya kapital.
Biaya Operasional XXX, Ltd. yang telah diklasifikasikan sebagai OPEX dan
beban depresiasi akan diperhitungkan sebagai komponen cost recovery tahun
berjalan. Sementara itu, Biaya Operasional XXX, Ltd. yang diklasifikasikan
sebagai biaya kapital tidak dimasukkan ke dalam komponen perhitungan cost
recovery tahun 2X12.
Informasi yang digunakan dalam perhitungan ini adalah bahwa XXX, Ltd.
tidak memiliki unrecovered costs, dan jumlah beban depresiasi tahun 2X12 adalah
sebesar 4.428.903 dolar Amerika Serikat (US$), yang terdiri dari jumlah beban
depresiasi untuk aset yang berstatus PIS pada tahun berjalan dan pada tahun-tahun
sebelumnya. Beban depresiasi untuk aset yang berstatus PIS pada tahun berjalan
adalah sejumlah US$ 1.979.340 dan beban depresiasi untuk aset yang telah
berstatus PIS pada tahun sebelumnya adalah sejumlah US$ 2.449.563.
Berikut penjelasan mengenai perhitungan jumlah cost recovery tahun 2X12
untuk XXX, Ltd. dengan perlakuan akuntansi untuk biaya yang mengacu pada
Akuntansi PSC “Exhibit C” dan PSAK. Perlu diingat bahwa perlakuan akuntansi
dengan metode Successful Efforts yang dimaksud pada pembahasan ini adalah
metode Successful Efforts yang mengacu pada PSAK No. 29 tentang Minyak dan
Gas Bumi (1994), dan metode Full Costing yang dimaksud dalam pembahasan ini
adalah metode Full Costing yang mengacu pada PSAK No. 29 (1994) yang
disatukan dengan perlakuan akuntansi untuk biaya dalam kegiatan hulu migas
sesuai dengan SAK pengganti PSAK No. 29.
4.3.1 Jumlah Cost Recovery XXX, Ltd. dengan Perlakuan Akuntansi Sesuai
Akuntansi PSC
Pengelompokan berbagai jenis Biaya Operasional XXX, Ltd. pada tahun
2X12 ke dalam OPEX, Biaya Kapital, dan Beban Depresiasi sesuai dengan
perlakuan akuntansi PSC “Exhibit C” ditunjukkan dalam Tabel 4.4. Dengan
menggunakan akuntansi PSC, jumlah Biaya Operasi yang dikelompokan sebagai
beban operasional (OPEX) tahun berjalan adalah sebesar US$ 163.541.273, Biaya
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
99
!
!
Operasi yang diklasifikasikan sebagai beban depresiasi adalah sebesar
US$ 4.428.903, dan Biaya Operasi yang dikapitalisasi dan diklasifikasikan
sebagai biaya kapital dari kegiatan eksplorasi dan pengembangan adalah sebesar
US$ 2.381.235.
Tabel 4.4 Pengelompokan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai Akuntansi PSC
Jenis Biaya
Perlakuan
Akuntansi
(PSC)
Dibebankan
Sebagai
OPEX*
1. Biaya Eksplorasi dan Pengembangan
BIAYA
PEMBORAN
SUMUR
Biaya Pemboran
Sumur
Pengembangan
Biaya Berwujud
(tangible):
Casing & Tubing
858 Kapitalisasi
Well Equipment Surface
0 Kapitalisasi
Well Equipment Subsurface
0 Kapitalisasi
Other Tangible
Costs
0 Kapitalisasi
Biaya Tak
Berwujud
(intangible):
Preparation &
Termination
631 Dibebankan
Drilling Operations
2,540 Dibebankan
2,540
Completion
General
Other Intangible
Costs
Biaya Pemboran
Sumur
Eksplorasi:
Biaya Berwujud
(tangible)
Casing & Tubing
Well Equipment Surface
Well Equipment Subsurface
Other Tangible
Costs
!
Jumlah*
Biaya
Kapital*
Beban
Depresiasi*
858
0
0
0
631
(102)
Dibebankan
(102)
14,904
Dibebankan
14,904
0
Dibebankan
0
1,235
Kapitalisasi
1,235
410
Kapitalisasi
410
(178)
Kapitalisasi
(178)
56
Kapitalisasi
56
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
100
!
!
Tabel 4.4 Pengelompokan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai Akuntansi PSC
(sambungan)
Jenis Biaya
Jumlah*
Perlakuan
Akuntansi
(PSC)
Dibebankan
Sebagai
OPEX*
Biaya
Kapital*
Beban
Depresiasi*
1. Biaya Eksplorasi dan Pengembangan (sambungan)
….Biaya Pemboran Sumur Eksplorasi (sambungan)
Biaya Tak
Berwujud
(intangible)
Preparation &
Termination
Drilling Operations
(400)
Dibebankan
(400)
21,172
Dibebankan
21,172
Completion
(206)
Dibebankan
(206)
General
Other Intangible
Costs
BIAYA G&G
7,115
Dibebankan
7,115
278
Dibebankan
278
Geological
187
Dibebankan
187
Geophysical
Seismic & other
Surveys
BIAYA
ADMINISTRASI EKSPLORASI
Administration
187
Dibebankan
187
11
Dibebankan
11
6,415
Dibebankan
6,415
15,717
Dibebankan
15,717
Other
Total Biaya
Eksplorasi &
Pengembangan
2. Biaya Produksi
Biaya Langsung
Produksi:
Oil Well Operations
Oil Production and
processing
Facilities
Secondary
Recovery
Operations
Storage, Handling,
Transportation,
Delivery
Supervision
Maintenance
70,831
68,450
2,381
979
Dibebankan
979
40,011
Dibebankan
40,011
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
6,623
Dibebankan
6,623
114
Dibebankan
114
-
!
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
101
!
!
Tabel 4.4 Pengelompokan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai Akuntansi PSC
(sambungan)
Jenis Biaya
Jumlah*
Perlakuan
Akuntansi
(PSC)
Dibebankan
Sebagai
OPEX*
Biaya
Kapital*
Beban
Depresiasi*
2. Biaya Produksi
….Biaya Langsung Produksi (sambungan)
Other Direct
Production Expense
- Oil
Utilities and
Auxiliary
Operations :
Production Tools
and Equipment
Maintenance
Steam Services
Electricity Services
Industrial and
Domestic Water
Service
Compressed Air
Service
Other
Biaya umum dan
administrasi Lapangan
Produksi:
General and
Administration
Technical Support
Services
Material Services
Transportation
Costs
Office and Misc.
Bldg. Operations
Personnel Expenses
Public Relations
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
1,577
Dibebankan
1,577
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
826
Dibebankan
826
3,069
Dibebankan
3,069
0
Dibebankan
0
2,503
Dibebankan
0
Dibebankan
Asset Retirements
Depreciation
Other
Total Biaya
Produksi
55,702
2,503
0
53,199
-
2,503
!
!
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
102
!
!
Tabel 4.4 Pengelompokan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai Akuntansi PSC
(sambungan)
Jenis Biaya
3. Biaya Administrasi
ADMINISTRASI
DAN
KEUANGAN
Legal Services
Perlakuan
Akuntansi
(PSC)
Dibebankan
Sebagai
OPEX*
36
Dibebankan
36
Audit Services
0
Dibebankan
0
Tax Services
0
Dibebankan
0
Business Insurance
0
Dibebankan
0
Other
0
Dibebankan
0
JASA TEKNIS
JASA
MATERIAL
Material
Administration
Handling and
Transportation
Stock Difference
Deterioration,
Breakage
Reconditioning
0
Dibebankan
0
355
Dibebankan
355
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
Salvage
0
Dibebankan
0
Scrap
0
Dibebankan
0
Other
BIAYA
TRANSPORTASI
Air
0
Dibebankan
0
88
Dibebankan
88
Automobile
0
Dibebankan
0
Other
BIAYA
PEGAWAI
Employee Relations
0
Dibebankan
0
11,175
Dibebankan
11,175
Training
19,885
Dibebankan
19,885
Accommodations
0
Dibebankan
0
Welfare
0
Dibebankan
0
3,928
Dibebankan
3,928
753
Dibebankan
753
0
Dibebankan
0
Other
PUBLIC
RELATION
Trips
Other
!
Jumlah*
Biaya
Kapital*
Beban
Depresiasi*
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
103
!
!
!
Jenis Biaya
Jumlah*
Perlakuan
Akuntansi
(PSC)
Dibebankan
Sebagai
OPEX*
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
3. Biaya Administrasi
COMMUNITY
DEVELOPMENT
Community
Projects
Other
BIAYA UMUM
KANTOR
Stationery and
Supplies
Communications
Furniture &
Equipment (Low
Value)
Rents, Licences
0
Dibebankan
0
612
Dibebankan
612
Computerization
252
Dibebankan
252
1,926
Dibebankan
0
Dibebankan
0
4,809
Dibebankan
4,809
0
Dibebankan
0
Depreciation
Other
BIAYA
OVERHEAD
KANTOR PUSAT
INTEREST ON
LOAN FOR
CAPITAL
INVEST.
Total Biaya
Administrasi
Total Biaya Tahun
2X12
43,819
Biaya
Kapital*
Beban
Depresiasi*
1,926
41,893
-
1,926
170,352
163,541
2,381
4,429
Sumber: Financial Quarterly Report XXX, Ltd., Production Sharing Contract “Exhibit C”, telah
diolah kembali.
Keterangan: * dinyatakan dalam ribuan dolar Amerika serikat yang telah dibulatkan, dan pembatas
angka ribuan adalah simbol ‘,’ (koma).
Biaya yang telah dikelompokan menjadi beban OPEX akan dimasukkan ke
dalam perhitungan cost recovery tahun berjalan sebagai current year OPEX.
Beban depresiasi akan dimasukkan pula ke dalam komponen cost recovery,
namun dibedakan menjadi beban depresiasi untuk aset yang berstatus PIS pada
tahun berjalan (current year depreciation expense) dan beban depresiasi untuk
aset yang telah berstatus PIS pada tahun sebelumnya (prior years depreciation
expense). Sementara itu, biaya kapital tidak dimasukkan ke dalam komponen cost
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
104
!
!
recovery tahun berjalan karena yang akan dikembalikan pemerintah adalah
depresiasi atas aset dari biaya kapital tersebut yang telah berstatus PIS. Jumlah
cost recovery XXX, Ltd. tahun 2X12 yang perlakuan akuntansinya mengacu pada
akuntansi PSC “Exhibit C” ditunjukkan dalam Tabel 4.5.
