Aspek Keekonomian POD 2013

ASPEK KOMERSIALPOD / POP

BALI, 24 – 27 APRIL 2013SKKMIGAS - PERTAMINA - UNIVERSITAS

BY : LUKMAN GAOS - SKKMIGAS

AGENDA :

1.OVERVIEW2.ASPEK KEEKONOMIAN :

a) BIAYA PENGEMBANGANb) PRODUKSIc) HARGA MINYAK DAN GASd) FISCAL SYSTEMSe) INDIKATOR KEEKONOMIANf) SENSITIVITAS

Plan of Development

PSC Exhibit C

Work Program & Budget

Non Project

Project

Authorization for Expenditures

Financial Quarterly Report

(FQR)

Authorization for Expenditures – Close

OutAuthorization for

Expenditures

PROSES BISNIS UTAMA

PIS

RESERVOIR CONSIDERATIONS

GEOLOGICAL CONSIDERATIONS

DRILLING CONSIDERATIONS

DESIGN & ENGENEERING

PROD. FACEPRODUCTION

FORECAST

PROJECT SCHEDULE

ECONOMICS EVALUATION

INVESTMENT & OPERATING COST

ESTIMATE

OIL & GAS PLAN OF

DEVELOPMENT

VolumeEstimates

FluidComp’ns

WellLithologies

WellDesigns

Drilling Time/CostEstimates

WellSchedules

SurfaceProductionFacilities

Storage& ExportSystems

TimeSchedules

InvestmentProfile

ProductPrices &

Bases

FiscalSystems

WellRates

Well No.sTypes,

Locations

ProductionProfile

CAPEX &OPEX

Estimates

EconomicIndicators

Select“Best” Development Plan

DrillingFacilities

Safety &EnvironmentAssessments

OVERVIEW OF FIELD DEVELOPMENT PLANNINGRe

serv

oir/

Petro

leum

Engi

neer

ing

Drilli

ngEn

gine

erin

gFa

ciliti

esEn

gine

erin

gEc

onom

icsMa

nage

men

t

DEVELOPMENT EVALUATION PROCESS

CAPEX Costs

OPEX - Decomm Costs

Prime Input data Development concept Process Selection

ScheduleTotal Project Cost

AGENDA :



HUBUNGAN OIL PRICE VS COST

BIAYA PENGEMBANGAN LAPANGAN

Biaya pengembangan lapangan yang dimaksud rangkuman atas biaya pada Bab 5

(DriIling dan Completion), Bab 6 (Production Facilities), dan Bab 9 (Abandonment

dan Site Restoration (ASR) Plan), serta penjelasan biaya operasi & sunk cost

sebagai berikut :

(1) Sunk cost / pre production cost (POD I)

(2) Biaya pemboran dan komplesi.

(3) Biaya fasilitas produksi : onshore / offshore oil processing facilities, onshore /

offshore gas processing facilities, utilities, other facilities.

(4) Biaya ASR.

(5) Biaya operasi sesuai masa produksi dan atau biaya yang timbul dari kegiatan

sharing facilities (biaya operasi langsung dan tidak langsung).

COST ESTIMATION

EXISTINGCOST – ESTIMATES

FEED-BACK FROMPROJECTS

RATIOS LIBRARY

COUNTRIES DATA

MAIN EQUIPMENTACTUALISED DATA BASE

CALCULATION PROGRAMSFOR MAIN EQUIPMENT

REFERENCE CURVES

COST ESTIMATE

DATA

BASE

DATA BASEPROCESSING

PROJECT COST ESTIMATION

EXAMPLE GLOBAL MARKET STEEL

EXAMPLE ENERGY SPECIFIC MARKET OFFSHORE RIGS

UNSUR BIAYA DALAM COST RECOVERY PSC

Oil Well Operations Oil Prod. & Process. Sec. Rec. Operation Storage, Handling,

Transport., Delivery Supervision Maintenance Electricity Services Transportation cost Production General Others

Seismic G & G Studies Expl. Drilling Intang. Expl. Administration

Dev. Dril. Intang.

Finance & Adm. Safety & Security Transport. Automobile Training Accommodation Other Personal Expenses Public Relation Office Rents Other General Office

Expenses Home Office Overhead

Expl. Non Capital Prod. Operation Dev. Non Capital Administration

Expl. Drill. Tang. Dev. Dril. Tang Prod. Facilities Office & Housing

Movables

Current YearOperating Cost

Depreciation

TotalCost Recovery

Sunk Cost

Production Operation

General & Administration

AGENDA :



Input Produksi :a. Minyak dalam satuan BOPD dan Gas dalam satuan MMSCFD.b. Produksi minyak dan gas berdasarkan hasil Simulasi

Reservoir, Decline Curve Analysis, dll.c. Dalam hal pengembangan berkaitan dengan Secondary

Recovery/EOR diperlukan data spesifik terkait : Baseline(Disepakati SKKMIGAS dan KKKS) dan Produksi Incrementaldari Kegiatan Sec. Rec / EOR.

d. Data Produksi Incremental Secondary Recovery / EnhancedOil Recovery tersebut dirangkum seperti pada Lampiran III.1(Tabel Incremental Production).

Cadangan untuk keperluan POP dan POD/POFD

Cadangan untuk prediksi produksi yang akan digunakan dalam perhitungan keekonomian dalam pengajuan POP dan POD/POFD• POP (Put On Production) :

90% P1

• POD (Plan of Development) :

Minyak = 90% P1 + 50% P2

Gas Pipa = 90% P1 + 50% P2

Gas LNG = 90% P1

• POFD (Plan of Future Development) :

Minyak = 90% P1 (Sisa Cadangan) + 50% P2

Gas Pipa = 90% P1 (Sisa Cadangan) + 50% P2

Gas LNG = 90% P1 (Sisa Cadangan)

Contoh Produksi Minyak, Gas, Incremental

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

Jan-0

8

May-08

Sep-08

Jan-0

9

May-09

Sep-09

Jan-1

0

May-10

Sep-10

Jan-1

1

May-11

Sep-11

Jan-1

2

May-12

Sep-12

Jan-1

3

May-13

Sep-13

Jan-1

4

May-14

Sep-14

Jan-1

5

May-15

Sep-15

Jan-1

6

May-16

Sep-16

Jan-1

7

May-17

Sep-17

Jan-1

8

May-18

BO

PD

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

Phase 2 Region I

Phase 2 Region III

Phase 1 Region IV

Phase 1 Region III

Existing Region I

Existing Region III

Existing Region II

Cumualtive Oil (MBO)

By assuming field economic limit of 400 BOPD, the cumulative production is 3.7 MMBO (until Sept 2013)

Cum

ualti

ve O

il (M

BO

)

ECONOMIC LIMIT

ECONOMIC LIMITWITH HIGH OP. COSTS

ECONOMIC LIMITWITH LOW OP. COSTS

TIME

OIL

/GAS

PR

OD

UC

TIO

N R

ATE

BADAN PELAKSANA KEGIATAN HULU MINYAK DAN GAS BUMIPEDOMAN TEKNIS DAN PROSEDUR TATA KERJA No Dokumen : BPM/Pros. …..

PLAN OF DEVELOPMENT (POD) Revisi : 1

Tanggal Terbit : … ….. …..

LAMPIRAN III.1 FORMAT PENGAJUAN POD/POP Halaman : 1 dari …

TABEL INCREMENTAL PRODUCTION

PSC :Working Area :Field :POD Type :Production Rate :

PeriodTotal Production Primary Production Enhanced Recovery (Incremental

Production)Year12345678910…

TOTAL

Contoh Input Perkiraan Produksi

Sales Gas Daily Rate(MMSCFD)

Annual Rate(BSCF)

Cond. Daily Rate (BCPD)

Annual Cond. Rate(MSTB)

1 2011 365 - - 2 2012 366 - - 3 2013 365 - - 4 2014 365 - - 5 1 2015 365 144.39 52.7 247.07 90.2 6 2 2016 366 288.00 105.4 443.13 162.2 7 3 2017 365 288.00 105.1 368.42 134.5 8 4 2018 365 288.00 105.1 297.24 108.5 9 5 2019 365 288.00 105.1 227.96 83.2

10 6 2020 366 288.00 105.4 166.26 60.9 11 7 2021 365 267.21 97.5 107.54 39.3 12 8 2022 365 199.32 72.8 60.64 22.1 13 9 2023 365 142.99 52.2 36.21 13.2 14 10 2024 366 104.01 38.1 23.31 8.5 15 11 2025 365 78.56 28.7 16.52 6.0 16 12 2026 365 53.07 19.4 11.36 4.1 17 13 2027 365 43.06 15.7 9.00 3.3 18 14 2028 366 26.03 9.5 5.84 2.1 19 15 2029 365 0.00 - 0.00 - 20 16 2030 365 0.00 - 0.00 - 21 17 2031 365 0.00 - 0.00 - 22 18 2032 366 0.00 - 0.00 - 23 19 2033 365 0.00 - 0.00 -

Total 912.7 738.1

Hit. Sejak Prod. Mulai

Hit. Sejak Proj. mulai

Tahun Number of Days

Production

AGENDA :



Asumsi harga minyak/kondensat dan/atau gas dalam US Dollar (US$).

Harga minyak yang digunakan dalam perhitungan keekonomianmenggunakan harga yang tetap selama masa produksi.

Perkiraan harga minyak minyak diambil flat dengan suatu pendekatan80% dari rata-rata data sejarah ICP selama 5 tahun terakhir

0

50

100

150

200

250

300

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Constant 2012$ Current $

US

$/B

BL

Sumber :IHS

Perkiraan harga gas:

– Dalam hal sudah ada GSA, gunakan harga yang sudah disepakati dalamGSA

– Dalam hal jual beli gas masih dalam tahap MOU atau HOA, harga gas yangdigunakan adalah harga minimum keekonomian

– Mempertimbangkan kondisi harga gas di wilayah sekitar lapangan dankewajaran sesuai hasil perhitungan keekonomian POD.

Komersial GasMenjelaskan perkembangan pasar gas di sekitar wilayah kerja dan perkembangan diskusidengan calon pembeli serta dokumen perjanjian jual beli gas (Term and Condition) yangtelah disepakati. Dokumen perjanjian jual beli gas dapat berupa tetapi tidak terbatas padaMOU (Memorandum of Understanding) atau HOA (Head of Agreement) atau existing gascontract.

AGENDA :



Production Sharing Contract (PSC)

Section Tittle Section TittleI Scope & Definition XII Employment & Training of

Indonesian PersonnelII Terms XIII TerminationIII Exclusion of areas XIV Books & Accounts, and AuditsIV Work program & Expenditures XV Other ProvisionsV Right & Obligation of the

PartiesXVI Participation

VI Recovery of Operating Cost & Handling of Crude Production

XVII Effectiveness

VII Valuation of Crude Oil & Natural Gas

EXHIBITS

VIII Compensation, Assistance & Production Bonus

“A” Description of Contract Area

IX Payments “B” Map of Contract AreaX Title of Equipment “C” Accounting ProcedureXI Consultation & Arbitration “D” Memorandum of Participation

Fiscal Terms untuk Perhitungan Keekonomian Proyek serta Pengaturannya dalam dalam PSC

Parameter Fiskal Pengaturan dalam PSCOil Split Pada section 6.1.3

Gas Split Pada section 6.2.2

FTP Pada section 6.3.1, 6.3.2 dan 6.3.3

Porsi DMO Pada section 5.2.16

DMO Fee Pada section 5.2.16

Incentif Investment Credit untuk fasilitas produksi minyak Pada section 6.1.7

Incentif Investment Credit untuk fasilitas produksi minyak Pada section 6.2.3

Insentif DMO Holiday Pada section 5.2.16

Mekanisme Cost Recovery untuk minyak Pada Section 6.1.2 dan Exibits C

Mekanisme Cost Recovery untuk gas Section 6.2.2 dan Exibits C

Depresiasi (Metode, Faktor Depresiasi dan Lama Depresiasi) Pada exibits C tentang Accounting Procedure

Abandonment & Site Restoration (ASR) termasuk kewajiban untukmencadangkan dana selama masa produksi