Tabel 4.5 Jumlah cost recovery XXX, Ltd. dengan Perlakuan Akuntansi
Sesuai Akuntansi PSC “Exhibit C”
Komponen Cost Recovery
Jumlah*
Current Year OPEX
Unrecovered Costs
Current Year Depreciation Exp.
Prior Years Depreciation Exp.
Total Cost Recovery Tahun 2X12
163,541,273
2,449,563
1,979,340
167,970,176
Sumber: Financial Quarterly Report XXX, Ltd., Production Sharing
Contract “Exhibit C”, telah diolah kembali.
Keterangan: * dinyatakan dalam satuan dolar Amerika serikat dan
pembatas angka ribuan adalah simbol ‘,’ (koma).
Dari kajian yang telah dilakukan, diketahui bahwa dengan menggunakan
perlakuan akuntansi PSC, jumlah cost recovery XXX, Ltd. pada tahun 2X12
berjumlah US$ 167.970.176.
4.3.2 Jumlah Cost Recovery XXX, Ltd. dengan Perlakuan Akuntansi Sesuai
PSAK – Successful Efforts
Pengelompokkan berbagai jenis Biaya Operasional XXX, Ltd. pada tahun
2X12 ke dalam OPEX, Biaya Kapital, dan Beban Depresiasi sesuai dengan
perlakuan akuntansi sesuai PSAK dengan metode Succesful Efforts ditunjukkan
dalam Tabel 4.6. Dengan menggunakan perlakuan akuntansi sesuai PSAK metode
Successful Efforts yang mengacu pada PSAK No. 29 (1994), jumlah Biaya
Operasi yang dikelompokan sebagai beban operasional (OPEX) tahun berjalan
adalah sebesar US$ 117.608.185, Biaya Operasi yang diklasifikasikan sebagai
beban depresiasi adalah sebesar US$ 4.428.903, dan Biaya Operasi yang
dikapitalisasi dan diklasifikasikan sebagai biaya kapital dari kegiatan eksplorasi
dan pengembangan adalah sebesar US$ 48.314.329.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
105
!
!
Tabel 4.6 Pengelompokkan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai PSAK
Metode Successful Efforts (SE) yang Mengacu pada PSAK 29
Jenis Biaya
Jumlah*
Perlakuan
Akuntansi
(SE)
Dibebankan
Sebagai
OPEX*
858
Kapitalisasi
858
0
Kapitalisasi
0
0
Kapitalisasi
0
0
Kapitalisasi
0
Biaya
Kapital*
Beban
Depresiasi*
1. Biaya Eksplorasi dan
Pengembangan
BIAYA PEMBORAN
SUMUR
Biaya Pemboran
Sumur
Pengembangan
Biaya Berwujud
(tangible):
Casing & Tubing
Well Equipment Surface
Well Equipment Subsurface
Other Tangible Costs
Biaya Tak
Berwujud
(intangible):
Preparation &
Termination
Drilling Operations
Completion
General
Other Intangible Costs
Biaya Pemboran
Sumur Eksplorasi:
Biaya Berwujud
(tangible)
Casing & Tubing
Well Equipment Surface
Well Equipment Subsurface
Other Tangible Costs
Biaya Tak
Berwujud
(intangible)
Preparation &
Termination
Drilling Operations
Completion
General
Other Intangible Costs
!
631
Kapitalisasi
631
2,540
Kapitalisasi
2,540
(102)
14,904
Kapitalisasi
Kapitalisasi
(102)
14,904
0
Kapitalisasi
0
1,235
Kapitalisasi
1,235
410
Kapitalisasi
410
(178)
Kapitalisasi
(178)
56
Kapitalisasi
56
(400)
Kapitalisasi
(400)
21,172
Kapitalisasi
21,172
(206)
Kapitalisasi
(206)
7,115
Kapitalisasi
7,115
278
Kapitalisasi
278
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
106
!
!
Tabel 4.6 Pengelompokkan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai PSAK
Metode Successful Efforts (SE) yang Mengacu pada PSAK 29 (sambungan)
Jenis Biaya
Jumlah*
Perlakuan
Akuntansi
(SE)
Dibebankan
Sebagai
OPEX*
187
Dibebankan
187
187
Dibebankan
187
11
Dibebankan
11
6,415
Dibebankan
6,415
15,717
Dibebankan
15,717
Biaya
Kapital*
Beban
Depresiasi*
1. Biaya Eksplorasi dan
Pengembangan
BIAYA G&G
Geological
Geophysical
Seismic & other
Surveys
BIAYA
ADMINISTRASI EKSPLORASI
Administration
Other
Total Biaya
Eksplorasi &
Pengembangan
2. Biaya Produksi
Biaya Langsung
Produksi:
Oil Well Operations
Oil Production and
processing Facilities
Secondary Recovery
Operations
Storage, Handling,
Transportation,
Delivery
Supervision
Maintenance
Other Direct
Production Expense –
Oil
Utilities and
Auxiliary Operations
Production Tools and
Equipment
Maintenance
Steam Services
Electricity Services
Industrial and
Domestic Water
Service
70,831
22,517
48,314
979
Dibebankan
979
40,011
Dibebankan
40,011
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
6,623
Dibebankan
6,623
114
Dibebankan
114
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
-
!
!
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
107
!
!
Tabel 4.6 Pengelompokkan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai PSAK
Metode Successful Efforts (SE) yang Mengacu pada PSAK 29 (sambungan)
Jenis Biaya
Jumlah*
2. Biaya Produksi (sambungan)
Utilities and
Auxiliary Operations
Compressed Air
Service
0
Other
0
Biaya umum dan
administrasi –
Lapangan Produksi:
General and
Administration
1,577
Technical Support
0
Services
Material Services
0
Transportation Costs
0
Office and Misc. Bldg.
Operations
0
Personnel Expenses
826
Public Relations
3,069
Asset Retirements
0
Depreciation
2,503
Other
0
Total Biaya Produksi
3. Biaya Administrasi
ADMINISTRASI
DAN KEUANGAN
Legal Services
Audit Services
Tax Services
Business Insurance
Other
JASA TEKNIS
JASA MATERIAL
Material
Administration
Handling and
Transportation
Stock Difference
Deterioration,
Breakage
!
Perlakuan
Akuntansi
(SE)
Dibebankan
Sebagai
OPEX*
Dibebankan
0
Dibebankan
0
Dibebankan
1,577
Dibebankan
0
Dibebankan
0
Dibebankan
0
Dibebankan
0
Dibebankan
826
Dibebankan
3,069
Dibebankan
0
Biaya
Kapital*
Dibebankan
Dibebankan
55,702
Beban
Depresiasi*
2,503
0
53,199
36
Dibebankan
36
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
355
Dibebankan
355
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
-
2,503
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
108
!
!
Tabel 4.6 Pengelompokkan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai PSAK
metode Successful Efforts (SE) yang mengacu pada PSAK 29 (sambungan)
Jenis Biaya
Jumlah*
Perlakuan
Akuntansi
(SE)
3. Biaya Administrasi (sambungan)
JASA MATERIAL
Reconditioning
0 Dibebankan
Salvage
0 Dibebankan
Scrap
0 Dibebankan
Other
0 Dibebankan
BIAYA
TRANSPORTASI
Air
88 Dibebankan
Automobile
0 Dibebankan
Other
0 Dibebankan
BIAYA PEGAWAI
Dibebankan
Employee Relations
11,175 Dibebankan
Training
19,885 Dibebankan
Accommodations
0 Dibebankan
Welfare
0 Dibebankan
Other
3,928 Dibebankan
PUBLIC RELATION
Trips
753 Dibebankan
Other
0 Dibebankan
COMMUNITY
DEVELOPMENT
Community Projects
0 Dibebankan
Other
0 Dibebankan
BIAYA UMUM
KANTOR
Dibebankan
Stationery and
0 Dibebankan
Supplies
Communications
0 Dibebankan
Furniture & Equipment
0 Dibebankan
(Low Value)
Rents, Licences
612 Dibebankan
Computerization
252 Dibebankan
Depreciation
1,926 Dibebankan
Other
0 Dibebankan
BIAYA OVERHEAD
KANTOR PUSAT
4,809 Dibebankan
INTEREST ON
LOAN FOR
CAPITAL INVEST.
0 Dibebankan
Dibebankan
Sebagai
OPEX*
Biaya
Kapital*
Beban
Depresiasi*
0
0
0
0
88
0
0
11,175
19,885
0
0
3,928
753
0
0
0
0
0
0
612
252
1,926
0
4,809
0
!
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
109
!
!
Tabel 4.6 Pengelompokkan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai PSAK
Metode Successful Efforts (SE) yang Mengacu pada PSAK 29 (sambungan)
Total Biaya
Administrasi
Total
43,819
170,352
41,893
-
1,926
117,608
48,314
4,429
Sumber: Financial Quarterly Report XXX, Ltd., PSAK 29 (1994), telah diolah kembali.
Keterangan: * dinyatakan dalam ribuan dolar Amerika serikat yang telah dibulatkan, dan pembatas
angka ribuan adalah simbol ‘,’ (koma).
Setelah menegkaji klasifikasi biaya, maka dapat ditentukan komponen cost
recovery pada tahun berjalan. Tabel 4.7 menunjukkan daftar komponen cost
recovery XXX, Ltd. beserta jumlah cost recovery untuk tahun 2X12 yang
biayanya diakui dengan perlakuan akuntansi sesuai dengan akuntansi metode
Successful Efforts.
Tabel 4.7 Jumlah cost recovery XXX, Ltd. dengan Perlakuan Akuntansi
Sesuai Metode Successful Efforts yang Mengacu pada PSAK 29
Komponen Cost Recovery
Jumlah*
Current Year OPEX
Unrecovered Costs
Current Year Depreciation Exp.
Prior Years Depreciation Exp.
Total Cost Recovery Tahun 2X12
117,608,185
2,449,563
1,979,340
122,037,088
Sumber: Financial Quarterly Report XXX, Ltd., PSAK 29 (1994), telah
diolah kembali.
Keterangan: * dinyatakan dalam satuan dolar Amerika serikat yang telah
dibulatkan dan pembatas angka ribuan adalah simbol ‘,’ (koma).
Berdasarkan kajian, dengan menggunakan perlakuan akuntansi PSAK
metode Successful Efforts, jumlah cost recovery XXX, Ltd. pada tahun 2X12
berjumlah US$ 122.037.088.
4.3.3 Jumlah Cost Recovery XXX, Ltd. dengan Perlakuan Akuntansi Sesuai
PSAK – Full Costing
Pengelompokkan berbagai jenis Biaya Operasional XXX, Ltd. pada tahun
2X12 ke dalam OPEX, Biaya Kapital, dan Beban Depresiasi sesuai dengan
perlakuan akuntansi sesuai PSAK dengan metode Full Costing ditunjukkan dalam
Tabel 4.6. Dengan menggunakan perlakuan akuntansi sesuai PSAK metode Full
Costing yang mengacu pada PSAK No. 29 (1994) dan SAK Pengganti PSAK 29,
jumlah Biaya Operasi yang dikelompokan sebagai beban operasional (OPEX)
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
110
!
!
tahun berjalan adalah sebesar US$ 117.222.860, Biaya Operasi yang
diklasifikasikan sebagai beban depresiasi adalah sebesar US$ 4.428.903, dan
Biaya Operasi yang dikapitalisasi dan diklasifikasikan sebagai biaya kapital dari
kegiatan eksplorasi dan pengembangan adalah sebesar US$ 48.699.654.
Tabel 4.8 Pengelompokkan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai PSAK
Metode Full Costing (FC) yang Mengacu pada PSAK 29 dan SAK Pengganti
PSAK 29
Jenis Biaya
Jumlah*
Perlakuan
Akuntansi
(FC)
Dibebankan
Sebagai
OPEX*
858
Kapitalisasi
858
0
Kapitalisasi
0
0
Kapitalisasi
0
0
Kapitalisasi
0
631
Kapitalisasi
631
2,540
Kapitalisasi
2,540
(102)
Kapitalisasi
(102)
14,904
Kapitalisasi
14,904
0
Kapitalisasi
0
1,235
Kapitalisasi
1,235
410
Kapitalisasi
410
(178)
Kapitalisasi
(178)
56
Kapitalisasi
56
(400)
Kapitalisasi
(400)
Biaya
Kapital*
Beban
Depresiasi*
1. Biaya Eksplorasi dan
Pengembangan
BIAYA PEMBORAN
SUMUR
Biaya Pemboran
Sumur
Pengembangan
Biaya Berwujud
(tangible):
Casing & Tubing
Well Equipment Surface
Well Equipment Subsurface
Other Tangible Costs
Biaya Tak Berwujud
(intangible):
Preparation &
Termination
Drilling Operations
Completion
General
Other Intangible Costs
Biaya Pemboran
Sumur Eksplorasi:
Biaya Berwujud
(tangible)
Casing & Tubing
Well Equipment Surface
Well Equipment Subsurface
Other Tangible Costs
Biaya Tak Berwujud
(intangible)
Preparation &
Termination
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
111
!
!
Tabel 4.8 Pengelompokkan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai PSAK
Metode Full Costing (FC) yang Mengacu pada PSAK 29 dan SAK Pengganti
PSAK 29 (sambungan)
Jenis Biaya
Drilling Operations
Completion
General
Other Intangible Costs
BIAYA G&G
Geological
Geophysical
Seismic & other
Surveys
BIAYA
ADMINISTRASI EKSPLORASI
Administration
Other
Total Biaya
Eksplorasi &
Pengembangan
2. Biaya Produksi
Biaya Langsung
Produksi:
Oil Well Operations
Oil Production and
processing Facilities
Secondary Recovery
Operations
Storage, Handling,
Transportation,
Delivery
Supervision
Maintenance
Other Direct Production
Expense - Oil
Utilities and Auxiliary
Operations
Production Tools and
Equipment
Maintenance
Steam Services
Electricity Services
Industrial and Domestic
Water Service
Jumlah*
Perlakuan
Akuntansi
(FC)
Dibebankan
Sebagai
OPEX*
21,172
Kapitalisasi
21,172
(206)
Kapitalisasi
(206)
7,115
Kapitalisasi
7,115
278
Kapitalisasi
278
187
Kapitalisasi
187
187
Kapitalisasi
187
11
Kapitalisasi
11
6,415
Dibebankan
6,415
15,717
Dibebankan
15,717
22,131
70,831
Biaya
Kapital*
48,700
979
Dibebankan
979
40,011
Dibebankan
40,011
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
6,623
Dibebankan
6,623
114
Dibebankan
114
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
Beban
Depresiasi*
-
!
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
112
!
!
Tabel 4.8 Pengelompokkan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai PSAK
Metode Full Costing (FC) yang Mengacu pada PSAK 29 dan SAK Pengganti
PSAK 29 (sambungan)
Biaya umum dan
administrasi Lapangan Produksi:
General and
Administration
Technical Support
Services
Material Services
Transportation Costs
Office and Misc. Bldg.
Operations
Personnel Expenses
Public Relations
Asset Retirements
Depreciation
Other
Total Biaya Produksi
3. Biaya Administrasi
ADMINISTRASI
DAN KEUANGAN
Legal Services
Audit Services
Tax Services
Business Insurance
Other
JASA TEKNIS
JASA MATERIAL
Material Administration
Handling and
Transportation
Stock Difference
Deterioration, Breakage
Reconditioning
Salvage
Scrap
Other
BIAYA
TRANSPORTASI
Air
Automobile
Other
!
1,577
Dibebankan
1,577
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
826
Dibebankan
826
3,069
Dibebankan
3,069
0
Dibebankan
0
2,503
Dibebankan
0
Dibebankan
55,702
2,503
0
53,199
Dibebankan
36
Dibebankan
36
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
355
Dibebankan
355
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
88
Dibebankan
88
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
-
2,503
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
113
!
!
Tabel 4.8 Pengelompokkan Biaya Operasional XXX, Ltd. sesuai PSAK
Metode Full Costing (FC) yang Mengacu pada PSAK 29 dan SAK Pengganti
PSAK 29 (sambungan)
BIAYA PEGAWAI
Employee Relations
Training
Accommodations
Welfare
Other
PUBLIC RELATION
Trips
Other
COMMUNITY
DEVELOPMENT
Community Projects
Other
BIAYA UMUM
KANTOR
Stationery and Supplies
Communications
Furniture & Equipment
(Low Value)
Rents, Licences
Computerization
Depreciation
Other
BIAYA OVERHEAD
KANTOR PUSAT
INTEREST ON LOAN
FOR CAPITAL
INVEST.
Total Biaya
Administrasi
Total
11,175
Dibebankan
11,175
19,885
Dibebankan
19,885
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
3,928
Dibebankan
3,928
753
Dibebankan
753
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
0
Dibebankan
0
612
Dibebankan
612
252
Dibebankan
252
1,926
Dibebankan
0
Dibebankan
0
4,809
Dibebankan
4,809
0
Dibebankan
0
43,819
170,352
1,926
41,893
-
1,926
117,223
48,700
4,429
Sumber: Financial Quarterly Report XXX, Ltd., PSAK 29 (1994), dan SAK pengganti PSAK 29,
telah diolah kembali.
Keterangan: * dinyatakan dalam ribuan dolar Amerika serikat yang telah dibulatkan, dan pembatas
angka ribuan adalah simbol ‘,’ (koma).
Setelah menegkaji klasifikasi biaya, maka dapat ditentukan komponen cost
recovery pada tahun berjalan. Tabel 4.9 menunjukkan daftar komponen cost
recovery XXX, Ltd. beserta jumlah cost recovery untuk tahun 2X12 yang
biayanya diakui dengan perlakuan akuntansi sesuai dengan akuntansi metode Full
Costing yang mengacu pada PSAK No. 29 (1994) dan SAK Pengganti PSAK 29.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
114
!
!
Tabel 4.9 Jumlah cost recovery XXX, Ltd. dengan Perlakuan Akuntansi
sesuai Metode Full Costing yang Mengacu pada PSAK 29 dan SAK Pengganti
PSAK 29
Komponen Cost Recovery
Jumlah*
Current Year OPEX
Unrecovered Costs
Current Year Depreciation Exp.
Prior Years Depreciation Exp.
Total Cost Recovery Tahun 2X12
117,222,860
2,449,563
1,979,340
121,651,763
Sumber: Financial Quarterly Report XXX, Ltd., PSAK 29 (1994), dan
SAK pengganti PSAK 29, telah diolah kembali.
Keterangan: * dinyatakan dalam satuan dolar Amerika serikat dan
pembatas angka ribuan adalah simbol ‘,’ (koma).
Berdasarkan kajian, dapat diketahui bahwa jumlah cost recovery XXX, Ltd.
tahun 2X12 yang perlakuan akuntansinya menggunakan PSAK metode Full
Costing adalah sebesar US$ 121,651,763.
4.4 Perhitungan Bagi Hasil Produksi antara Pemerintah dan Kontraktor
(XXX, Ltd.)
4.4.1 Informasi yang digunakan dalam Perhitungan Bagi Hasil Produksi
Berikut informasi yang digunakan untuk menghitung bagi hasil produksi
minyak bumi antara Pemerintah dan Kontraktor (XXX, Ltd.), yang komponen
cost recovery-nya telah dihitung dengan menggunakan tiga perlakuan akuntansi
yang berbeda:
1)
Kesepakatan bagi hasil antara Pemerintah dan XXX, Ltd. adalah sebesar
85% : 15%.
2)
Tarif pajak sebesar 44%.
3)
Split sebelum pajak antara Pemerintah dan XXX, Ltd. adalah 73.2143% :
26.79%.
4)
Persentase untuk menghitung First Tranche Petroleum (FTP) adalah 20%.
5)
Total lifting minyak bumi untuk tahun 2X12 adalah 8.175.113 barel, dan
tidak ada lifting gas.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
115
!
!
6)
Rata-rata tertimbang harga minyak bumi (weighted average price/ WAP)
adalah US$ 104,98/barel.
7)
Untuk perhitungan Domestic Market Requirement (DMO), diasumsikan
tahun 2X12 XXX, Ltd. telah melewati masa 60 bulan produksi. Sehingga,
XXX, Ltd. dikenakan kewajiban DMO, yaitu sebesar: 25% x Split sebelum
pajak untuk XXX, Ltd. x Total Lifting x WAP.
8)
Tidak ada Kredit Investasi (investment credit).
9)
Tidak ada biaya pemulihan yang belum dikembalikan pemerintah
(unrecovered costs).