Pada section 5.2.5

Bonus-Bonus yang harus dibayar kontraktor Pada Section 8.1, 8.2, 8.3 dan 8.4

Kewajiban membayar pajak penghasilan dan pajak thd. Profit sertapembebasan kontraktor thd. Ppn, pungutan ekspor & impor

Pada Section 5.2.18 dan 5.3.2

Komitment kegiatan selama 6 tahun masa eksplorasi Pada Section 4.2

Kewajiban menyampaikan POD untuk setiap temuan eksplorasi yang komersial

Pada Section 5.2.5

EKSPL. DIBATASI S/D 1,2 OR 3 YR

NEWDISCOVERY ? COMMERCIAL? TAHAP

PRODUKSIPROFITCENTER

TENDER WK

DENGANSUNK COST

TANPA SUNK COST

DEFFEREDSUNK COST

KOMERSIAL

TIDAK KOMERSIAL

CONTOH ALTERNATIF KOMERSIALISASI WILAYAH KERJA

SELURUHWILAYAH

KERJA

NN

KOMERSIAL BERSYARAT

DI LUARLAP. PROD

HANYA LAPPRODUKSI

WILAYAH KERJADIKEMBALIKAN

INVESTASIKONTRAKTOR

Catatan : Apabila variable pada kotak sebelumnya naik, maka tandapositif didekat anak panah pada kotak berikutnyamenunjukkan kenaikan, Demikian sebaliknya untuk tandanegatif

MODEL KEEKONOMIAN EKSPLORASI & PRODUKSI (II)

(+)

(+)

KREDITINVESTASI

(+)

TOTALKONTRAKTOR

SHARE

(+) (-)

(+)

EQUITY TO BE SPLIT

PENDAPATANKOTOR

PRODUKSI HARGAMINYAK

(+) (+)

DMOREQ

(+)

PAJAKPEMERINTAH

TOTALINDONESIA

GOVERNMENT SHARE

(+)(-)

(+)

(-)

(+)(+) (+)

(+)

COSTRECOVERY

TOTALRECOVERABLE

(+)

Term & Conditions

• FTP (Shared or Not Shared)• Split• Cost Recovery (Deffered Sunk Cost, Block Basis,

POD Basis, Insentif)• DMO Obligation• Depresiasi (Model Depresiasi, Durasi)

BLOK DIAGRAM PERHITUNGAN KEEKONOMIAN PSC + FTP

1

2

3

CONTRACTORSHARE

5 6

GROSS DMO REQ.DMO REQ ADJ.

7

GOVERNMENT TAX48 %

8 9

NETCONTRACTOR

TOTAL CONTRACTOR

10 11

TOTAL GOVERNMENT

12

FTP 20 %

(-)

TAXABLEINCOME

(-)

(+)

TOTALRECOVERABLE

COST

(+)

(+)

(+)

GOVERNMENTSHARE

(-)

(-)

GROSS REVENUE

4EQUITY

TO BE SPLIT

(+)

(+)

CONTOH PERHITUNGAN KEEKONOMIAN PSC DENGAN FTP (1)

1. ANNUAL EXPENDITURE MUS$ US$/BBLa. Capital Input 100 5.56b. Non Capital Input 500 27.78c. Total Expenditure, 1a + 1b 600 33.33

2. LIFTINGSa. Old Oil (MBO) Input 40 -b. New Oil (MBO) Input 60 -c. Oil Price (US$/BBL) Input 18 18d. Gas (MMSCF) Input - -e. Gas Price (US$/MSCF) Input - -

3. GROSS REVENUE (2a + 2b) x 2c + 2d x 2e 1800 100a. First Tranche Petroleum, 20% x 3 360 20

4. GROSS REVENUE AFTER FTP (3 – 3a) 1440 80

100%

B A S E C A S E


5. COST RECOVERY MUS$ US$/BBLa. Unrecovered Other Cost - -b. Current Year Operating Cost, 1b 500 27.78c. Depreciation, misal 10% x 1a 10 0.56d. Total Cost Recovery, 5a + 5b + 5c 510 28.33e. Investment Credit, 17% x 1a 17 0.94f. Total Recoverable, 5d + 5e 527 29.28

6. EQUITY TO BE SPLIT (4 – 5f) 913 50.72

7. INDONESIA SHAREa. Government Equity Share (6) x 0.711538 650 36.09b. Government Equity Share from FTP (3a) x 0.711538 256 14.23c. Domestic Requirement, 8c – 8d 51 2.65d. Gov. Tax. Entitlement, 8f 160 8.88e. Carry forward Interest, 8g - -f. Total Indonesia Share, 7a + 7b + 7c + 7d – 7e 1117 62.5 62%


8. CONTRACTOR SHARE MUS$ US$/BBL

a. Contractor Equity Share, (6) x 0.288462 263 14.63b. Contractor Equity Share from FTP (3a) x 0.288462 104 5.77c. Gross Dom. Requirement (2a + 2b) x 0.288462 x 0.25 x 2c 130 7.21d. Dom. Req. Adjustment (2a x 0.20 + 2b x 2c) x 0.288462 x 0.25 78 4.36e. Taxable Share, 8a + 8b – 8 c + 8d + 5e 333 18.49f. Government Tax. Entitlement, 8a x 0.48 160 8.88g. Carry Forward Interest - -h. Net Contractor Share 8a + 8b – 7c – 8f + 8g 156 8.67

i. Total Contractor Share 5f + 8h 683 37.95

9. NET CASHFLOW SHARE CONTRACTOR, 8i + 1c 83 4.62

38%

BLOK DIAGRAM PERHITUNGAN KEEKONOMIAN PSC – JOB

1

50 % PSC

3

4

5

11

6

TAXABLEINCOME

8

REPAYMENT/REIMBURSMENT

7

PERTAMINAINCOME

10

CONTRACTORSHARE

12 13


14

GOVERNMENT TAX48 %

15 16

NETCONTRACTOR

TOTAL CONTRACTOR

17 18TOTAL

GOI

19

GOVERNMENT TAX

9

GROSS REVENUE

2

(-)

50 % PERTAMINA

(-)

TOTALRECOVERABLE

COST

(-)

(+)

(-)

TAXABLEINCOME

(-)

(+)

FTP 20 %

OPERATING COST

(-)

(+) (+)

(+)

(+)

(-)

(+)GOVERNMENTSHARE

(+)

EQUITYTO BE SPLIT

E. BLOK DIAGRAM PERHITUNGAN KEEKONOMIAN PSC JOB – EOR (WILAYAH KERJA DI DAERAH OPERASI PERTAMINA)

1

50 % PSC

3

4

5

11

6

TAXABLEINCOME

8

REPAYMENT/REIMBURSMENT

7

PERTAMINAINCOME

10

CONTRACTORSHARE

12 13


14

GOVERNMENT TAX48 %

15 16

NETCONTRACTOR

TOTAL CONTRACTOR

17 18TOTAL

GOI

19

GOVERNMENT TAX9

INCREMENTALGROSS REVENUE

2

(-)

50 % PERTAMINA

(-)

TOTALRECOVERABLE

COST

(-)

(+)

(-)

TAXABLEINCOME

(-)

(+)

FTP 20 %

OPERATING COST

(-)

(+) (+)

(+)

(+)

(-)

(+)GOVERNMENTSHARE

(+)

EQUITYTO BE SPLIT

Skema PSC dg. FTP Not-SharedGross Rev.

FTP

Equity to be Split

Gov. Share

Cost Rec.

Contr. ETS

DMO

DMO Fee

GOI Take

Taxable Income

Tax

Net Contr. Share

Gov. ETS

Contr. Share

Tot. Contr. Share

No. PSC Terms Jumlah Sliding Tool1 Contr. Gas Split post Tax 40.00% 4000

Gov. Gas Split post Tax 60.00%2 Contr. Oil Split post Tax 35.00% 3500

Gov. Oil Split post Tax 65.00%4 FTP 15.00% 15005 Contr.Tax 44.00% 44006 Interest for FLNG 6.00% 6007 Investment Credit (IC) 0.00% 08 DMO rate for Oil/Cond. 25.00% 2500

DMO Fee for Oil/Cond. 25.00% 25009 DMO for Natural Gas 25.00% 250010 Discount factor 10.00% 100011 Deprec. Factor 25.00% 250012 GHV (BTU/SCF) 1,050.0 1050013 Drilling Tangible Portion 6.00% 600

14 Production Delay (Months) 0 015 Drilling Tangible Portion 2.10% 210

No. Transporting & Processing Gas to Bontang Jumlah Sliding Tool1 Shrinkage Factor 11.50% 11502 Processing Fee (US$/MSCF) 0.231 231

Contoh Fiscal Terms untuk Perhitungan Keekonomian Proyek

Perpajakan dalam PSC

Sesuai PSC, kontraktor merupakan subject pajak, sebagai berikut :

Periode Pra-1984 1984-1994 1994 - selanjutnya

Total pendapatankena pajak

100% 100% 100%

Tarif PPH 45% 35% 30%

Sisa pendapatansetelah pajak

100%-45%=55% 100%-35%=65% 100%-30%=70%

Tarif Pajak bunga, deviden& royalti (PDBR)

20% 20% 20%

Pajak bunga, deviden & royalti (PDBR)

20%x55% = 11% 20%x65%=13% 20%x70%=14%

Total pajak (effective tax) 45%+11%=56% 35%+13%=48% 30%+14%=44%

Oil Net split 85%:15% 85%:15% 85%:15%

Gross Up Split (before tax split)

15%/(1-56%)=34.0909%

15%/(1-48%)=28.8462%

15%/(1-44%)=26.7857%

Angka split yang tertulis dalam PSC

CONTOH PERHITUNGAN DOMESTIC MARKET OBLIGATION (DMO)

TAHUN PRODUKSI 1 2 3 4 5 6 7 TOTAL A

PRODUKSI MINYAK, BBLS- NEW OIL

100 100 100 100 100 100 100 700 B

GROSS DMO,25% x 0.2885 x Qo x HE

144.25 144.25 144.25 144.25 144.25 144.25 144.25 1009.75 C

DMO ADJUSTMENT- NEW OIL:

25% x 0.2885 x Qnew x HE- OLD OIL:

25% x 0.2885 x Qold x 10% HE

144.25

0

144.25

0

144.25

0

144.25

0

144.25

0

0

144.25

0

144.25

721.25

28.85

D

DMO ADJUSTMENT TOTAL 144.25 144.25 144.25 144.25 144.25 144.25 144.25 750.1 F=D+E

KEWAJIBAN KONTRAKTOR KEPADA PEMERINTAH

0 0 0 0 0 129.825 129.825 259.65 G=C-F

A. SELURUHNYA NEW OIL

CONTOH PERHITUNGAN DOMESTIC MARKET OBLIGATION (DMO)

TAHUN PRODUKSI 1 2 3 4 5 6 7 TOTAL A

PRODUKSI MINYAK, BBLS- NEW OIL- OLD OIL

TOTAL

10050

150

10050

150

10050

150

10050

150

10050

150

10050

150

10050

150

700350

1050

BCD

GROSS DMO,25% x 0.2885 x Qtot x HE 216.38 216.38 216.38 216.38 216.38 216.38 216.38 1.514.63 E

DMO ADJUSTMENT- NEW OIL:

25% x 0.2885 x Qnew x HE25% x 0.2885 x Qold x 10% x HE

- OLD OIL:25% x 0.2885 x Qold x 10% x HE

144.250

7.21

144.250

7.21

144.250

7.21

144.250

7.21

144.250

7.21

014.43

7.21

014.43

7.21

721.2528.85

50.49

FG

H

DMO ADJUSTMENT TOTAL 151.46 151.46 151.46 151.46 151.46 21.64 21.64 800.59 I=F+G+H

KEWAJIBAN KONTRAKTOR KEPADA PEMERINTAH

64.91 64.91 64.91 64.91 64.91 194.74 194.74 714.04 J=E+I

B. NEW OIL + OLD OIL

MEKANISME DEPRESIASI DALAM INVESTASI MIGAS

A. STRAIGHT LINE (SL)B. DECLINING BALANCE (DB)C. DOUBLE DECLINING BALANCE (DDB)D. UNITS OF PRODUCTION (UOP)E. SUM-OF-THE YEARS DIGITS (SD)

Definisi :Depresiasi adalah suatu mekanisme perhitungan untuk memperkirakan nilaisaat aset kapital dan didistribusikan selama masa guna aset tersebut

Fungsi Depresiasi : Depresiasi untuk perhitungan cost recovery, pajak, contractor share dan

government income setiap tahun. Untuk menghitung profit dalam “Net Cash Flow Model” Metoda depresiasi dan umur masa guna aset ditentukan berdasarkan perjanjian,

tergantung regulasi dan peraturan yang berlaku. PSC di Indonesia : Exhibit C

Perhitungan dimulai pada saat aset tersebut didayagunakan pada skala penuh dan memberi manfaat seusia dengan fungsinya (placed into service)

Dimana : D = Depresiasi T = Masa guna aset, tahunC = Nilai aset, $ NS = Nilai sisai = Tahun ke i F = Faktor depresiasi (= 1/T)

Contoh : Nilai aset US$ 100 jutaMasa guna aset 5 tahun Nilai sisa tidak ada

Hitung depresiasi setiap tahun ?