10) Terdapat variansi harga lifting (Lifting Price Variance) yang timbul akibat
adanya perbedaan nilai antara harga minyak mentah Indonesia (Indonesian
Crude Price/ ICP) yang digunakan untuk menghitung nilai lifting perbulan,
dengan WAP yang digunakan untuk menghitung nilai lifting selama setahun.
Lifting Price Variance tersebut adalah sebesar US$ 69.580, di mana nilai
tersebut menguntungkan Kontraktor, sehingga akan menambah penerimaan
bagian Kontraktor dan mengurangi penerimaan bagian Pemerintah.
4.4.2 Perhitungan Bagi Hasil Produksi yang Biayanya Menggunakan Perlakuan
Akuntansi PSC
Tabel 4.10 menunjukkan detil perhitungan bagi hasil produksi antara
Pemerintah dan Kontraktor (XXX, Ltd.) ketika biaya yang termasuk dalam cost
recovery menggunakan perlakuan akuntansi PSC “Exhibit C”. Seluruh komponen
perhitungan dinyatakan dalam dolar Amerika Serikat (US$), sehingga perhitungan
yang melibatkan volume produk migas (dalam hal ini minyak bumi) dengan
satuan unit barel akan dikalikan dengan WAP yang satuan unitnya adalah
US$/barel.
Penjelasan
mengenai
cara
perhitungan
komponen-komponen
perhitungan bagi hasil produksi tertera dalam Tabel 4.10 dan hasilnya akan
ditunjukkan dalam Tabel 4.11.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
116
!
!
Tabel 4.10 Komponen Perhitungan Bagi Hasil Produksi antara Pemerintah
dan Kontraktor (XXX, Ltd.) Menggunakan Perlakuan Akuntansi PSC
Komponen
Gross Revenue
Rumus yang digunakan
Total lifting minyak (dalam satuan
barel) x Weighted Average Price
(dalam satuan US$/barel)
Perhitungan (PSC)
8,175,113 barel x
104.98/barel = 858,191,042
858,191,042 x 20% =
171,638,208
FTP (20%)
Gross Revenue x 20%
Total Recoverables
(cost recovery)
Uncovered costs + Current year
Operating Costs + Depreciation
expense (Prior year assets and current
year assets)
Equity to be Split
(ETBS)
Gross revenue - FTP -Investment
Credit - Total Recoverables
858,191,042 - 171,638,208 167,970,418 = 518,582,416
FTP x Government Split
171,638,208 x 73.2143% =
125,663,713
ETBS x Government split
518,582,416 x 73.2143% =
379,676,486
FTP Bagian
Pemerintah
(SKKMIGAS FTP
share)
Government Equity
Share (SKK Migas
Equity Share)
0 + 163,541,515 +
1,979,340 + 2,449,563 =
167,970,418
DMO (25%)
25% x Contractor split x total lifting x
WAP
25% x 26.7857% x
8,175,113 x 104.98 =
57,468,119
DMO Fee
25% x DMO
25% x 57,468,119 =
14,367,030
Net DMO
DMO - DMO Fee
57,468,119 - 14,367,030 =
43,101,089
FTP Bagian
Kontraktor
FTP x Contractor Split
171,638,208 x 26.7857% =
45,974,496
Contractor Equity
Share
ETBS x Contractor split
518,582,416 x 26.7857% =
138,905,930
Taxable Income
(Penghasilan Kena
Pajak)
Contractor FTP Share + Contractor
Equity Share + Lifting Price Variance DMO + DMO Fee
45,974,496 + 138,905,930 +
69,580 - 57,468,119 +
14,367,030 = 141,848,917
Government Tax
Entitlement
Taxable Income x Tarif Pajak
Contractor Take
Taxable income - Government Tax
Entitlement + Total Recoverables
141,848,917 - 62,413,523 +
167,970,418 = 247,405,811
Government Take
SKK Migas FTP Share + SKK Migas
Equity Share - Lifting Price Variance +
Net DMO + Government Tax
Entitlement
125,663,713 + 379,676,486 69,580 + 62,413,523 =
610,785,231
141,848,917 x 44% =
62,413,523
Sumber: Financial Quarterly Report XXX, Ltd., telah diolah kembali
Keterangan: * dinyatakan dalam satuan dollar Amerika Serikat, kecuali untuk barel minyak
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
117
!
!
Tabel 4.11 Perhitungan Bagi Hasil produksi antara Pemerintah dan
Kontraktor (XXX, Ltd.) yang Biayanya Menggunakan Perlakuan Akuntansi PSC
Deskripsi
LIFTINGS
Oil/Condensate MBBLS
Gas MMCF
GROSS REVENUE (Total Liftings)
-/- FIRST TRANCHE PETROLEUM
GROSS REVENUE AFTER FTP
-/- INVESTMENT CREDIT
COST RECOVERY :
Unrecovered Other Costs
Current Year Operating Costs
Depreciation - Prior Year Assets
Depreciation - Current Year Assets
TOTAL COST RECOVERY
-/- TOTAL RECOVERABLES
EQUITY TO BE SPLIT
Government Share :
SKKMIGAS FTP share-73.2143%
SKKMIGAS Equity Share
Lifting Price Variance
Net DMO
Government Tax Entitlement
TOTAL GOVERNMENT TAKE
Contractor Share :
Contractor FTP Share-26.7857%
Contractor Equity Share
Lifting Price Variance
-/- DMO
+/+ DMO Fee
Taxable Income
Government Tax Entitlement (44%)
Net Contractor Share
+/+ Total Recoverables
TOTAL CONTRACTOR TAKE
Jumlah*
858,191,042
858,191,042
(171,638,208)
686,552,834
163,541,515
1,979,340
2,449,563_____
167,970,418
(167,970,418)
518,582,416
125,663,713
379,676,486
(69,580)
43,101,089
62,413,523
610,785,231
45,974,496
138,905,930
69,580
(57,468,119)
14,367,030
141,848,917
(62,413,523)
79,435,393
167,970,418
247,405,811
Sumber: Financial Quarterly Report XXX, Ltd., telah diolah kembali.
Keterangan: * dinyatakan dalam satuan dolar Amerika Serikat dan pembatas angka ribuan adalah
simbol ‘,’ (koma).
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
118
!
!
Ketika menggunakan perlakuan akuntansi PSC “Exhibit C” dalam
menentukan cost recovery XXX, Ltd. pada tahun 2X12, equity to be split adalah
sebesar US$ 518.582.416. Sehingga, equity share pemerintah adalah sebesar
US$ 379.676.486.
Equity share XXX, Ltd. adalah sebesar US$ 138.905.930. Dalam
perhitungan ini, jumlah penerimaan bagian pemerintah (Government Take) adalah
sebesar US$ 610.785.231 dan jumlah penerimaan bagian XXX, Ltd. (Contractor
Take) adalah sebesar US$ 247,405,811.
4.4.3 Perhitungan Bagi Hasil Produksi Minyak Bumi yang Biayanya
Menggunakan Perlakuan Akuntansi PSAK – Successful Efforts
Tabel 4.12 menunjukkan perhitungan bagi hasil produksi antara Pemerintah
dan Kontraktor (XXX, Ltd.) ketika biaya yang termasuk dalam cost recovery
menggunakan perlakuan akuntansi sesuai PSAK dengan metode Succesful Efforts.
Mekanisme perhitungan bagi hasil produksi sama seperti yang telah
dijabarkan dalam subbab sebelumnya, yaitu dalam Tabel 4.11, namun yang
membedakan hanyalah nilai dari komponen perhitungan tersebut.
Ketika menggunakan perlakuan akuntansi sesuai PSAK dengan metode
Succesful Efforts dalam menentukan cost recovery XXX, Ltd. pada tahun 2X12,
equity to be split adalah sebesar US$ 564.901.070. Sehingga equity share
pemerintah adalah sebesar US$ 413.588.364 dan equity share XXX, Ltd. adalah
sebesar US$ 151.312.706.
Jumlah penerimaan bagian pemerintah (Government Take) adalah sebesar
US$ 650.156.083 dan jumlah penerimaan bagian XXX, Ltd. (Contractor Take)
adalah sebesar US$ 208.034.959.
Dengan menggunakan metode perlakuan akuntansi Successful Efforts untuk
biaya yang dikeluarkan kontraktor, maka bagi hasil produksi untuk bagian
pemerintah akan menjadi lebih besar dibandingkan dengan menggunakan
perlakuan akuntansi yang mengacu pada prosedur akuntansi PSC “Exhibit C”.
!
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
119
!
!
Tabel 4.12 Perhitungan Bagi Hasil Produksi antara Pemerintah dan
Kontraktor (XXX, Ltd.) yang Biayanya Menggunakan Perlakuan Akuntansi
PSAK – Successful Efforts
Deskripsi
LIFTINGS
Oil/Condensate MBBLS
Gas MMCF
GROSS REVENUE (Total Liftings)
-/- FIRST TRANCHE PETROLEUM
GROSS REVENUE AFTER FTP
-/- INVESTMENT CREDIT
COST RECOVERY :
Unrecovered Other Costs
Current Year Operating Costs
Depreciation – Prior Year Assets
Depreciation – Current Year Assets
TOTAL COST RECOVERY
-/- TOTAL RECOVERABLES
EQUITY TO BE SPLIT
Government Share :
SKKMIGAS FTP share-73.2143%
SKKMIGAS Equity Share
Lifting Price Variance
Net DMO
Government Tax Entitlement
TOTAL GOVERNMENT TAKE
Contractor Share :
Contractor FTP Share-26.7857%
Contractor Equity Share
Lifting Price Variance
-/- DMO
+/+ DMO Fee
Taxable Income
Government Tax Entitlement (44%)
Net Contractor Share
+/+ Total Recoverables
TOTAL CONTRACTOR TAKE
Jumlah*
858,191,042
858,191,042
(171,638,208)
686,552,834
117,222,860
1,979,340
2,449,563 ___
121,651,763
(121,651,763)
564,901,070
125,663,713
413,588,364
(69,595)
43,101,089
67,872,511
650,156,083
45,974,496
151,312,706
69,595
(57,468,119)
14,367,030
154,255,707
(67,872,511)
86,383,196
121,651,763
208,034,959
Sumber: Financial Quarterly Report XXX, Ltd., telah diolah kembali.
Keterangan: * dinyatakan dalam satuan dolar Amerika Serikat dan pembatas angka ribuan adalah
simbol ‘,’ (koma).
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
120
!
!