Jawab :Faktor depresiasi = 1/5 x 100% = 20%Di = 20% (100 – 0)

= US$ 20 juta per tahun

Di = F (C – NS)= 1/T (C – NS)

A. STRAIGHT LINE (SL) – (1)

Thn 1 Thn 2 Thn 3 Thn 4 Thn 5

NS @ awal tahun 100 80 60 40 20Depresiasi tahunan 20 20 20 20 20NS @ akhir tahun 80 60 40 20 0

MMUS$

Karakteristik : Nilai aset berkurang setiap tahun secara linier Jumlah depresiasi sama besar setiap tahun Apabila tidak ada Nilai Sisa, seluruh nilai aset pada saat akhir masa

guna menjadi nol (tidak bernilai lagi) Seluruh nilai aset terdepresiasikan

A. STRAIGHT LINE (SL) – (2)

Dimana : D= Depresiasi C = Nilai asetF = Faktor depresiasi (= 1/T) T = Masa guna aset, tahuni = Tahun ke I

Di = C x F (1 – F) i-1

B. DECLINING BALANCE (DB) – (1)

Thn 1 Thn 2 Thn 3 Thn 4 Thn 5NS @ awal tahun C C (1-F) C(1-F)2 C(1-F)3 C(1-F)4

Depresiasi tahunan C x F CxF(1-F) CxF(1-F)2 CxF(1-F)3 CxF(1-F)4

NS @ akhir tahun C (1-F) C(1-F)2 C(1-F)3 C(1-F)4 C(1-F)5

B. DECLINING BALANCE (DB) – (2)

Thn 1 Thn 2 Thn 3 Thn 4 Thn 5NS @ awal tahun 100 80 64 51.2 41Depresiasi tahunan 20 16 12.8 10.2 8.19NS @ akhir tahun 80 64 51.2 41 32.81

Dari contoh sebelumnya,

Karakteristik : Nilai aset berkurang secara eksponensial, setiap tahun

berkurangnya semakin kecil Jumlah depresiasi menurun setiap tahun Nilai aset tidak seluruhnya terdepresiasikan pada akhir masa

guna, masih ada nilai sisa yang tidak terdepresiasikan

Dimana : 2F = double rate of depreciation (2/T)Dari contoh pada soal A, 2F = 2 x 1/T

= 2 x 1/5 x 100%= 40%

Di = C x 2F (1 – 2F) i-1

C. DOUBLE DECLINING BALANCE (DDB) – (1)

Thn 1 Thn 2 Thn 3 Thn 4 Thn 5NS @ awal tahun C C (1-2F)2 C(1-2F)2 C(1-2F)3 C(1-2F)4

Depresiasi tahunan C x 2F Cx2F(1-2F) Cx2F(1-2F)2 Cx2F(1-2F)3 Cx2F(1-2F)4

NS @ akhir tahun C (1-2F) C(1-2F)2 C(1-2F)3 C(1-2F)4 C(1-2F)5

Thn 1 Thn 2 Thn 3 Thn 4 Thn 5NS @ awal tahun 100 60 36 21.6 12.96Depresiasi tahunan 40 24 14.4 8.64 5.18NS @ akhir tahun 60 36 21.6 12.96 7.78

C. DOUBLE DECLINING BALANCE (DDB) – (2)

Karakteristik : Caranya sama dengan “declining balance”, namun faktor depresiasi

dikalikan dua. Depresiasi terbesar terjadi pada tahun pertama lalu menurun setiap

tahun secara eksponensial Nilai aset menurun secara cepat, setiap tahun berkurang cukup besar. Pada akhir masa guna masih ada nilai aset yang tidak

terdepresiasikan, namun jumlahnya cukup kecil. Nilai aset yang tidak terdepresiasikan tersebut dapat didepresiasikan

seluruhnya dengan kombinasi metoda straight line pada tahun ke i =(T+1)-T)/F = dimana F=2

D. UNIT OF PRODUCTION (UOP) – (1)

Thn 1 Thn 2 Thn 3 Thn 4 Thn 5Produksi MMBO 10 15 10 10 5P/R ratio 20% 30% 20% 20% 10%Tingkat depresiasi 20% 30% 20% 20% 10%Depresiasi, MMS 20 30 20 20 10

Dimana : Di = Depresiasi, $/thn R = Cadangan minyak, MMBOC = Nilai aset $ I = Tahun ke iP = Produksi minyak, MMBO

Misalkan nilai aset $ 100 juta untuk memproduksikan minyak dari cadangansebesar 50 juta barrel selama 5 tahun.

PR

x CDi=i

Karakteristik : Tidak tergantung umur masa guna aset Tergantung besarnya unit produksi yang akan dihasilkan setiap tahun Tergantung besarnya perkiraan cadangan migas Tingkat depresiasi tertinggi terjadi pada awal masa produksi Pada masa akhir produksi, tingkat depresiasi semakin kecil karena

produksi semakin menurun Apabila ternyata cadangan migas berubah, maka tingkat depresiasi

pada tahun sebelumnya harus disesuaikan kembali Seluruh nilai aset terdepresiasikan

D. UNIT OF PRODUCTION (UOP) – (2)

E. SUM OF THE YEAR DIGITS (SD) – (1)

R Sisa tahunJumlah tahun=

Dimana : D = Depresiasi= Nilai aset, $

Di = Ri x C

Dari contoh sebelumnya jumlah tahun = 1+2+3+4+5= 15 (sum of years

C

E. SUM OF THE YEAR DIGITS (SD) – (2)

Thn 1 Thn 2 Thn 3 Thn 4 Thn 5Sum of Years, tahun 15 -- -- -- --Sisa tahun 5 4 3 2 1R 33.3% 26.7% 20% 13.3% 6.7%Tingkat depresiasi 33.3% 26.7% 20% 13.3% 6.7%Depresiasi, MMS 33.3 26.7 20 13.3 6.7

Karakteristik : Cara ini termasuk metoda depresiasi dipercepat sebagaimana

halnya dengan metoda “double declining balance” dan “unit of production”

Tingkat depresiasi awal lebih besar dari pada akhir masa gunaaset

Seluruh nilai aset terdepresiasikan

PERBANDINGAN METODA DEPRESIASI

M E T O D A Depresiasi

Thn 1 Thn 2 Thn 3 Thn 4 Thn 5 Total SisaSTRAIGHT LINE (SL) 20 20 20 20 20 100 0DECLINING BALANCE (DB) 20 16 12.8 10.2 8.2 67.2 32.8DOUBLE DECL. BALANCE (DDB) 40 24 14.6 8.64 5.18 92.42 7.58UNIT OF PRODUCTION (UOP) 20 30 20 20 10 100 0SUM-OF THE-YEAR DIGITS (SD) 33.3 26.7 20 13.3 6.7 100 0

Catatan :Nilai aset $100 juta, masa guna aset 5 tahunUntuk metoda UOP dimisalkan cadangan minyak 50 MMBO

0

20

40

60

1 2 3 4 5Sum-of-the-year Digit 33,3 26,7 20 13,3 6,7Unit of Prod. (UOP) 20 30 20 20 10Dbl. Decl. Bal. (DDB) 40 24 14,6 8,64 5,18Declining Bal. (DB) 20 16 12,8 10,2 8,2Straight Line (SL) 20 20 20 20 20

Depr

esia

si, M

MS

PERBANDINGAN NILAI DEPRESIASI

i. KKKS dapat mengajukan insentif sesuai isi Kontrak Kerja Sama.

ii. Pencantuman insentif dalam usulan POD tidak berarti insentif tersebut akan

disetujui oleh SKKMIGAS.

iii. Persetujuan/penolakan atas insentif akan dicantumkan dalam surat persetujuan

POD.

iv. Bilamana insentif diberikan, rincian insentif harus tercantum dan telah

diperhitungkan dalam keekonomian proyek.

v. Insentif lain yang tidak tercantum dalam KKS memerlukan persetujuan Kementerian

ESDM.

INSENTIF PENGEMBANGAN LAPANGAN

Jenis –Jenis Insentif dalam Pengembangan Lapangan Migas

Insentif Investment Credit

Investment credit (kredit investasi) merupakan insentif diperhitungkan daribiaya capital yang secara langsung untuk pengembangan minyak mentahatau gas bumi pada pengembangan lapangan.

Insentif ini ditentukan dari pendapatan kotor sebelum dibagi antara konraktordan pemerintah.

Karena merupakan bentuk penghasilan bagi kontraktor, maka insentifInvestment Credit harus dikenai pajak.

Insentif investment credit juga diberikan untuk pengembangan lapangansecondary recovery dan tertiary recovery.

Insentif DMODomestik Market Obligation (DMO) merupakan kewajiban kontraktor untuk

menyerahkan sebagian share minyaknya kepada pemerintah untuk memenuhikebutuhan bahan bakar minyak dalam negeri dan sebagai imbalannya, pemerintahmemberikan DMO Fee kepada kontraktor.

Dalam hal kontraktor mendapatkan insentif DMO (insentif DMO Holiday), DMOFee selama 60 bulan sejak produksi awal yang dibayarkan oleh pemerintah,besarnya sama dengan harga minyak ekspor.

Insentif DMO bertujuan untuk meningkatkan kegiatan eksplorasi di wilayah kerjabersangkutan sehingga dapat ditemukan temuan-temuan migas baru. Adanyainsentif DMO ini merupakan salah satu penyebab kenapa kontraktormemproduksikan minyaknya setinggi-tingginya di awal masa produksi.

Insentif DMO berlaku untuk lapangan baru (new field) berdasarkan kajian denganmatrik penilaian new field. Insentif ini diberlakukan juga untuk tambahan minyakdari kegiatan secondary recovery dan tertiary recovery.


INSENTIF LAINNYA :

1. FTP (SHARED OR NOT SHARED)

2. AGAD (ACCELERATED GAS ASSET DEPRECIATION)

3. SEWA FASILITAS PRODUKSI

AGENDA :



Indikator Keekonomian : Pemerintah :

GOI (Government Income) dalam PV dan Persentasependapatan pemerintah terhadap Gross Revenue danKum. GOI.

Kontraktor :Net Cashflow (NCF), NCF/Gross RevenueCost Recovery (CR), CR/Gross RevenueInternal Rate of Return (IRR),Net Present Value (NPV). (Disarankan pakai 10%)Pay out Time (POT)

Analisa keekonomian disampaikan sesuai lampiran V.(Form Keekonomian).