4.4.4 Perhitungan Bagi Hasil Produksi Minyak Bumi yang Biayanya
Menggunakan Perlakuan Akuntansi PSAK – Full Costing
Berikut perhitungan bagi hasil produksi antara Pemerintah dan Kontraktor
(XXX, Ltd.) dengan metode full costing
Tabel 4.13 Perhitungan Bagi Hasil Produksi antara Pemerintah dan
Kontraktor (XXX, Ltd.) yang Biayanya menggunakan Perlakuan Akuntansi
PSAK – Full Costing
Deskripsi
LIFTINGS
Oil/Condensate MBBLS
Gas MMCF
GROSS REVENUE (Total Liftings)
-/- FIRST TRANCHE PETROLEUM
GROSS REVENUE AFTER FTP
-/- INVESTMENT CREDIT
COST RECOVERY :
Unrecovered Other Costs
Current Year Operating Costs
Depreciation - Prior Year Assets
Depreciation - Current Year Assets
TOTAL COST RECOVERY
-/- TOTAL RECOVERABLES
EQUITY TO BE SPLIT
Government Share :
SKKMIGAS FTP share-73.2143%
SKKMIGAS Equity Share
Lifting Price Variance
Net DMO
Government Tax Entitlement
TOTAL GOVERNMENT TAKE
Contractor Share :
Contractor FTP Share-26.7857%
Contractor Equity Share
Lifting Price Variance
-/- DMO
+/+ DMO Fee
Taxable Income
Government Tax Entitlement (44%)
Net Contractor Share
+/+ Total Recoverables
TOTAL CONTRACTOR TAKE
Jumlah*
858,191.042
858,191.042
(171,638,208)
686,552.834
117,608.185
1,979,340
2,449,563____
122,037,088
(122,037,088)
564,515,745
125,663,713
413,306,251
(69,580)
43,101,089
67,827,091
649,828,565
45,974,496
151,209,494
69,580
(57,468,119)
14,367,030
154,152,480
(67,827,091)
86,325,389
122,037,088
208,362,477
Sumber: Financial Quarterly Report XXX, Ltd., telah diolah kembali.
Keterangan: * dinyatakan dalam satuan dolar Amerika Serikat dan pembatas angka ribuan adalah
simbol ‘,’ (koma).
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
121
!
!
Perhitungan bagi hasil produksi antara Pemerintah dan Kontraktor (XXX,
Ltd.) ketika biaya yang termasuk dalam cost recovery menggunakan perlakuan
akuntansi sesuai dengan akuntansi metode Full Costing yang mengacu pada
PSAK No. 29 (1994) dan SAK Pengganti PSAK 29 ditunjukkan dalam Tabel 4.13.
Ketika menggunakan perlakuan akuntansi dengan metode Full Costing
dalam menentukan cost recovery XXX, Ltd. pada tahun 2X12, equity to be split
adalah sebesar US$ 518.582.416. Sehingga, equity share pemerintah adalah
sebesar US$
413.306.251
dan equity share XXX, Ltd. adalah sebesar
US$ 151.209.494. Dalam perhitungan ini, jumlah penerimaan bagian pemerintah
(Government Take) adalah sebesar US$ 649.828.565 dan jumlah penerimaan
bagian XXX, Ltd. (Contractor Take) adalah sebesar US$ 208.362.477.
Perhitungan menunjukkan bahwa ketika biaya menggunakan perlakuan akuntansi
metode Full Costing, maka akan menghasilkan nilai yang lebih besar
dibandingkan dengan menggunakan akuntansi PSC.
!
4.5 Hasil Analisis
Berdasarkan Undang-Undang No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas
Bumi, Indonesia menggunakan pola kerja sama Production Sharing Contract
(PSC) untuk kegiatan hulu migasnya. Prinsip utama dari PSC adalah kontraktor
menyediakan segala dana dan menanggung segala risiko, manajemen operasi
berada di tangan Badan Pelaksana (SKK Migas), dan kepemilikan bahan tambang
(migas) berada pada pemerintah hingga titik penyerahan.
Di satu sisi, model PSC akan menguntungkan negara. Pemerintah tidak
menanggung risiko bisnis hulu migas, dan risiko tersebut ditanggung sepenuhnya
oleh kontraktor. Risiko yang terbesar dalam bisnis hulu migas adalah risiko tidak
ditemukan cadangan migas. Tingkat risiko kegagalannya mencapai 70% hingga
80% (Pudyantoro, 2012). Seluruh modal finansial dan teknologi canggih yang
digunakan dalam kegiatan usaha hulu migas akan ditanggung oleh kontraktor.
Hasil produksi migas akan dibagi antara pemerintah dan kontraktor, di mana split
bagi hasil pemerintah lebih besar dibandingkan untuk kontraktor. Apabila
kontraktor tidak berhasil menemukan cadangan migas yang komersial, maka
kontraktor harus angkat kaki dari wilayah kerja, tanpa mendapatkan keuntungan
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
122
!
!
sepeserpun, dan menanggung kerugiannya 100%. Hanya apabila kontraktor
berhasil menemukan migas yang komersial dan mampu mengangkatknya ke
permukaan bumi hingga siap dijual, maka kontraktor akan mendapatkan
pengembalian biaya dari hasil produksi, yang disebut dengan cost recovery.
Karena seluruh biaya operasional kontraktor akan dikembalikan pemerintah
ketika kontraktor berhasil memproduksi migas, maka cost recovery diatur dan
dikendalikan oleh pemerintah. Biaya yang dikembalikan harus sesuai dengan
ketentuan dalam PSC dan PP No. 79 Tahun 2010 tentang Biaya Operasi yang
dapat dikembalikan dan Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu
Minyak dan Gas Bumi. Biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor, yang kemudian
akan dikembalikan pemerintah, harus sesuai persetujuan SKK Migas melalui
Work Programme and Budgeting (WP&B). Pengeluaran atas program kerja yang
non rutin harus diotorisasi terlebih dahulu dan dikendalikan melalui Authorization
for Expenditures (AFE).
Pengendalian cost recovery yang dilakukan pemerintah masih memiliki
kelemahan, terutama dalam proses verifikasi biaya yang dikeluarkan kontraktor.
Kontraktor dapat mengeluarkan biaya operasionalnya tanpa menunggu verifikasi
dari SKK Migas. Biaya yang dikeluarkan tersebut akan mempengaruhi bagi hasil
produksi karena cost recovery merupakan komponen perhitungan bagi hasil
produksi. Kontraktor akan melaporkan biaya apa saja yang telah dikeluarkan
untuk operasional migas, SKK migas hanya akan melakukan analisis kesesuaian
pengeluaran dengan WP&B dan ketentuan PSC. Pada periode audit, barulah SKK
Migas akan melakukan verifikasi dan meminta kontraktor untuk mengoreksi biaya
yang telah dikeluarkan ketika tidak sesuai dengan ketentuan PSC.
Pelaporan biaya operasional dan bagi hasil produksi dilaporkan oleh
kontraktor kepada SKK Migas melalui Laporan Keuangan Kuartalan (Financial
Quarterly Report/ FQR). Untuk menyusun laporan ini, kontraktor menggunakan
perlakuan akuntansi sesuai dengan prosedur akuntansi PSC “Exhibit C”.
Sementara itu, ketika kontraktor melaporkan kinerja keuangannya pada publik,
maka laporan keuangannya akan disusun berdasarkan standar akuntansi keuangan
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
123
!
!
yang berlaku umum, yakni Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan (PSAK)
untuk laporan keuangan yang diterbitkan di Indonesia.
Berdasarkan analisis, terdapat perbedaan perlakuan akuntansi untuk biaya
operasional kontraktor antara akuntansi PSC dengan PSAK. Hal yang
membedakan perlakuan akuntansi untuk biaya antara akuntansi PSC dengan
PSAK berpusat pada biaya apa yang akan dikapitalisasi dan biaya apa yang akan
langsung dibebankan pada tahun berjalan. Ketika kontraktor berhasil menemukan
cadangan migas yang komersial, maka perbedaan perlakuan akuntansi tersebut
terdapat pada biaya topografi, biaya geologi, biaya geofisika, dan biaya pemboran
sumur tak berwujud untuk sumur eksplorasi dan sumur pengembangan, dimana:
•
Biaya topografi, geologi, dan geofisika menurut perlakuan akuntansi sesuai
akuntansi PSC dan sesuai PSAK metode Successful Efforts akan dibebankan
pada tahun berjalan, sementara menurut metode Full Costing biaya tersebut
dikapitalisasi.
•
Biaya pemboran sumur tak berwujud (intangible drilling cost) yang
menemukan cadangan terbukti menurut metode akuntansi PSC “Exhibit C”
akan dibebankan pada periode berjalan, sementara menurut metode
Successful Efforts dan Full Costing sesuai dengan PSAK, biaya tersebut akan
dikapitalisasi.
Perbandingan perlakuan akuntansi untuk biaya operasional Kontraktor
ketika biaya dikelompokan berdasarkan ketentuan PSC dan PP No. 79 Tahun
2010 ditunjukkan dalam Tabel 4.14 di bawah ini, di mana jenis biaya yang
memiliki perbedaan perlakuan akuntansi akan dicetak tebal dan bergaris bawah.
Ketika biaya kontraktor dibebankan, maka biaya tersebut akan menjadi
komponen cost recovery pada tahun berjalan. Namun, ketika biayanya
dikapitalisasi, maka biaya tersebut tidak dimasukkan sebagai komponen cost
recovery tahun berjalan, dan akan dibebankan melalui mekanisme depresiasi pada
saat aset tersebut telah placed into servive. Dengan terdapatnya perbedaan
perlakuan akuntansi untuk biaya operasional antara akuntansi PSC dan PSAK
(lihat Tabel 4.14), maka jumlah cost recovery yang diakui pada tahun berjalan pun
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
124
!
!
akan berbeda ketika biayanya menggunakan perlakuan akuntansi PSC dan
menggunakan PSAK.
Tabel 4.14 Perbandingan Perlakuan Akuntansi untuk Biaya Operasional
Kontraktor
Perlakuan Akuntansi
Jenis Biaya
Akuntansi
PSC
1. Biaya Eksplorasi dan Pengembangan:
Biaya Pemboran Sumur
Biaya Pemboran Sumur Pengembangan
Biaya Berwujud (tangible):
Kapitalisasi
Biaya Tak Berwujud (intangible):
Dibebankan
Biaya Pemboran Sumur Eksplorasi:
Biaya Berwujud (tangible)
Kapitalisasi
Biaya Tak Berwujud (intangible)
Dibebankan
BIAYA Geologi dan Geofisika
Dibebankan
BIAYA ADMINISTRASI EKSPLORASI
Dibebankan
2. Biaya Produksi
Biaya Langsung Produksi:
Dibebankan
Utilities and Auxiliary Operations :
Dibebankan
Biaya umum dan administrasi Dibebankan
Lapangan Produksi:
3. Biaya Administrasi
ADMINISTRASI DAN KEUANGAN
Dibebankan
JASA TEKNIS
Dibebankan
JASA MATERIAL
Dibebankan
BIAYA TRANSPORTASI
Dibebankan
BIAYA PEGAWAI
Dibebankan
PUBLIC RELATIONS
Dibebankan
COMMUNITY DEVELOPMENT
Dibebankan
BIAYA UMUM KANTOR
Dibebankan
BIAYA OVERHEAD KANTOR
Dibebankan
PUSAT
INTEREST ON LOAN FOR CAPITAL
Dibebankan
INVESTMENT
PSAK - SE
PSAK - FC
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Dibebankan
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Kapitalisasi
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Dibebankan
Perbedaan jumlah cost recovery tahun berjalan untuk Kontraktor XXX, Ltd.
ditunjukkan pada Tabel 4.15. Dengan menggunakan perlakuan akuntansi PSC,
jumlah cost recovery XXX, Ltd. pada tahun 2X12 berjumlah US$ 167.970.176.
Dengan menggunakan perlakuan akuntansi PSAK metode Successful Efforts,
jumlah cost recovery XXX, Ltd. pada tahun 2X12 berjumlah US$ 122.037.088.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
125
!
!
Dengan menggunakan perlakuan akuntansi PSAK metode Full Costing, jumlah
cost recovery XXX, Ltd. pada tahun 2X12 berjumlah US$ 121,651.763.
Tabel 4.16 Perbandingan Jumlah cost recovery Tahun 2X12 dengan
Menggunakan Perlakuan Akuntansi yang Berbeda
Komponen Cost Recovery
Biaya Operasi tahun berjalan
Biaya pemulihan tahun-tahun
sebelumnya yang belum dikembalikan
pemerintah
Beban depresiasi aset placed into
service (PIS) tahun berjalan
Beban depresiasi aset placed into
service (PIS) tahun-tahun sebelumnya
Akuntansi
PSC
PSAK - SE
PSAK - FC
163.541.273 117.608.185 117.222.860
-
-
-
2.449.563
2.449.563
2.449.563
1.979.340
1.979.340
1.979.340
Total Cost Recovery Tahun 2X12
167.970.176 122.037.088
Selisih jumlah cost recovery antara
yang menggunakan perlakuan
Akuntansi PSC dengan PSAK
-45.933.088
121.651.763
-46.318.413
Keterangan: jumlah dinyatakan dalam satuan dolar Amerika Serikat; SE = metode Successful
Efforts; FC = metode Full Costing
Jadi, cost recovery tahun berjalan yang biayanya diakui dengan perlakuan
akuntansi PSC “Exhibit C” akan menghasilkan jumlah yang lebih besar
dibandingkan dengan menggunakan perlakuan akuntansi PSAK.
Cost recovery merupakan komponen perhitungan bagi hasil produksi.
Jumlah cost recovery tahun berjalan akan mempengaruhi jumlah bagi hasil
produksi bagian pemerintah dan bagian kontraktor untuk tahun persebut.
Perbandingan bagi hasil produksi untuk XXX, Ltd. ketika cost recovery-nya
ditentukan dengan menggunakan perlakuan akuntansi yang berbeda ditunjukkan
pada Tabel 4.16.
Ketika menggunakan perlakuan akuntansi PSC “Exhibit C” dalam
menentukan cost recovery XXX, Ltd. pada tahun 2X12, equity to be split adalah
sebesar US$ 518.582.416. Jumlah penerimaan bagian pemerintah (Government
Take) adalah sebesar US$ 610.785.231 dan jumlah penerimaan bagian XXX, Ltd.
(Contractor Take) adalah sebesar US$ 247.405.811. Kemudian, ketika
menggunakan perlakuan akuntansi sesuai PSAK dengan metode Succesful Efforts
dalam menentukan cost recovery XXX, Ltd. pada tahun 2X12, equity to be split
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
126
!
!
adalah sebesar US$ 564.901.070. Jumlah penerimaan bagian pemerintah
(Government Take) adalah sebesar US$ 650.156.083 dan jumlah penerimaan
bagian XXX, Ltd. (Contractor Take) adalah sebesar US$ 208.034.959 Terakhir,
ketika menggunakan perlakuan akuntansi dengan metode Full Costing dalam
menentukan cost recovery XXX, Ltd. pada tahun 2X12, equity to be split adalah
sebesar US$ 518.582.416. Jumlah penerimaan bagian pemerintah (Government
Take) adalah sebesar US$ 649.828.565 dan jumlah penerimaan bagian XXX, Ltd.
(Contractor Take) adalah sebesar US$ 208.362.477.
Tabel 4.16 Perbandingan Penerimaan Bagian Pemerintah dan Penerimaan
Bagian Kontraktor dalam Bagi Hasil Produksi
Komponen Bagi Hasil
Equity to be Split
Selisih dengan akuntansi PSC
Government Take
Selisih dengan akuntansi PSC
Contractor Take
Selisih dengan akuntansi PSC
Akuntansi PSC
PSAK - SE
PSAK - FC
518.582.416
610.785.231
564.901.070
46.318.654
650.156.083
564.515.745
45.933.329
649.828.565
247.405.811
39.370.852
208.034.959
39.043.334
208.362.477
-39.370.852
-39.043.334
Keterangan: jumlah dinyatakan dalam satuan dolar Amerika Serikat; SE = metode Successful
Efforts; FC = metode Full Costing
Jadi, ketika biaya operasional kontraktor untuk tahun berjalan diakui dengan
perlakuan akuntansi yang mengacu pada akuntansi PSC “Exhibit C”, maka
penerimaan bagian pemerintah atas minyak dan gas bumi akan lebih kecil
dibandingkan dengan ketika menggunakan perlakuan akuntansi yang mengacu
pada PSAK.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
!
!
BAB 5
KESIMPULAN DAN SARAN
5.1 Kesimpulan
Kesimpulan yang dapat diambil dari uraian pembahasan meliputi:
1) Terdapat perbedaan perlakuan akuntansi untuk biaya dalam kegiatan usaha
hulu migas yang mengacu pada Akuntansi Production Sharing Contract
(PSC) dengan Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan (PSAK). Di dalam
PSAK dikenal dua metode perlakuan akuntansi untuk biaya, yakni metode
Successful Efforts dan Full Costing 6 . Hal yang membedakan perlakuan
akuntansi untuk biaya antara akuntansi PSC dengan PSAK berpusat pada
biaya apa yang akan dikapitalisasi dan biaya apa yang akan langsung
dibebankan pada tahun berjalan. Ketika kontraktor berhasil menemukan
cadangan migas yang komersial, maka perbedaan perlakuan akuntansi untuk
biaya terdapat pada biaya topografi, biaya geologi, biaya geofisika, dan biaya
pemboran sumur tak berwujud untuk sumur eksplorasi dan sumur
pengembangan.
2) Terdapat perbedaan jumlah biaya operasional yang dikembalikan pemerintah
(cost recovery) kepada Kontraktor (XXX, Ltd.) pada tahun berjalan ketika
menggunakan perlakuan akuntansi sesuai akuntansi PSC dan ketika
menggunakan perlakuan akuntansi sesuai PSAK. Cost recovery tahun
berjalan yang biayanya diakui dengan perlakuan akuntansi PSC “Exhibit C”
akan menghasilkan jumlah yang lebih besar dibandingkan dengan
menggunakan perlakuan akuntansi PSAK.
Dengan menggunakan perlakuan akuntansi PSC, jumlah cost recovery XXX,
Ltd. pada tahun 2X12 berjumlah US$ 167.970.176. Sementara itu, dengan
menggunakan perlakuan akuntansi PSAK metode Successful Efforts, jumlah
!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!
!
"!Metode Successful Efforts yang dimaksud adalah yang mengacu pada PSAK No. 29 tentang
Akuntansi Minyak dan Gas Bumi (1994), dan metode Full Costing adalah yang mengacu pada
PSAK 29 (1994) dan pada Standar Akuntansi Keuangan yang menggantikan PSAK 29 setelah
pencabutan PSAK tersebut.!
127
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
128
!
!
cost recovery XXX, Ltd. pada tahun 2X12 berjumlah US$ 122.037.088.
Kemudian, dengan menggunakan perlakuan akuntansi PSAK metode Full
Costing, jumlah cost recovery XXX, Ltd. pada tahun 2X12 berjumlah
US$ 121,651.763.
3) Terdapat perbedaan jumlah penerimaan bagian pemerintah dan kontraktor
(XXX, Ltd.) dalam perhitungan bagi hasil produksi setelah biaya
operasionalnya diakui dengan perlakuan akuntansi yang berbeda. Hal ini
disebabkan karena cost recovery merupakan komponen perhitungan bagi hasil
produksi. Ketika perlakuan akuntansi yang berbeda membuat jumlah cost
recovery tahun berjalan berbeda, maka akan mempengaruhi perhitungan bagi
hasil produksi, sehingga akan ada perbedaan jumlah penerimaan bagian
pemerintah dan kontraktor.
Ketika biaya operasional kontraktor untuk tahun berjalan diakui dengan
perlakuan akuntansi yang mengacu pada akuntansi PSC “Exhibit C”, maka
penerimaan bagian pemerintah atas minyak dan gas bumi akan lebih kecil
dibandingkan dengan ketika menggunakan perlakuan akuntansi yang mengacu
pada PSAK, di mana:
•
Apabila menggunakan perlakuan akuntansi PSC “Exhibit C” dalam
menentukan cost recovery XXX, Ltd. pada tahun 2X12, equity to be split
adalah sebesar US$ 518.582.416. Jumlah penerimaan bagian pemerintah
(Government Take) adalah sebesar US$ 610.785.231 dan jumlah penerimaan
bagian XXX, Ltd. (Contractor Take) adalah sebesar US$ 247.405.811.