Gross Revenue

FTP (10%)

Cost Recovery

Equity To Be Split

Contractor ShareGovernment Share

Net DMO

Tax

Government Take Contractor Take

(-)

(-)

(-)

(-)

(+)

(+)

(+)

(+)

Biaya Pengembangan (Capex & Opex) Fiscal terms & conditions Indikator keuntungan : Kontraktor (NPV, IRR, POT, PV Ratio)

Pemerintah (GOI Take, %GOI Take, GOI PV)

BASIC PSC ECONOMIC MODEL

Biaya pengembangan : Sunk cost / pre production cost (POD I),

biaya pemboran dan komplesi, biaya fasilitas produksi, biaya abandonment dan site restoration

Biaya operasi

Contoh Cash Flow Profile

10%

37,5% 62,5%

85% 15%

Tax = 44%

25% Cont.Sha * (75-90)% Harga Pasar

No Parameter Satuan Original Revisi * Delta *1 Produksi Minyak MBBL

2 Harga Minyak US$/BBL

3 Produksi Gas BCF

4 Harga Gas US$/MCF

5 Gross Revenue MUS$

6 BIaya Investasi MUS$

7 Biaya Operasi

Operating Cost MUS$

Abandonment Cost MUS$

8 Cost Recovery

Sunk Cost / unrecovered cost MUS$

(% Gross Revenue) (%)

9 Kontraktor

Net Cashflow MUS$


NPV @ 10% DF MUS$

IRR %

Payback Period Tahun

10 Indonesia

Total Penerimaan MUS$


(*) berlaku untuk revisi POD

Tabel Hasil Perhitungan Keekonomian

No Parameter Satuan Existing Blok (*) POD Lapangan Blok + POD (*)

1 Produksi Minyak MBBL2 Harga Minyak US$/BBL3 Produksi Gas BCF4 Harga Gas US$/MCF5 Gross Revenue MUS$6 BIaya Investasi MUS$7 Biaya Operasi

Operating Cost MUS$Abandonment Cost MUS$

8 Cost RecoverySunk Cost / unrecovered cost MUS$(% Gross Revenue) (%)

9 KontraktorNet Cashflow MUS$(% Gross Revenue) (%)NPV @ 10% DF MUS$IRR %Payback Period Tahun

10 Indonesia Total Penerimaan MUS$(% Gross Revenue) (%)

Tabel Hasil Perhitungan Keekonomian

Menghitung NPV

Waktu Sekarang

DF merupakan opportunity cost of capital yang tergantung struktur modal, overhead dan premi risiko

Kerterangan : MARR = marginal atractive rate of return DF = Discount Factor RE = biaya modal milik sendiri RD = biaya modal pinjaman E = Modal sendiri D = Modal pinjaman V = Total modal pinjaman + modal sendiri

NPV merupakan nilai sekarang bersih dari kumulatif aliran kas selama umur proyek. Untuk mendiskon ke nilai sekarang, harus digunakan opportunity cost dari modal yang digunakan untuk proyek tersebut.

Menghitung PVratio

I3

R

I0

I1

I2

R

4

R R

n

R

OOOOO O O5

NPV

PV (Investment)

Keterangan :PV = present value I = investasiO = opexR = revenue sebagai cash in

PV ratio menyatakan besarnya NPV yang bisa dihasilkan dari setiap 1 dollar nilai investasi saat ini. PV ratio > 1 adalah excellent, PV ratio antara 0.5 dan 1 adalah profitable, PV ratio antara 0.2 dan 0.5 adalah memuaskan, PV ratio antara 0 dan 0.2 adalah not attractive sedangkan PV ratio < 0 adalah tidak ekonomis.

Menghitung IRR

PV (CF), MM$

1

2

3

0

4

5

-1

-2

DF

5% 10% 15% 20% 25%

IRR

IRR merupakan tingkat pengembalian investasi dalam suatu proyek,dimana makin menarik dari segi keekonomian dari suatu proyek, makaIRR akan makin besar demikian juga sebaliknya. Suatu proyekekonomis, jika IRR lebih besar dari MARR. Secara matematis, IRRmerupakan nilai discount factor (DF) saat NPV = 0. Nilai ini didapatkandengan interpolasi linier dari present value kontraktor pada berbagainilai discount factor. Dalam spreadsheet excell, IRR ditentukandengan formula “=IRR(DF,CF1:CFn)”

Jika IRR>= MARR, maka proyek ekonomisJika IRR < MARR, maka proyek tidak ekonomis

Menghitung Payout Time (POT)

POT merupakan waktu saat kumultif cash flow sama dengan nol dari semenjak proyek dimulaiMakin pendek POT, maka proyek tersebut akan makin menarik sedangkan POT makin panjang, proyek makin tidak menarik.

Cum CF, MM$

1

2

3

0

4

5

-1

-2

Year1 2 3 4 5

POT

AGENDA :



Analisis sensitivitas penerimaan pemerintah harus dilakukanminimal berdasarkan perubahan 4 (empat) parameter, yaitu:

Price (Oil & Gas), Capital, Operating Expenditure, dan Production

Hasil analisis sensitifitas ditampilkan dalam bentuk spiderdiagram atau tornado chartSensitivitas Keekonomian disampaikan sesuai lampiran V.3(Form Keekonomian)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

50% 60% 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150%

%G

OI

%Reserve, Price & Cost

%GOI SENSITIVITY

Oil Reserve

Gas Reserve

Oil Price

Gas Price

Investment

Operating Cost

Grafik Analisa Sensitivitas Keekonomian

0% 5% 10% 15% 20% 25%

Gas Reserve (±30%)

Cond. Reserve (±30%)

Gas Price (±30%)

Cond. Price (±30%)

Investment (±30%)

Opex (±30%)

Contr. IRR

Contr. IRR Sensitivity

Higher Case (+30%)Lower Case (-30%)

Sensitivity dg. Diagram Tornado

-400,000 -200,000 0 200,000 400,000 600,000 800,000

Gas Reserve (±30%)


Gas Price (±30%)

Cond. Price (±30%)

Investment (±30%)

Opex (±30%)

Contr. NPV Sensitivity


-200,000 0 200,000 400,000 600,000 800,000

Gas Reserve (±30%)


Gas Price (±30%)

Cond. Price (±30%)

Investment (±30%)

Opex (±30%)

GOI PV Sensitivity


CONTOH SENSITIVITAS POD

Contoh Cash Flow Profile

(6,000,000)

(5,000,000)

(4,000,000)

(3,000,000)

(2,000,000)

(1,000,000)

-

1,000,000

2,000,000

3,000,000

4,000,000

(1,500,000)

(1,000,000)

(500,000)

-

500,000

1,000,000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

Cum

. CF

(MU

S$)

Cash

Flow

(MU

S$)

Contr. CF

GOI Take

Cum Contr. CF

Cum. GOI Take

PROSEDUR AKUNTANSI PADA PSC INDONESIA

Prosedur akuntansi untuk PSC lebih difokuskan untukkeperluan cost recovery dan laporan perhitungan pajak,tidak terkait langsung dengan keperluan pembuatan neracadan laporan rugi laba. Di dalam dokumen PSC Indonesia, halini diatur pada Exhibit-C yang terdiri dari 4 bagian, yaitu:1. Ketentuan Umum (General Provisions)2. Biaya-biaya Operasi (Operating Costs)3. Metode Akuntansi yang digunakan untuk Perhitungan

Pemulihan Biaya-biaya Operasi (Accounting Methods to be used to Calculate Recovery of Operating Costs)

4. Implementasi Prosedur Akuntansi (Implementation of Accounting Procedure)


Pada bagian 2 disebutkan bahwa tiap tahun komponenbiaya-biaya operasi terdiri dari: Biaya non kapital (tahun berjalan) Depresiasi biaya kapital (tahun berjalan) Biaya tahun-tahun sebelumnya dari kedua komponen di

atas (a dan b) yang belum dikembalikan (unrecoveredcosts)

Pada dasarnya yang dimaksud dengan Biaya-biaya Operasimeliputi semua elemen pengeluaran yang terjadi dalammelaksanakan kegiatan operasional migas, mulai dari:aktivitas eksplorasi, pengembangan, produksi, transportasidan pemasaran.Exhibit C menguraikan komponen-komponen biaya non-kapital yang terdiri dari:


Operasional:Meliputi biaya-biaya, tenaga kerja, material dan jasa yang digunakandalam kegiatan operasional sumur minyak dan gas, fasilitasproduksi minyak, secondary recovery, transportasi, penyimpanandan pengiriman minyak, fasilitas produksi dan pemrosesan lapangangas, serta aktivitas operasional lainnya termasuk perbaikan danpemeliharaan serta pemasaran yang terjadi di lapangan tersebut.

Jasa Umum:Meliputi biaya-biaya: jasa teknis, material, transportasi,s ewaperalatan khusus dan alat berat (heavy engineering equipment),sewa lokasi dan jasa yang terkait lainnya, biaya personal, humasdan biaya-biaya lain yang terjadi di luar negeri yang berhubungandengan lapangan yang bersangkutan.


Jasa ProduksiMeliputi biaya-biaya: tenaga kerja, material dan jasa yang digunakan untukpemboran sumur yang bertujuan menembus lapisan reservoir yangcadangannya sudah terbukti (proven), termasuk pemboran sumurdelineasi, pemboran akses untuk jalan menuju ke lokasi sumur padalapangan yang bersangkutan.

Pengeluaran EksplorasiMeliputi semua biaya yang terjadi di Wilayah Kerja sebelum rencanapengembangan lapangan (Plan of Development / POD) disetujui. Tentudengan catatan bahwa pengeluaran-pengeluaran eksplorasi tersebutbelum dimasukkan sebagai Biaya Operasi pada lapangan sebelumnya.Pengeluaran eksplorasi ini terdiri dari dua komponen, yaitu: biayayang terjadi sehubungan dengan pemboran sumur eksplorasi danbiaya akuisisi data.

PelatihanBiaya-biaya untuk pelatihan personal Indonesia sebagaimana diatur dalamPSC


Biaya kapital adalah pengeluaran yang etrjadi untuk item yangmempunyai manfaat lebih dari satu tahun. Biaya kapital antara lain:Konstruksi untuk pendukung kegiatan (seperti : bengkel, gudang, saranapelabuhan, perumahan, fasilitas rekreasi dan lain-lain). Fasilitasproduksi, barang-barang bergerak (movables) dan sumur pengembangan(development wells).

Exhibit C juga mengatur metode depresiasi atau penyusutan yangdigunakan untuk perhitungan pemulihan biaya. Depresiasi akan dimulaipada awal tahun kalender dimana aset tersebut mulai berfungsi sesuaimanfaatnya (place into service). Metode yang digunakan adalahDeclining Balance Depreciation.Perhitungan depresiasi tahunan berdasarkan biaya kapital masing-masing aset tersebut dikalikan dengan faktor depresiasi yang besarnya :

• Kelompok 1 = 50%• Kelompok 2 = 25%

INVESTMENT CREDIT

Pada PSC Indonesia, salah satu bentuk insentif adalah Kredit Investasi(Investment Credit) disingkat IC, yang pada dokumen PSC dinyatakansebagai berikut:“Contractor may recover an investment credit amounting to 17% of the capitalinvestment costs directly required for developing Crude Oil productionfacilities of each new field out of deduction from gross production beforerecovering Operating Costs, commencing in the earliest, production Yearor Years before tax deduction (to be paid in advance in such production Yearwhen taken)”.

“Kontraktor dapat memperoleh kredit investasi sebesar 17% dari biayainvestasi kapital yang diperlukan pada saat pengembangan fasilitas produksiminyak untuk lapangan baru, yang dapat dikurangkan langsung dariproduksi bruto sebelum pengembalian Biaya Operasi, Insentif ini dimulaipada tahun dimana produksi paling awal terjadi sebelum pengurangan pajak(yang dibayarkan dimuka pada saat tahun produksi tersebut ketika insentif inidiperoleh)”

DOMESTIC MARKET OBLIGATION (DMO)

DMO pada dasarnya adalah kewajiban kontraktor untuk memasokkebutuhan domestik sejumlah volume tertentu. Untuk lima tahun pertama(lebih tepatnya 60 bulan pertama) pada saat produksi dimulai, volumeuntuk DMO ini dihargai dengan “harga pasar” (rata-rata tertimbang(weighted overage) harga minyak mentah dari wilayah kerja tersebut) ,yang dikenal dengan istilah DMO holiday.Setelah periode DMO holiday, harga minyak DMO akan didiskon sesuaidengan yang tertera pada kontrak, 10%, 15% atau 25% dari harga pasarminyak mentah tersebut.

Kewajiban DMO diatur pada pasal 22, UU 22/2001 tentang Minyak danGas Bumi yaitu:1. Badan Usaha atau Bentuk Usaha Wajib menyerahkan paling banyak

25% (dua puluh lima persen) bagiannya dari hasil produksi MinyakBumi/atau Gas Bumi untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri.

2. Pelaksanaan ketentuan sebagaimana dimaksud dalam ayat (1)diatur lebih lanjut dengan Peraturan Pemerintah.


PP 35/2004 tentang Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi,Pasal 46:1. Kontraktor bertanggungjawab untuk ikut serta memenuhi kebutuhan

Minyak Bumi dan/atau Gas Bumi untuk keperluan dalam negeri.