•
Apabila menggunakan perlakuan akuntansi sesuai PSAK dengan metode
Succesful Efforts dalam menentukan cost recovery XXX, Ltd. pada tahun
2X12, equity to be split adalah sebesar US$ 564.901.070. Jumlah penerimaan
bagian pemerintah (Government Take) adalah sebesar US$ 650.156.083 dan
jumlah penerimaan bagian XXX, Ltd. (Contractor Take) adalah sebesar
US$ 208.034.959
•
Apabila menggunakan perlakuan akuntansi dengan metode Full Costing
dalam menentukan cost recovery XXX, Ltd. pada tahun 2X12, equity to be
split adalah sebesar US$ 518.582.416. Jumlah penerimaan bagian pemerintah
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
129
!
!
(Government Take) adalah sebesar US$ 649.828.565 dan jumlah penerimaan
bagian XXX, Ltd. (Contractor Take) adalah sebesar US$ 208.362.477.
5.2 Keterbatasan Penulisan
Terdapat keterbatasan penulisan dalam penyusunan laporan magang ini. Hal
tersebut meliputi:
•
Penulisan hanya menganalisis satu Kontraktor Kontrak Kerja Sama yang
telah berproduksi dan berhak mendapatkan cost recovery sebagai bahan
kajian untuk laporan magang ini.
•
Hanya membandingkan perlakuan akuntansi dan analisis pengaruhnya pada
beban tahun berjalan untuk biaya operasional kontraktor yang telah
menemukan cadangan migas komersial.
5.3 Saran
Dari uraian pembahasan laporan magang ini, disarankan agar Pemerintah
membuat peraturan yang mengharuskan Kontraktor Kontrak Kerja Sama untuk
menggunakan perlakuan akuntansi yang mengacu pada Pernyataan Standar
Akuntansi Keuangan (PSAK) bagi biaya operasionalnya. Kemudian, peraturan
yang disarankan untuk dibuat tersebut sebaiknya mencangkup aturan bahwa
prosedur akuntansi dalam kontrak kerja sama Production Sharing Contract (PSC)
mendatang harus sesuai dengan PSAK, khususnya untuk bagian perlakuan
akuntansi atas biaya operasional.
Hal tersebut direkomendasikan karena dengan menggunakan perlakuan
akuntansi PSAK untuk biaya operasional kontraktor, penerimaan bagian
pemerintah atas migas menjadi lebih besar dibandingkan ketika menggunakan
perlakuan akuntansi PSC “Exhibit C, sehingga akan lebih menguntungkan
pemerintah. Di lain sisi, bagi kontraktor, menggunakan perlakuan akuntansi yang
sesuai dengan PSAK akan mempermudah proses pelaporan keuangan karena tidak
perlu mengaplikasikan perlakuan akuntansi yang berbeda ketika membuat laporan
keuangan untuk publik maupun laporan status keuangan untuk pemerintah.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
130
!
!
Selain itu, untuk mengendalikan cost recovery, direkomendasikan agar
pemerintah dapat mengintegrasikan sistem informasi akuntansi yang relevan
untuk pelaporan Financial Quarterly Report antara sistem informasi akuntansi
yang dimiliki kontraktor dengan SKK Migas. Hal ini dilakukan agar data
keuangan kontraktor yang relevan, termasuk realisasi anggaran kontraktor dapat
dipantau oleh SKK Migas dengan basis real-time, sehingga, verifikasi biaya
kontraktor dapat dilakukan lebih cepat. Namun, kelemahan dari pengintegrasian
sistem informasi akuntansi SKK Migas dengan kontraktor adalah biayanya besar,
karena masing-masing kontraktor memiliki sistem informasi akuntansi yang
berbeda-beda.
Agar verifikasi pengeluaran biaya kontraktor dapat dilakukan sebelum biaya
tersebut dikeluarkan, maka disarakan untuk menempatkan satu orang perwakilan
dari SKK Migas pada perusahaan minyak yang menjadi Kontraktor Kontrak Kerja
Sama. Namun, orang yang merepresentasikan SKK Migas pada perusahaan
minyak tersebut haruslah independen dan memiliki integritas. Dengan
dilakukannya hal tersebut, maka pengawasan dan pengendalian biaya operasi
yang akan dikembalikan pemerintah dapat dilakukan secara lebih ketat dan
keputusan dapat diambil dengan lebih cepat.
Selain itu, dalam mengendalikan jumlah cost recovery, penulis disarakankan
agar pemerintah menetapkan peraturan mengenai batasan jumlah cost recovery
tahun berjalan. Salah satu caranya adalah dengan menetapkan batasan proporsi
biaya yang dapat dikembalikan pemerintah dengan pendapatan pada tahun
berjalan.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
!
!
DAFTAR REFERENSI
Allen & Overy. (2013). Guide to Extractive Industries Documents – Oil & Gas.
6 Desember, 2013.
http://www.allenovery.com/publications/en-gb/Pages/Guide-to-ExtractiveIndustries.aspx
Arief, S. (1976). The Indonesian Petroleum Industry: A Study of Resource
Management in a Developing Economy. Jakarta: Sritua Arief Associates.
Brock, H. R., Carnes, M. Z., Justice, R. (2007). Petroleum Accounting –
Principles, Procedures, & Issues (6th ed.). Texas: Professional Development
Institute.
British Petroleum. (2013). BP Statistical Review of World Energy 2013. 23
Agustus, 2013.
http://bp.com/statisticalreview
Dharmasaputra, M. (2013). Wajah Baru Industri Migas Indonesia. Jakarta: PT
Katadata Indonesia.
E-Tech International. (n.d.). Environmental Management in Oil and Gas
Exploration and Production. 23 Agustus, 2013.
http://www.etechinternational.org/new_pdfs/lessImpact/AttAoverview.pdf.
Ikatan Akuntan Indonesia. (1994). Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan
Nomor 29 Tentang Minyak dan Gas Bumi. Jakarta: Tim Penyusun.
Ikatan Akuntan Indonesia. (2011). Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan
Nomor 19 Tentang Aset Takberwujud. Jakarta: Tim Penyusun.
Ikatan Akuntan Indonesia. (2011). Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan
Nomor 64 Tentang Eksplorasi dan Evaluasi Sumber Daya Mineral. Jakarta:
Tim Penyusun.
Lubiantara, B. (2012). Ekonomi Migas. Jakarta: Grasindo.
Martani, D. (2011). PSAK 64 Evaluasi Sumber Daya Mineral. 24 Oktober, 2013.
http://staff.blog.ui.ac.id/martani/files/2011/04/PSAK-64-Evaluasi-SumberDaya-Mineral-IFRS-6-Exploration-120212.pptx
OpenOil. (2012). Oil Contracts. Berlin: Author.
Patmosukismo, S. (2011). MIGAS: Politik, Hukum dan Industri. Jakarta: PT
Fikahati Aneska.
Republik Indonesia. (2004). Peraturan Pemerintah Republik Indonesia Nomor 35
Tahun 2004 Tentang Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. Lembaran
Negara RI Tahun 2004, No. 123. Jakarta: Sekretariat Negara.
Republik Indonesia. (2005). Peraturan Pemerintah Republik Indonesia Nomor 34
Tahun 2005 Tentang Perubahan atas Peraturan Pemerintah Nomor 35 Tahun
2004 tentang Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. Lembaran Negara
RI Tahun 2005, No. 81. Jakarta: Sekretariat Negara.
Republik Indonesia. (2010). Peraturan Pemerintah Republik Indonesia Nomor 79
Tahun 2010 Tentang Biaya Operasi yang Dapat dikembalikan dan Perlakuan
Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. Lembaran
Negara RI Tahun 2010, No. 139. Jakarta: Sekretariat Negara.
Republik Indonesia. (2013). Peraturan Presiden Republik Indonesia Nomor 9
Tahun 2013 tentang Penyelenggaraan Pengelolaan Kegiatan Usaha Hulu
Minyak dan Gas Bumi. Lembaran Negara RI Tahun 2013, No. 24. Jakarta:
131
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
132
!
!
Sekretariat Negara.
Republik Indonesia. (2001). Undang-Undang Republik Indonesia Nomor 22
Tahun 2001 Tentang Minyak dan Gas Bumi. Lembaran Negara RI Tahun
2001, No. 136. Jakarta: Sekretariat Negara.
Republik Indonesia. (2002). Peraturan Pemerintah Republik Indonesia Nomor 42
Tahun 2002 tentang Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas
Bumi. Lembaran Negara RI Tahun 2002, No. 81. Jakarta: Sekretariat Negara.
Pudjoutomo, S. (2002, Mei). PSC Accounting. Paper presented at LDI Training
for PSC Accounting, Bandung, Indonesia.
Pudyantoro, A.R. (2012). A to Z Bisnis Hulu Migas. Jakarta: Petromindo.
PricewaterhouseCoopers. (2012). Oil and Gas in Indonesia – Investment and
Taxation Guide (5th ed.). Jakarta: Author.
PricewaterhouseCoopers. (2011). Financial Reporting in The Oil and Gas
Industry (2nd ed.). 30 Juli, 2013.
http://www.pwc.com/gx/en/oil-gas-energy/reporting-regulatorycompliance/publications-financial-reporting-oil-gas-industry.jhtml
Sanusi, B. (2004). Potensi Ekonomi Migas Indonesia. Jakarta: PT Rineka Cipta.
Sanusi, B. (2002). Peranan Migas dalam Perekonomian Indonesia. Jakarta:
Penerbit Universitas Trisakti.
Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi.
(2012). Laporan Tahunan 2012. Jakarta: Tim Penyusun.
Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi.
(2013). Struktur Organisasi SKK Migas. 18 Oktober, 2013.
http://www.skkmigas.go.id/tentang-kami/organisasi
Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi.
(n.d.). Financial Budget and Reporting Procedure Manual of Production
Sharing Contract. Dokumen Internal SKK Migas.
Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi.
(n.d.). Pedoman Tata Kelola Perusahaan yang Baik. Dokumen Internal SKK
Migas.
Tampubolon, D. S. (2010). Produksi Minyak Nasional – Realisasi dan
Rekomendasi. 6 Oktober, 2013. Kementerian Energi dan Sumber Daya
Mineral.
http://www.esdm.go.id/berita/artikel/56-artikel/3950-produksi-minyaknasional-realisasi-dan-rekomendasi.html
“Crude Oil” EIA Energy Glossary. (n.d). 23 Agustus 2013.
http://www.eia.gov/tools/glossary/index.cfm.
Production Sharing Contract antara BP MIGAS dengan XXX, Ltd. (2005).