2. Bagian Kontraktor dalam memenuhi keperluan dalam negerisebagaimana dimaksud dalam ayat (1), ditetapkan berdasarkan sistemprorata hasil produksi Minyak Bumi dan atau Gas Bumi.

3. Besaran kewajiban Kontraktor sebagaimana dimaksud dalam ayat (2)adalah paling banyak 25% (dua puluh lima per seratus) bagiannya darihasil produksi Minyak Bumi dan/atau Gas Bumi.

4. Menteri menetapkan besaran kewajiban setiap Kontraktor dalammemenuhi kebutuhan Minyak Bumi dan/atau Gas Bumi sebagaimanadimaksud dalam ayat (3).


Putusan Mahkamah Konstitusi (MK) No. 002/PUU-1/2003tanggal 21 Desember 2004mengenai UU No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumiantara lain :

Membatalkan Pasal 22 ayat 1 di atas sehubungan denganadanya kata: “paling banyak” 25% dan seterusnya, karenaini dianggap bertentangan dengan UUD 1945.

Dalam Draft RUU Pengganti UU No. 22 Tahun 2001 diusulkankata: “paling sedikit” 25 % dan seterusnya.

KETENTUAN DMO UNTUK LAPANGAN GAS

Diatur dalam PP 35/2004 tentang Kegiatan Usaha Hulu Minyak dangas Bumi, Pasal 48 dan Pasal 50.Pasal 481. Terhadap cadangan Gas Bumi yang baru ditemukan Kontraktor wajib

menyampaikan laporan terlebih dahulu kepada Menteri untukmemenuhi kebutuhan dalm negeri sebagaimana dimaksud dalampasal 46.

2. Dalam hal cadangan Gas Bumi sebagaimana dimaksud dalam ayat (1)akan diproduksikan, Menteri terlebih dahulu memberikan kesempatandalam jangka waktu paling lama 1 (satu) tahun kepada konsumendi dalam negeri untuk memenuhi kebutuhannya.

3. Dalam jangka waktu paling lama 3 (tiga) bulan sejak berakhirnya bataswaktu 1 (satu) tahun pemberian kesempatan kepada konsumendi dalam negeri sebagaimana dimaksud dalam ayat (2), Menterimenyampaikan pemberitahuan kepada Kontraktor mengenai kondisikebutuhan di dalam negeri.


Diatur dalam PP 35/2004 tentang Kegiatan Usaha Hulu Minyak dangas Bumi, Pasal 48 dan Pasal 50.Pasal 501. Menteri menetapkan kebijakan pemanfaatan Gas Bumi dari cadangan

Gas Bumi dengan mengupayakan agar kebutuhan dalam negeri dapatdipenuhi secara optimal dengan mempertimbangkan kepentinganumum, kepentingan negara, dan kebijakan energi nasional.

2. Dalam menetapkan kebijakan pemanfaatan Gas Bumi sebagaimanadimaksud dalam ayat (1), Menteri mempertimbangkan aspek teknisyang meliputi cadangan dan peluang pasar Gas Bumi, infrastruktur baikyang tersedia maupun yang direncanakan dan usulan dari BadanPelaksana.

KETENTUAN DMO UNTUK LAPANGAN GASPeraturan Menteri (Permen) ESDM No. 3 tahun 2010 tentang Alokasi danPemanfaatan Gas Bumi untuk Pemenuhan Kebutuhan Dalam Negerimenyebutkan :Pasal 2:1. Penetapan kebijakan alokasi dan Pemanfaatan Gas Bumi bertujuan untuk

menjamin efisiensi dan efektifitas tersedianya Gas Bumi sebagai sumberenergi maupun bahan baku untuk keperluan dalam negeri yang berorientasipada kemanfaatan Gas Bumi.

2. Menteri menetapkan kebijakan alokasi dan Pemanfaatan Gas Bumisebagaimana dimaksud pada ayat (1) dengan mengupayakan agar kebutuhandalam negeri dapat dipenuhi secara optimal.

3. Kebijakan sebagaimana dimaksud pada ayat (2) ditetapkan denganmempertimbangkan:a. Kepentingan umum;b. Kepentingan negara;c. Kebijakan energi nasional;d. Cadangan dan peluang pasar Gas Bumi;e. Infrastruktur yang tersedia maupun yang dalam perencanaan;f. Keekonomian lapangan dari cadangan Minyak dan Gas Bumi.


Besarnya kuantitas DMO diatur sebagai berikut :Pasal 4:1. Dalam rangka mendukung pemenuhan Gas Bumi untuk kebutuhan dalam

negeri, Kontraktor wajib ikut memenuhi kebutuhan Gas Bumi dalam negeri.

2. Kewajiban Kontraktor untuk ikut memenuhi kebutuhan sebagaimanadimaksud pada ayat (1) dilakukan dengan menyerahkan sebesar 25%(dua puluh lima perseratus) dari hasil produksi Gas Bumi bagianKontraktor.

3. Dalam hal kebutuhan Gas Bumi dalam negeri belum dapat terpenuhi,Menteri menetapkan kebijakan alokasi dan Pemanfaatan Gas Bumisebagaimana dimaksud dalam Pasal 2 ayat (2) dari cadangan Gas Bumiyang dapat diproduksikan dari setiap lapangan Gas Bumi pada suatuWilayah Kerja.

4. Pemenuhan kebutuhan Gas Bumi dalam negeri sebagaimana dimaksudpada ayat (3) tetap memperhatikan ketersediaan infrastruktur, teknisoperasional dan Keekonomian Lapangan.

ECONOMIC LIMIT

ECONOMIC LIMITWITH HIGH OP. COSTS

ECONOMIC LIMITWITH LOW OP. COSTS

TIME

OIL

/GAS

PR

OD

UC

TIO

N R

ATE

CRUDE OIL PRICING MODEL

Where :

Base price/bbl = Current price for 0 oAPI sweet oilA = Scale factor for API gravity of the oil - $/ o APIB = Markdown factor for presence of Sulfur - $/% Sulfur

Oil Price / bbl = Base Price / bbl + A (0API) – B (%S)

AGENDA :



Gambaran Keekonomian POD

No. Satuan Jumlah1 BCF

MSTB2 Year

Year3 US$/MSCF

US$/BBL4 MUS$5 MUS$

� Contr. FTP MUS$� Gov. FTP MUS$

6 MUS$7 MUS$

� Capital MUS$� Non Capital MUS$

8 MUS$9 MUS$

%MUS$

%10 MUS$

� Contr. Equity Share MUS$� Gov. Equity Share MUS$

11� Net Contr. Share MUS$

(% thd. Gross Rev.) %� Contractor Cash Flow (include sunk cost) MUS$� Pay Out Time Years� IRR (point forward) %� NPV @10%DF MUS$� PV Ratio @10%

12� FTP + Equity MUS$� Tax MUS$� Net DMO MUS$� GOI Take MUS$

(% thd. Gross Rev.) %� Gov. PV @ 10% MUS$

Pemerintah

Contractor

Equity to be Split

(% thd. Gross Revenue)

Parameter

(% thd. Gross Revenue)

Gas Production Life Time

Gas Production

Cost Recovery

Unrecovered Cost

Opex

Oil Production

Oil Production Life Time

Oil Price

Investasi

FTP

Sunk Cost

Gross Revenue

Gas Price

Indikator Keuntungan dan Sensitivity Analysis

-800,000

-600,000

-400,000

-200,000

0

200,000

400,000

600,000

800,000

1,000,000

1,200,000

60% 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140%Contr

. NPV

@10

%

%Change in Reserve, Price, Capex & Opex

Contractor NPV @10% Sensitivity

Gas ReserveCond ReserveGas PriceOil PriceCapexOpex

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

60%

65%

70%

60% 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140%

Contr

. IRR


Contractor IRR Sensitivity

Gas Reserve

Cond Reserve

Gas Price

Oil Price

Capex

Opex

-800,000

-600,000

-400,000

-200,000

0

200,000

400,000

600,000

800,000

1,000,000

1,200,000

60% 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140%Gov.

PV @

10%


Gov. PV @10% Sensitivity

Gas Reserve

Cond Reserve

Gas Price

Oil Price

Capex

Opex

Sensitivity Factor

Insentif Interest Recovery

Insentif Interest Cost Recovery (ICR) adalah insentif yang diberikan kepada KKKS untukmeningkatkan tingkat pengembalian investasi ke level yang wajar. ICR dhitung setiaptahun dari prosentase interest (LIBOR+Spread) sebelum pajak dikalikan dengan jumlahbiaya capital yang belum terdepresiasi. Insentif ICR dikenakan pajak karena merupakanpenghasilan bagi kontraktor.

Sebenarnya insentif ICR ini tidak sesuai dengan semangat PSC yang menyatakan bahwakontrkator PSC yang datang ke Indonesia harus dibekali dengan kemampuan teknologidan memiliki dana yang cukup serta memiliki kemampuan teknologi untuk dapatmelaksanakan kegiatan petroleum operation.


Insentif Lapangan Marginal

Insentif yang diberikan terhadap pengembangan lapangan minyak marginalyang berupa pengembalian tambahan biaya operasi sebesar 20% dankarena merupakan bentuk penghasilan, insentif ini dikenakan pajak.

Lapangan minyak marginal adalah lapangan dalam WK berstatus produksi,yang belum ekonomis untuk diproduksikan berdasarkan terms & conditionseconomic pada saat tersebut.

Indikator yang dipakai dalam penentuan kategori lapangan minyak marginalpada saat pengajuan usulan adalah IRR kontraktor pada harga minyakUS$25/BBL, jika IRR < 15%, maka akan dapat insentif dan jika IRR > 15%,maka tidak dapat insentif. Untuk lapangan yang sudah disetujui sudahmendapatkan insentif lapangan marginal, kinerja keekonomiannya akandievaluasi setiap tahun, apabila dalam implementasinya IRR kumulatifnya >30%, maka insentif tersebut akan dicabut.


PSC :Working Area :Field :POD Type :

TYPE HORSE POWER

TANGIBLE INTANGIBLE TOTAL

1 02 03 04 05 06 07 08 09 0

10 0

Legend : Total Drilling Cost 0 0 0White = Fill inYellow = Choose from the list

Cost/foot (MMUS$)COMPLETION METHODE

LAMPIRAN IV - FORM EVALUASI BIAYA LAMPIRAN IV.1. DRILLING AND COMPLETION

REMARKSPROJECT TYPE COMPLETION TYPERIG

WELL NAMENO.COST (MMUS$)RIG

DAYSWELL DIRECTIONWELL

SUBCLASSIFICATIONDRILLING DAYS

TOTAL DEPTH

(FT)LOCATION

Lifting Methode

WATER DEPTH

(FT)

PLATFORM/TRIPOD

FORM COST ESTIMATION


Cost EstimationCapacity Unit Φ (inch) Length (m) MMUS$ MMUS$ Remarks

1 CIVIL CONSTRUCTIONa List of Civil Construction 1b List of Civil Construction 2c List of Civil Construction 3d List of Civil Construction 4

Subtotal 1 0 02 BUILDING

a List of Building 1b List of Building 2c List of Building 3d List of Building 4

Subtotal 2 0 03 OIL PRODUCTION FACILITIES

a List of OPF 1b List of OPF 2c List of OPF 3d List of OPF 4

Subtotal 3 0 04 GAS PRODUCTION FACILITIES

a List of GPF 1b List of GPF 2c List of GPF 3d List of GPF 4

Subtotal 4 0 05 UTILITIES FACILITIES

a List of UF 1b List of UF 2c List of UF 3d List of UF 4

Subtotal 5 0 06 TRUNK LINE

a List of Trunkline 1b List of Trunkline 2c List of Trunkline 3d List of Trunkline 4

Subtotal 6 0 07 OTHER FACILITIES

a List of OF 1b List of OF 2c List of OF 3d List of OF 4

Subtotal 7 0 08 GENERAL SUPPORT

a List of GS 1b List of GS 2c List of GS 3d List of GS 4

Subtotal 8 0 0Total of Onshore Facilities (1+2+3+4+5+6+7+8) 0 0

Legend :White = Fill inYellow = Choose from the list

MeasurementNO. ONSHORE FACILITIES Benchmark Cost (Referensi)

LAMPIRAN IV - FORM EVALUASI BIAYALAMPIRAN IV.2. ONSHORE FACILITIES



Cost EstimationCapacity Unit Φ (inch) Length (m) MMUS$ MMUS$ Remarks

1 OFFSHORE PLATFORM FACILITIESa JACKETb DECKc PRODUCTION PROCESS FACILITIES

1 List Of Facilities 12 List Of Facilities 23 List Of Facilities 34 List Of Facilities 4

d GENERAL SUPPORTSubtotal 1

2 OTHER OFFSHORE FACILITIESa SUB-MARINE PIPELINE

1 List of SMP 12 List of SMP 23 List of SMP 34 List of SMP 4

b FIELD PROD. JUNCTION FACILITIES1 List of FPJF 12 List of FPJF 23 List of FPJF 34 List of FPJF 4

c OTHER FACILITIES1 List of OF 12 List of OF 23 List of OF 34 List of OF 4

d GENERAL SUPPORTSubtotal 2

3 PLATFORM CERTIFICATIONSubtotal 3

Total Offshore Facilities (1+2+3)


MeasurementNO. OFFSHORE FACILITIES Benchmark Cost (Referensi)

LAMPIRAN IV.3. OFFSHORE FACILITIESLAMPIRAN IV - FORM EVALUASI BIAYA



YEAR 1 YEAR 2 YEAR 3 YEAR… TOTAL1 DIRECT PRODUCTION EXPENSES - OIL2 Oil Well Operations3 Oil Production and Processing Facilities4 Secondary Recovery Operations5 Storage, Handling, Transportation, Delivery6 Other Direct Production Expeses - Oil7 Total Direct Production Expenses - Oil8 DIRECT PRODUCTION EXPENSES - GAS9 Gas Well Operations10 Gas Production Facilities Operations11 Gas Transportation12 Other Direct Production Expeses - Gas13 Total Direct Production Expenses - Gas14 GAS PROCESSING15 Gas Plant16 Storage, Handling, Transportation, Delivery17 Other Gas Proc. Exp (incl. Flaring cost)18 Total Gas Processing 19 TOTAL PRODUCTION OPERATIONS20 FIELD OFFICE, SVCS. AND GENERAL ADMIN.21 General and Administration22 Total Field Office, Svcs. And General23 TOTAL PRODUCTION EXPENSES24 ALLOCATED TO OIL OPERATIONS25 ALLOCATED TO GAS OPERATIONS


COST OFNO. PRODUCTION COST

LAMPIRAN IV - FORM EVALUASI BIAYALAMPIRAN IV.4. PRODUCTION COST


Fiscal Term

JOB PSC terms for pre tax profit splits after split of Gross Revenue with Pertamina as follows:

Oil GasContractor Profit Split 28.8462% 57.6923%GOI Profit Split 71.1538% 42.3077%FTP 0% 0%Income Tax Rate 48% 48%LPG split treated as GasCondensate treated as Oil

DMO Obligation for first 60 months of Oil/Condensate produced valued at Price of ICP and thereafter shall be US$ 0.20.bbl (FOB at the delivery point)



Annual Rate(BSCF)



1 2011 365 - - 2 2012 366 - - 3 2013 365 - - 4 2014 365 - - 5 1 2015 365 144.39 52.7 247.07 90.2 6 2 2016 366 288.00 105.4 443.13 162.2 7 3 2017 365 288.00 105.1 368.42 134.5 8 4 2018 365 288.00 105.1 297.24 108.5 9 5 2019 365 288.00 105.1 227.96 83.2

10 6 2020 366 288.00 105.4 166.26 60.9 11 7 2021 365 267.21 97.5 107.54 39.3 12 8 2022 365 199.32 72.8 60.64 22.1 13 9 2023 365 142.99 52.2 36.21 13.2 14 10 2024 366 104.01 38.1 23.31 8.5 15 11 2025 365 78.56 28.7 16.52 6.0 16 12 2026 365 53.07 19.4 11.36 4.1 17 13 2027 365 43.06 15.7 9.00 3.3 18 14 2028 366 26.03 9.5 5.84 2.1 19 15 2029 365 0.00 - 0.00 - 20 16 2030 365 0.00 - 0.00 - 21 17 2031 365 0.00 - 0.00 - 22 18 2032 366 0.00 - 0.00 - 23 19 2033 365 0.00 - 0.00 -

Total 912.7 738.1




Production

[Jakarta, tanggal/bulan/tahun]

[Nomor Surat]

Lampiran : 4 (empat) Dokumen POD dan 10 (sepuluh) softcopy

Kepala BPMIGAS Gedung Patra Jasa Lantai 21 wing 4 Jl. Jend. Gatot Subroto Kav. 32 – 34 Jakarta 12190

Perihal : [POD Lapangan .........../ POP Sumur ............... , Wilayah Kerja ...............]

Dengan hormat,

Sebagai operator dari Wilayah Kerja……., kami bermaksud menyampaikan usulan [POD/POP]……… terlampir untuk dikaji dan dievaluasi oleh BPMIGAS.

Paragraf 1 [Penjelasan mengenai Rapat pleno pre POD] “Usulan POD ini telah melalui diskusi teknis dan ekonomis pada tahapan Pre POD, dimana serta rapat final/pleno pre-POD tersebut yang dilaksanakan pada tanggal …… dengan kesimpulan …….” Paragraf 2 [Penjelasan mengenai skenario pengembangan] “Skenario pengembangan yang diusulkan dalam [POD/POP] ini meliputi:..... (penjelasan mengenai Cadangan, Jumlah Sumur, Produksi, Skenario, dan Pemanfaatan Gas)” Paragraf 3 [Penjelasan mengenai keekonomian, standar biaya, dan komersial] “Aspek perkiraan biaya dan komersialitas (Penjelasan terkait total biaya investasi, biaya operasi, sunk cost (bila ada), Biaya Abandonment and Site Restoration, Parameter Keekonomian).......” Paragraf 4 [Penutup] Berdasarkan hal-hal tersebut di atas, kami berharap untuk dapat mendiskusikan lebih lanjut dengan BPMIGAS dan apabila ada pertanyaan lebih lanjut mengenai usulan [POD/ POP] tersebut, silakan menghubungi Bapak ……. di nomor telpon …… Demikian disampaikan, atas perhatian Bapak kami ucapkan terima kasih.

Hormat kami

…………………………….......… [Pimpinan tertinggi KKKS]

Tembusan : Deputi Perencanaan

Tabel IndikatorKeekonomian

Lapangan

POD I Lap. Bukit Tua - Presentasi BPMIGAS 23 April 2008

Term & Condition PSC

• PSC Term :– FTP 20%– Gas Split Post Tax 65 % / 35 %– Oil Split Post Tax 85 % / 15 %– Tax Rate 44%– Cost Recovery 100% of Gross Revenue– Insentif New Field :

• DMO Holiday 60 bulan / 5 tahun• Investment Credit 15.78%

Term & Condition PSC

• PSC Term :– FTP 20%– Gas Split Post Tax 65 % / 35 %– Oil Split Post Tax 85 % / 15 %– Tax Rate 44%– Cost Recovery 100% of Gross Revenue– Insentif New Field :

• DMO Holiday 60 bulan / 5 tahun• Investment Credit 15.78%

Tabel Keekonomian Lapangan POD Revisi & POD Phase

Tabel Keekonomian Lapangan POD & Keekonomian Block *)

No Dokumen : BPM/Pros. …..Revisi : 1Tanggal Terbit : … ….. …..Halaman : 1 dari …

Original Revisi*123

a4

a

5a

6abcd

7abcd

8abc

9abcde* Khusus POD Revisi

BADAN PELAKSANA KEGIATAN HULU MINYAK DAN GAS BUMIPEDOMAN TEKNIS DAN PROSEDUR TATA KERJA

PLAN OF DEVELOPMENT (POD)

LAMPIRAN VII.1. FORM RINGKASAN EVALUASIPARAMETER UMUM

Delta

Drilling & Completion (Jumlah sumur)

NoLapangan

Latar BelakangTujuan

Parameter

Field Development Scenario

G&GOOIP, OGIP

CadanganRecovery Factor, Recoverable Reserves (P1, P2, P3, Ddiscounted 90% P1 + 50% P2)

ProduksiCummulative Production (Gas, Kondensat, LPG (Propane,

Production Facilities (Layout) dilampirkanSkenario ProduksiProject Schedule (Onstream)

Gas MarketingGSA/PJBG/HOA

Biaya Pengembangan

Gas PriceMarketDelivery Point

Biaya Investasi ( Drilling & Completion, Production Facilities)

Analisa Sensitivitas (Capex, Opex, Price & Production)Biaya Abandonment & Site Restoration

Biaya Abandonment & Site RestorationProject Economics

Asumsi KeekonomianTerm & Condition PSCTabel Indikator Keeknomian *

Biaya Operasi

No Dokumen : BPM/Pros. …..Revisi : 1Tanggal Terbit : … ….. …..Halaman : 1 dari …

1a BCFb MBBL

2a Yearb Year

3a US$/MSCFb US$/BBL

4 MUS$5

a MUS$b MUS$

67 MUS$

a- MUS$- MUS$

b- MUS$- MUS$

c MUS$d MUS$

8a MUS$b Yes/No

9 MUS$a %

10a MUS$b MUS$c MUS$d %e %f Yearg MUS$

11a MUS$b MUS$c MUS$d MUS$e MUS$f %g MUS$

* Berlaku untuk POD dengan kondisi sebagai berikut :- Masih terdapat unrecovered cost dalam existing block- Terdapat tambahan produksi dari POD ini lebih dari 20% daripada produksi tahun terakhir dari existing block.

Total Block + Field *

Total GOI take% terhadap Gross Revenue

Net Contractor Take

IRR

FTPEquity

Investment CreditDMO Holiday

Net DMO

% terhadap Gross Revenue

Tax

Production

Produksi GasProduksi Minyak/Kondensat

Masa Produksi Gas

PV GOI Take

Satuan Existing Block *

POTNPV, @ 12% DF

Penerimaan Pemerintah

Masa Produksi Minyak/Kondensat

FTPEquity

Cost Recovery% terhadap Gross Revenue

Penerimaan KKKS

Insentif

Abandonment & Site PreparationOperation Expenditure

FacilitiesPipeline

Total Expense & ExpenditureExploration & Development

Exploration WellDevelopment Well

Harga Minyak/Kondensat

First Tranche Petroleum

FTP Pemerintah

Produksi

Masa Produksi

Sunk Cost

FTP KKKS

Harga Gas

Gross Revenue

No ParameterField Stand

Alone

Harga

BADAN PELAKSANA KEGIATAN HULU MINYAK DAN GAS BUMIPEDOMAN TEKNIS DAN PROSEDUR TATA KERJA

PLAN OF DEVELOPMENT (POD)

LAMPIRAN VII.2. FORM RINGKASAN EVALUASI PARAMETER KEEKONOMIAN



Annual Rate(BSCF)



1 2011 365 - - 2 2012 366 - - 3 2013 365 - - 4 2014 365 - - 5 1 2015 365 144.39 52.7 247.07 90.2 6 2 2016 366 288.00 105.4 443.13 162.2 7 3 2017 365 288.00 105.1 368.42 134.5 8 4 2018 365 288.00 105.1 297.24 108.5 9 5 2019 365 288.00 105.1 227.96 83.2

10 6 2020 366 288.00 105.4 166.26 60.9 11 7 2021 365 267.21 97.5 107.54 39.3 12 8 2022 365 199.32 72.8 60.64 22.1 13 9 2023 365 142.99 52.2 36.21 13.2 14 10 2024 366 104.01 38.1 23.31 8.5 15 11 2025 365 78.56 28.7 16.52 6.0 16 12 2026 365 53.07 19.4 11.36 4.1 17 13 2027 365 43.06 15.7 9.00 3.3 18 14 2028 366 26.03 9.5 5.84 2.1 19 15 2029 365 0.00 - 0.00 - 20 16 2030 365 0.00 - 0.00 - 21 17 2031 365 0.00 - 0.00 - 22 18 2032 366 0.00 - 0.00 - 23 19 2033 365 0.00 - 0.00 -