Dokumen Internal SKK Migas.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
Lampiran 1: Daftar penggunaan terminologi kunci oleh negara yang
mengaplikasikan Production Sharing Contract
Sumber: Allen & Overy, 2013 p. 22-25
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
(lanjutan)
Sumber: Allen & Overy, 2013 p. 22-25
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
(lanjutan)
Sumber: Allen & Overy, 2013 p. 22-25
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
(lanjutan)
Sumber: Allen & Overy, 2013 p. 22-25
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
(lanjutan)
Keterangan:
Pengertian terminologi inti (Key Terms) yang digunakan pada Production Sharing
Contract (PSC) menurut Allen & Overy (2013) meliputi:
A) Termin (Term)
Termin dalam PSC terbagi atas dua fase, yaitu fase eksplorasi dan fase
produksi (atau yang sering juga disebut dengan fase eksploitasi atau
pengembangan).
B) Kewajiban keuangan bagi kontraktor (Financial Obligations)
Kontraktor diwajibkan untuk mengerjakan suatu pekerjaan yang spesifik,
sehingga dalam melakukannya, harus megeluarkan tingkatan minimum dari
pengeluaran.
Kontraktor
diberikan
jangka
waktu
tertentu
dalam
menyelesaikan kewajiban ini. Ketika gagal, maka kontraktor diharuskan
membayar kepada negara selisih antara jumlah biaya yang secara aktual
dikeluarkan dengan minimum komitmen pengeluaran. Kemudian, ketika
kontraktor melampaui kewajiban pekerjaan minimum pada saat fase
eksplorasi awal, maka kelebihan pekerjaan tersebut akan dikreditkan dengan
persyaratannya dalam fase eksplorasi yang diperpanjang (contoh pada Angola
dan Vietnam).
C) Work Programme and budget
Merupakan program kerja dan anggaran pelaksanaan operasi, termasuk
minimum kewajiban kerja dan rincian dari setiap sumur yang diusulkan, yang
mendapat persetujuan oleh Komite Operasional.
D) Pelepasan (relinquishment)
Mengharuskan kontraktor untuk menyerahkan bagian tertentu dari wilayah
kerja (contract area) kepada negara setelah suatu periode waktu tertentu,
biasanya wilayah yang belum dieksploitasi. Setelah pelepasan, kontraktor
diharuskan untuk memindahkan peralatan, mesin, dan instalasi lainnya dari
area yang dilepaskan.
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
(lanjutan)
E) Operator
Dalam PSC, yang dimaksud dengan operator adalah entitas yang bertanggung
jawab untuk mengelola operasi harian eksplorasi dan eksploitasi migas.
F) Cost Recovery
Kontraktor berhak untuk memperoleh kembali biaya eksplorasi dan produksi
biaya dari produksi minyak yang tersedia atau pendapatan kotor. Nominal
biaya yang dikembalikan biasanya ditentukan sesuai dengan 'prosedur
akuntansi' (yang biasanya dilampirkan pada kontrak), dan biaya yang dapat
dikurangkan untuk tujuan perhitungan penghasilan kena pajak Kontraktor
G) Penemuan komersial (commercial discovery)
Yang dimaksud dengan penemuan komersial adalah penemuan minyak atau
gas bumi dalam jumlah yang cukup untuk menghasilkan produksi yang
berpotensi menguntungkan.
H) Participating interest
Merupakan kepentingan masing-masing peserta dalam sebuah usaha bersama.
Negara umumnya akan memiliki pilihan untuk berpartisipasi sebagai
kontraktor dalam kerangka PSC secara keseluruhan, atau, seperti pada
umumnya negara menanggung semua biaya eksplorasi dan kontraktor akan
memberi negara interest. Ketika membahas permasalahan komersial, negara
umumnya dapat memilih untuk mengkonversi interest partisipasinya untuk
menjadi working interest penuh. Sebagai imbalannya, negara setuju untuk
menggantikan biaya kontraktor yang telah dikeluarkan sampai pada tahapan
tertentu dalam operasi, yang sebanding dengan persentase interest yang
diakuisisi oleh negara.
I) Lingkungan (environment)
Lingkungan merupakan ketentuan umum dimana kontraktor diwajibkan
untuk mengambil langkah yang diperlukan dan memadai untuk menjamin
operasi yang dilakukan sesuai dengan hukum dan peraturan lingkungan
J) Stabilisasi (stabilization)
Dalam konteks kontrak sumber daya, klausul stabilisasi berusaha untuk
mengatasi
permasalahan
negara
yang
mungkin,
kedepannya,
akan
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
(lanjutan)
membalikkan kebijakan yang telah disetujui dalam perjanjian tersebut,
Misalnya, undang-undang minyak bumi atau rezim perpajakan. Klausul ini
mencoba untuk mempertahankan keseimbangan kontrak asli.
K) Assignment / withdrawal
Assignment adalah pengalihan hak atau harta dari satu pihak ke pihak lain
(agar kewajiban dapat dialihtangankan, persetujuan dari pihak kontraktor lain
mungkin diperlukan).
L) Terminasi (termination)
PSC umumnya akan berakhir setelah melewati masa kontrak atau karena
suatu peristiwa telah muncul yang memberikan hak salah satu pihak untuk
mengakhiri kontrak PSC dan pihak-pihak yang telah melaksanakan hak-hak
tersebut.
M) Expropriasi (expropriation)
Yang dimaksud dengan ekspropriasi adalah penyitaan wajib milik pribadi
oleh, atau penyerahan wajib milik pribadi untuk, otoritas pemerintah, seolaholah untuk kepentingan publik.
N) Kewajiban (liability)
Yang dimaksud dari kewajiban adalah tanggung jawab atas konsekuensi dari
tindakan seseorang atau kelalaian, dilaksanakan dengan hukum perdata atau
hukuman pidana
O) Force Majeure
Force majeure merupakan kejadian di luar kuasa para pihak yang melakukan
perjanjian, sehingga akan menghapuskan kewajiban pihak tersebut.
P) Ganti rugi (indemnities)
Suatu usaha untuk mengimbangi atau memberikan perlindungan terhadap
kerusakan, kerugian atau tanggung jawab. Dalam kontrak, konsep ganti rugi
dapat terjadi ketika suatu pihak setuju untuk membayar atas potensi kerugian
dari yang lain, atau untuk melindungi diri dari kewajiban yang timbul dari
kerugian tersebut.
Q) Pengendalian nilai tukar mata uang (currency exchange control)
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
(lanjutan)
Ketentuan ini umumnya memberikan kontraktor hak yang berhubungan
dengan pembayaran dan nilai tukar mata uang, termasuk hak untuk
melakukan pembayaran dalam mata uang dari negara yang bersangkutan atau
mata uang asing, untuk bebas mengkonversi dana, untuk membayar karyawan
asing dalam mata uang asing, dan untuk menyetor hasil penjualan minyak ke
luar negeri.
R) National Economic Interest
Mayoritas PSC juga mewajibkan kontraktor untuk memasok minyak dan /
atau gas ke pasar domestik, sesuai dengan komitmen penjualan yang ada.
Dalam kasus-kasus tertentu kewajiban ini hanya muncul ketika negara tidak
mampu memenuhi permintaan itu sendiri. Perjanjian umumnya akan
menggantikan minyak dan / atau gas kontraktor pada harga pasar, walaupun
mungkin ada ketentuan dimana kontraktor dikompensasikan dengan diskon
tertentu dari harga pasar.
S) Pengembangan masyarakat (community development)
Kontraktor diwajibkan untuk mempekerjakan warga lokal dan kontraktor
perlu menyediakan atau memberikan kontribusi finansial untuk berbagai
skema pelatihan dan pendidikan bagi pekerja lokal.
T) Valuasi (valuation)
Pada saat transaksi, harga pasar umumnya merupakan free on board (FOB)
harga pasar pada titik pengiriman atau harga aktual yang diterima oleh
masing-masing pihak selama kuartal tertentu untuk penjualan minyak serupa.
Hal ini biasanya disesuaikan untuk mengakomodasi perbedaan dalam kualitas,
pengiriman, transportasi dan pembayaran (contoh: Cina), dan mungkin belum
termasuk jenis transaksi tertentu, misalnya, penjualan kepada negara.
U) Keamanan (security)
Kinerja kontraktor dari kewajiban kerja minimum dan pembayaran komitmen
pengeluaran minimum, dapat diamakan dengan jaminan. Jaminan tersebut
umumnya disesuaikan setiap tahun untuk memperhitungkan uang yang
dikeluarkan oleh Kontraktor selama tahun itu, atau dapat ditingkatkan jika
tahap eksplorasi diperpanjang.
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014
(lanjutan)
V) Kerahasiaan (confidentiality)
Kerahasiaan adalah poin penting dalam PSC, yang menyediakan kedua belah
pihak untuk memperoleh persetujuan terlebih dahulu dari yang lain sebelum
dapat mengungkapkan "informasi rahasia" kepada pihak ketiga, ini umumnya
didefinisikan sebagai memasukkan semua data, informasi dan laporan yang
berkaitan dengan operasi perminyakan.
W) Penyelesaian sengketa
Terminologi atau klausul penyelesaian sengketa dalam kontrak PSC
dimasukkan untuk untuk menentukan bagaimana cara menyelesaikan
perselisihan ketika terjadi di antara para pihak yang melakukan kontrak.
Penyelesaian
sengketa
yang
dimaksud
adalah
suatu
proses
untuk
menyelesaikan sengketa antara para pihak yang melakukan kontrak.
Penyelesaian sengketa alternatif sering dilakukan sebagai pengganti atau
sebelum dilakukannya litigasi. Langkah awal yang biasanya dilakukan adalah
dengan melakukan musyawarah dengan manajemen senior, namun ketika hal
tersebut gagal, maka akan dilakukan dengan dengan arbitrase atau dengan
mengikuti mekanisme yang telah ditentukan ahli hukum.
X) Anti penyuapan dan / atau korupsi
Ketentuan yang berkaitan dengan anti penyuapan dan / atau korupsi, tidak
sering terlihat di PSC, meskipun telah dicatat bahwa hal ini adalah bagian
yang berkembang dari hukum internasional dengan undang-undang yang luas
dan jauh jangkauannya, namun diperkenalkan relatif baru, misalnya di Inggris
dan Amerika Serikat. Ketentuan tersebut umumnya cukup luas, yakni
mengharuskan Kontraktor untuk menjamin bahwa hal yang diperbuat tidak
akan mengarah kepada penyuapan pejabat negara, seperti pemberian hadiah
atau membujuk mereka, atas setiap tindakan yang diambil yang menjadi tugas
mereka.
!
Universitas Indonesia
Pengaruh perlakuan ..., Shafa Tasya Kamila, FE UI, 2014