Total 912.7 738.1




Production

Contoh Input Sunk Cost dan Perkiraan Biaya Pengembangan

Capital Non Capital Total

1 2011 235,072.0 32,913.1 2 2012 34,558.8 3 2013 1,483.7 23,244.8 24,728.5 164,565.7 4 2014 17,804.5 278,937.2 296,741.7 837,639.5 5 1 2015 10,386.0 162,713.3 173,099.3 575,980.0 6 2 2016 - - 7 3 2017 - - 8 4 2018 - - 9 5 2019 - -

10 6 2020 - - 11 7 2021 - - 12 8 2022 - - 13 9 2023 - - 14 10 2024 - - 15 11 2025 - - 16 12 2026 - - 17 13 2027 - - 18 14 2028 - - 19 15 2029 - - 20 16 2030 - - 21 17 2031 - - 22 18 2032 - - 23 19 2033 - -

Total 235,072.0 29,674.2 464,895.3 494,569.4 1,645,657.2

FacilityPast Cost / Exploration Cost (MUS$)

Hit. Sejak Prod. Mulai Drilling

Investasi Gas (MUS$)Hit. Sejak Proj. mulai

Tahun

Contoh Input Perkiraan Biaya Operasi termasuk biaya ASR

Fixed Opex Var. Opex

1 2011 - 2 2012 - 3 2013 - 4 2014 - 5 1 2015 24,009.0 797.3 7,490.9 32,297.2 6 2 2016 45,804.8 1,594.6 7,490.9 54,890.3 7 3 2017 46,000.1 1,590.3 7,490.9 55,081.3 8 4 2018 48,497.2 1,590.3 7,490.9 57,578.3 9 5 2019 47,746.1 1,590.3 7,490.9 56,827.3

10 6 2020 48,497.2 37,594.6 7,490.9 93,582.7 11 7 2021 43,905.9 1,475.5 7,490.9 52,872.2 12 8 2022 50,396.1 1,100.8 7,490.9 58,987.8 13 9 2023 44,008.6 789.7 7,490.9 52,289.2 14 10 2024 51,878.1 575.8 7,490.9 59,944.8 15 11 2025 43,469.1 433.9 7,490.9 51,393.8 16 12 2026 48,493.5 36,293.1 7,490.9 92,277.5 17 13 2027 39,667.5 237.8 7,490.9 47,396.2 18 14 2028 35,917.2 144.1 7,490.9 43,552.2 19 15 2029 - 20 16 2030 - 21 17 2031 - 22 18 2032 - 23 19 2033 -

Total 618,290.3 85,807.9 104,872.4 808,970.6

Total OpexASRHit. Sejak

Prod. MulaiHit. Sejak

Proj. mulaiTahun

Opex - ASR

Contoh Aset-Aset yang termasuk dalam Aset Group-1 dan Group-2 dalam PSC

Deprec. Factor

Capital Depreciable

Depr_1

0 2011 25.000% - - 0 2012 18.750% - - 0 2013 14.063% - - 0 2014 10.547% - - 1 2015 31.641% 1,790,481 447,620 447,620 2 2016 - 335,715 335,715 3 2017 - 251,786 251,786 4 2018 - 188,840 188,840 5 2019 - 566,519 566,519 6 2020 - - - 7 2021 - - - 8 2022 - - - 9 2023 - - - 10 2024 - - - 11 2025 - - - 12 2026 - - - 13 2027 - - - 14 2028 - - - 15 2029 - - - 16 2030 - - - 17 2031 - - - 18 2032 - - - 19 2033 - - -

100.000% 1,790,481 1,790,481 1,790,481

YearHit. Sejak Prod. Mulai

Total Deprec.Depreciation

Contoh Perhitungan Depresiasi Untuk faktor depresiasi 25% selama 5 tahun

Tahun Facility Cap. Deprec. (MM$)

Facility Deprec. Factor

Fac. Deprec-1

Fac. Deprec-2

Fac. Deprec-3

Fac. Deprec-4

Tot. Facility Deprec (MM$)

2005 - 0.1000 - 2006 - 0.0900 - 2007 - 0.0810 - 2008 - 0.0729 - 2009 - 0.0656 - 2010 - 0.0590 - 2011 - 0.0531 - 2012 - 0.4783 - 2013 - - 2014 315.0000 31.5000 31.5000 2015 - 28.3500 28.3500 2016 - 25.5150 25.5150 2017 10.1400 22.9635 1.0140 23.9775 2018 42.4700 20.6672 0.9126 4.2470 25.8268 2019 17.3900 18.6004 0.8213 3.8223 1.7390 24.9831 2020 - 16.7404 0.7392 3.4401 1.5651 22.4848 2021 - 150.6635 0.6653 3.0961 1.4086 155.8335 2022 - - 0.5988 2.7865 1.2677 4.6529 2023 - - 0.5389 2.5078 1.1410 4.1877 2024 - - 4.8499 2.2570 1.0269 8.1338 2025 - - - 20.3133 0.9242 21.2374 2026 - - - - 8.3176 8.3176

Total 385.0000 1.0000 315.0000 10.1400 42.4700 17.3900 385.0000

Contoh Perhitungan Depresiasi Untuk faktor depresiasi 10% selama 8 tahun

Cash Flow Analysis – Simbul-Simbul

Qo = Produksi minyak tahunan Net DMO = Selisih antara DMO dg. DMO Fee

Qg = Produksi gas tahunan CF = Cash Flow

Po = Harga minyak Cum. CF = CF kumulatif

Pg = Harga Gas NPV = Nilai sekarang bersih

GR = Gross revenue DF = Faktor Diskon

FTP = First Tranche Petroleum MARR = Marginal Atractive Rate of Return

FTP Gov. = FTP pemerintah IRR = Internal Rate of Return

FTP Contr. = FTP kontraktor PV Ratio = Perbandingan antara NPV thd. Present Value Investasi

CR = Cost Recovery GOI Take = Total pendapatan pemerintah

Rec. = Cost recovery recoverable PV GOI Take = Nilai sekerang dari pendapatanpemerintah

Unrec. = Cost Recovery Unrecoverable POT = Payout time

ETS = Equity to be Split %GOI = Prosentase pendapatan pemerintah

ETS Gov. = ETS Pemerintah Contr. Take = Pendapatan kontraktor

ETS Contr. = ETS Kontraktor NCS = Net Contractor Share

DMO = Domestic Market Obligation Contr. Share = Bagian kontraktor (ETS+FTP)

DMO Fee = Harga dari DMO Gov. Share = Bagian pemerintah (ETS+FTP)

Oil Case - Cash Flow Analysis – Formulasi Parameter

Qo = Data dari hasil simulasi reservoir,/analisis decline curvePo = Asumsi harga minyak, eskalasi atau flatRo = QoxPo

FTP = %FTP x Ro

Deprec. = Dihitung sesuai metode sesuai PSC exhibits C saat aset place into service. Metode depresiasi aset: straight line, declining balance, double declining balance, sum of years digit dan unit produksi

CR = Opex+Deprec+Sunk Cost+Intangible Cost+Insentif IC (jika ada)

Rec. = Jika CR t + Unrec t-1> (GR – FTP)t , maka Rec t= (GR – FTP)t, dan jika tidak Rec t = CR t + Unrec t-1

Unrec. = Jika CR t + Unrec t-1> (GR – FTP)t , Unrect = (CR t + Unrec t-1) - (GR – FTP)t , dan jika tidak Unrec t =0

ETS oil contr. = Oil Contr. Share/(1-Tax rate) x ETS oil

ETS oil gov. = (1 - Oil Contr. Share/(1-Tax rate)) x ETS oil

FTP oil contr. = Oil Contr. Share/(1-Tax rate) x FTP oil

FTP oil gov. = (1- Oil Contr. Share/(1-Tax rate)) x FTP oil

Oil DMO = Jika 25%xOil contr. Share/(1-Tax)xRo > ETS oil contr., maka Oil DMO = ETS oil contr., jika tidak, maka oil DMO = 25%xOil contr. Share/(1-Tax)xQoxPo

DMO Fee = Dalam hal mendapat insentif DMO Holiday :Tahun 1 – 5 : DMO Fee = Oil DMO x 100%Tahun 6 > : DMO Fee = Oil DMO x %DMO FeeDalam hal tidak mendapat insentif DMO Holiday:

DMO Fee = Oil DMO x % DMO FeeNet DMO (DMO Adjustment)

= Oil DMO – DMO Fee

Taxable Income = ETS oil contr. + ETS gas contr. + FTP oil contr. + FTP gas contr. – Net DMO

Tax = %Tax x Taxable IncomeNet Contr. Share(NCS)

= Taxable Income - Tax

CF = NCS + Rec.-(sunk cost + capital + non capital + opex)

Cum. CF = Jumlah CF dari awal sampai akhir proyek

NPV = CFo +CF1/(1+DF) + CF2/(1+MARR)^2 + CF3/(1+MARR)^3 + CF4/(1+MARR)^4 ........ CFn/(1+MARR)^n


MARR = Tingkat pengembalian minimum suatu proyek, di mana jika IRR lebih rendah dari MARR, maka proyek tersebut dipertimbangkan tidak ekonomis.MARR = (cost of Equity)(E/T) + (cost of Debt)(D/T)(1-Tax) + Overhead + premi risiko

IRR = Faktor diskon yang menyebabkan NPV = 0

PV Ratio = (NPV)/ (present value dari biaya investasi)GOI Take = ETS oil gov + ETS gas gov + FTP oil gov + FTP gas gov + Net DMO +

TaxPV GOI Take = GOIo +GOI1/(1+DF) + GOI2/(1+MARR)^2 + GOI3/(1+MARR)^3 +

GOI4/(1+MARR)^4 ........ GOIn/(1+MARR)^n, MARR yang digunakan sebagai faktor diskon GOI biasanya lebih rendah dibandingkan dengan MARR yang digunakan pada cash flow kontraktor karena kontraktor menghadapi profil risiko yang lebih tinggi dibandingkan pemerintah.

POT = Waktu saat kumulatif cash flow mulai positif semenjak mulai proyek. Dalam spreadsheet excell ditentukan melalui interpolasi linier di antara2 nilai kumulatif cash flow pada saat cash flow kumulatif mulai menjadipositif.

%GOI = (GOI Take)/GR

Total Contr. Take = NCS + Rec


Year Number Since Project

Number Since Production

Oil Prod.(MSTB)

Oil Rev.(MUS$)

Tot. Rev. (MUS$)

FTP (MUS$)

GR-FTP (MUS$)

Sunk Cost

Tangible

Intangible

Opex

(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) (10) (11) (12)

2011 1

2012 2

2013 3 1 …… …… …… …… ……

2014 4 2 …… …… …… …… ……

…… …. 4 …… …… …… …… ……

Total …… …… …… …… ……

Capital Depreciable

Deprec_1

Deprec_2

Deprec_3

…… Deprec_n

Total Deprec.

Cost Rec.

Rec. Unrec.

(13) (14) (15) (16) (17) (18) (19) (20) (21) (22)

…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……

…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……

…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……

…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……

Spreadsheet Perhitungan dengan Excell untuk Oil Case

Spreadsheet Perhitungan dengan Excell untuk Oil CaseETS ETS Oil ETS

GasETS Oil Contr.

ETS Oil Gov.

ETS Gas Contr.

ETS Gas Gov.

FTP OilContr.

FTP Oil Gov.

FTP Gas Contr.

FTP Gas Gov.

(23) (24) (25) (26) (27) (28) (29) (30) (31) (32) (33)

…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……

…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……

…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……

…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……

Oil Net DMO

TaxableIncome

Tax NCS Contr. CF Contr. Cum. CF

Tot. Contr. Take

GOI Take Cum. GOI Take

(34) (35) (37) (38) (39) (40) (41) (42) (43)

…… …… …… …… …… …… …… …… ……

…… …… …… …… …… …… …… …… ……

…… …… …… …… …… …… …… …… ……

…… …… …… …… …… …… …… …… ……

Oil & Gas Case - Cash Flow Analysis – Formulasi Parameter

Qo = Data dari hasil simulasi reservoir,/analisis decline curveQg = Data dari hasil simulasi reservoir,/analisis decline curvePo = Asumsi harga minyak, eskalasi atau flatPg = Asumsi harga gas, sesuai GSA/HOA atau harga minimum keekonomian

Ro = QoxPo

Rg = QgxPgxGHV

GR = QoxPo +QgxPg

Ro/GR Ratio = (QoxPo)/(QoxPo +QgxPg)

Rg/GR Ratio = (QgxPg)/(QoxPo +QgxPg)

FTP oil = %FTP x Ro

FTP gas = %FTP x Rg

FTP = FTP oil + FTP gas

Deprec. = Dihitung sesuai metode sesuai PSC exhibits C saat aset place into service. Metode depresiasi aset: straight line, declining balance, double declining balance, sum of years digit dan unit produksi

CR = Opex+Deprec+Sunk Cost+Intangible Cost+Insentif IC (jikaada)

Rec. = Jika CR t + Unrec t-1> (GR – FTP)t , maka Rec t= (GR –FTP)t, dan jika tidak Rec t = CR t + Unrec t-1

Unrec. = Jika CR t + Unrec t-1> (GR – FTP)t , Unrect = (CR t + Unrec t-1) - (GR – FTP)t , dan jika tidak Unrec t =0

ETS oil&gas = (GR – FTP) - RecETS oil = (Ro/GR) x ETS oil&gasETS gas = (Rg/GR) x ETS oil&gasETS oil contr. = Oil Contr. Share/(1-Tax rate) x ETS oilETS oil gov. = (1 - Oil Contr. Share/(1-Tax rate)) x ETS oilETS gas contr. = (gas contr, Share/(1-Tax)) x ETS gas ETS gas gov. = (1 - gas contr. Share/(1-Tax)) x ETS gasFTP oil contr. = Oil Contr. Share/(1-Tax rate) x FTP oilFTP oil gov. = (1- Oil Contr. Share/(1-Tax rate)) x FTP oilFTP gas contr. = Gas Contr. Share/(1-Tax rate) x FTP gas


FTP gas gov. = (1- Gas Contr. Share/(1-Tax rate)) x FTP gasOil DMO = Jika 25%xOil contr. Share/(1-Tax)xRo > ETS oil contr., maka

Oil DMO = ETS oil contr., jika tidak, maka oil DMO = 25%xOilcontr. Share/(1-Tax)xQoxPo

DMO Fee = Dalam hal mendapat insentif DMO Holiday :Tahun 1 – 5 : DMO Fee = Oil DMO x 100%Tahun 6 > : DMO Fee = Oil DMO x %DMO FeeDalam hal tidak mendapat insentif DMO Holiday:

DMO Fee = Oil DMO x % DMO FeeNet DMO (DMO Adjustment)

= Oil DMO – DMO Fee

Taxable Income = ETS oil contr. + ETS gas contr. + FTP oil contr. + FTP gas contr. – Net DMO

Tax = %Tax x Taxable IncomeNet Contr. Share(NCS)

= Taxable Income - Tax

CF = NCS + Rec.-(sunk cost + capital + non capital + opex)

Cum. CF = Jumlah CF dari awal sampai akhir proyek

NPV = CFo +CF1/(1+DF) + CF2/(1+MARR)^2 + CF3/(1+MARR)^3 + CF4/(1+MARR)^4 ........ CFn/(1+MARR)^n


MARR = Tingkat pengembalian minimum suatu proyek, di mana jika IRR lebih rendah dari MARR, maka proyek tersebut dipertimbangkan tidak ekonomis.MARR = (cost of Equity)(E/T) + (cost of Debt)(D/T)(1-Tax) + Overhead + premi risiko

IRR = Faktor diskon yang menyebabkan NPV = 0

PV Ratio = (NPV)/ (present value dari biaya investasi)GOI Take = ETS oil gov + ETS gas gov + FTP oil gov + FTP gas gov + Net DMO +

TaxPV GOI Take = GOIo +GOI1/(1+DF) + GOI2/(1+MARR)^2 + GOI3/(1+MARR)^3 +

GOI4/(1+MARR)^4 ........ GOIn/(1+MARR)^n, MARR yang digunakan sebagai faktor diskon GOI biasanya lebih rendah dibandingkan dengan MARR yang digunakan pada cash flow kontraktor karena kontraktor menghadapi profil risiko yang lebih tinggi dibandingkan pemerintah.

POT = Waktu saat kumulatif cash flow mulai positif semenjak mulai proyek. Dalam spreadsheet excell ditentukan melalui interpolasi linier di antara2 nilai kumulatif cash flow pada saat cash flow kumulatif mulai menjadipositif.

%GOI = (GOI Take)/GR

Total Contr. Take = NCS + Rec


Spreadsheet Perhitungan dengan Excell

Year Number Since Project

Number Since Production

Oil Prod.(MSTB)

Gas Prod.BSCF

Oil Rev.(MUS$)

Gas Rev.(MUS$)

Tot. Rev. Oil Rev./Tot. Rev.

Gas Rev./Tot. Rev.

(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) (10)

2011 1

2012 2

2013 3 1 …… …… …… …… …… …… ……

2014 4 2 …… …… …… …… …… …… ……

…… …. 4 …… …… …… …… …… …… ……

Total …… …… …… …… …… …… ……

FTP FTP Oil FTP Gas GR-FTP Sunk Cost

Tangible Intangible

Opex Capital Depreciable

(11) (12) (13) (14) (15) (16) (17) (18) (19) (20)

…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……

…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……

…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……

…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……


Capital Depreciable

Deprec_1 Deprec_2

Deprec_3

…… Deprec_n

Total Deprec.

Cost Rec.

Rec. Unrec.

(21) (22) (23) (24) (25) (26) (27) (28) (29) (30)

…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……

…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……

…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……

…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……

ETS ETS Oil ETS Gas

ETS Oil Contr.

ETS Oil Gov.

ETS Gas Contr.

ETS Gas Gov.

FTP OilContr.

FTP Oil Gov.

FTP Gas Contr.

FTP Gas Gov.

(31) (32) (33) (34) (35) (36) (37) (38) (39) (40) (41)

…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……

…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……

…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……

…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……


Oil Net DMO

TaxableIncome

Tax NCS Contr. CF Contr. Cum. CF

Tot. Contr. Take

GOI Take Cum. GOI Take

(42) (43) (44) (45) (46) (47) (48) (49) (50)

…… …… …… …… …… …… …… …… ……

…… …… …… …… …… …… …… …… ……

…… …… …… …… …… …… …… …… ……

…… …… …… …… …… …… …… …… ……

TOTAL COSTPLAN OF

DEVELOPMENT

INVESTMENTCOST

OPERATINGCOST

Investment CostProduction Facilities

Drilling

Operating Cost

Sunk Cost



Abandonment & Site Restoration

ProductionOperation

Oil Well Operations Oil Prod. & Process. Sec. Rec. Operations Storage, Handling, Delivery Maintenance Electricity Services Transportation Cost


• Finance & Administration• Safety & Security• Transportation Automobile• Training• Accommodation• Office Rents

Depreciation

Exploration Drilling Tangible

Development Drilling Tangible

Production Facilities

General

DevelopmentNon Capital

Intangible CostDevelopment Drilling

Current YearOperating Cost

Exploration Non Capital

Development Non Capital


Administration

Sunk Cost

Seismic

G & G Studies

Exploration Drilling

Exploration Administration

PENJELASAN PERHITUNGAN KEEKONOMIAN PSC – JOB

1. Gross Revenue : Liftings x Price

2. 50% PSC : Cukup Jelas

3. 50% Government : Cukup Jelas

4. FTP 20% : Adalah penyisihan rvenue sebelum dipotong biaya yaitu 20% dari grossrevenue PSC kemudian dibagi sesuai dengan share masing-masing.

5. Total Recoverable Cost : Adalah cost recovery dan investment credit, yaitu :+ Capital Cost (deprec.)+ Non Capital Cost+ Operating Cost+ Unrecovered Cost+ 17% Capital Cost

6. Operating Cost : Biaya Operasi own operation PERTAMINA di Wilayah Kerja JOB

UNTUK SETIAP TAHUN :


7. Repayment Max 65% : Pembayaran kembali biaya eksplorasi dan pengembangan ditambahdengan 50% uplift, setiap tahun dibatasi 65% dari gross revenuebagian PERTAMINA setelah dikurangi biaya operasi. Bagian 50% upliftdikenakan pajak.

8. Taxable Income : Penerimaan PERTAMINA yang dapat dikenakan pajak.

9. Gov. Tax 60% : Pajak Pemerintah sebesar 60% dari pendapatan PERTAMINA

10. Net Government Income : Penerimaan bersih PERTAMINA setelah dipotong pajak dan dipotongkewajiban membayar kembali pinjaman biaya eksplorasi danpengembangan

11. Equity To Be Split : Jumlah yang akan dibagi antara Kontraktor dengan PERTAMINA setelahdikurangi “total recoverable cost” sesuai dengan bagi hasil yang berlaku.

12. Contractor Share : Share/(1-tax) x Equity to be split

13. Government Share : (Equity to be split) – (Contractor share)



10. Net Pertamina Income : Penerimaan bersih PERTAMINA setelah dipotong pajak dan dipotongkewajiban membayar kembali pinjaman biaya eksplorasi danpengembangan

11. Equity To Be Split : Jumlah yang akan dibagi antara Kontraktor dengan PERTAMINA setelahdikurangi “total recoverable cost” sesuai dengan bagi hasil yang berlaku.

12. Contractor Share : Share/(1-tax) x Equity to be split

13. Pertamina Share : (Equity to be split) – (Contr. share)

14. Gross DMO Req : 25% x Contractor Share x Liftings x Export price = ADMO Req. Adj. :

Old Oil = 25% x Contr. Share x Q Old x 10% x Price = 8New Oil = 25% x Contr. Share x Q New x Export Price = CUntuk Indonesia = A – (B + C)Untuk Contractor = (B + C) – A

Catatan : Kontraktor wajib menyerahkan 25% dari bagiannya kepada pemerintah sebagai DomesticMarket Obligation (DMO).Untuk DMO tersebut bagi lapangan baru (new oil) Kontraktor mendapat insentif sebesarharga export selama 5 tahun atau 60 bulan setelah itu dianggap old oil



15. Taxable Income : Sebagaimana dengan PERTAMINA, penghasilan Kontraktor juga dikenakan pajak. Penghasilan Kontraktor terdiri dari :- Contractor Share- FTP Contractor- Investment Credit- DMO Fee- Repayment Pertamina

16. Government Tax : Adalah pajak Pemerintah sebesar 48% yang dikenakan pada seluruh penghasilanKontraktor.

17. Net Contractor : + Contractor Share+ FTP Contractor+ DMO Req. Adj. - Government Tax

18. Total Contractor : + Net Contractor+ Total Recoverable Cost+ Repayment Pertamina

19. Total Government : + Pertamina Share (PSC)+ Net Pertamina Income (JOB)+ Gross DMO Req.+ Government Tax (60%) – PERTAMINA+ Government Tax (48%) – PSC


Contoh prediksi produksi minyak pada pengembangan Lapangan per Phase .

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

Jan-0

8

May-08

Sep-08

Jan-0

9

May-09

Sep-09

Jan-1

0

May-10

Sep-10

Jan-1

1

May-11

Sep-11

Jan-1

2

May-12

Sep-12

Jan-1

3

May-13

Sep-13

Jan-1

4

May-14

Sep-14

Jan-1

5

May-15

Sep-15

Jan-1

6

May-16

Sep-16

Jan-1

7

May-17

Sep-17

Jan-1

8

May-18

BO

PD

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

Phase 2 Region I

Phase 2 Region III

Phase 1 Region IV

Phase 1 Region III

Existing Region I

Existing Region III

Existing Region II

Cumualtive Oil (MBO)

By assuming field economic limit of 400 BOPD, the cumulative production is 3.7 MMBO (until Sept 2013)

Cum

ualti

ve O

il (M

BO

)

Contoh : Penentuan Base Line untuk SecRec & EOR

0

50

100

150

200

250

300

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Constant 2012$ Current $

IHS PGI Oil Price Outlook

Note: JCC price expressed in Current $ is based on an inflation rate of 2.5% p.a.

US$/BBL

Aspek Keekonomian POD 2013

Documents

Transcript of Aspek Keekonomian POD 2013