Download - Indonesia Petroleum Business
-
Pendahuluan : The Issues
Peran Migas Bagi Indonesia
Penguasaan & Pengusahaan Migas
Pola Kerja Sama Pengelolaan Migas
Tahapan Bisnis Migas
Kontraktor Kontrak Kerja Sama (K3S)
Cost & Cost Recovery
POD, WP&B, AFE
Business Key Indicator
AGENDA
-
PENDAHULUAN
Eksplorasi dan Produksi Minyak & Gas Bumimerupakan kegiatan industri yang melibatkanbanyak bidang keahlian berteknologi tinggi danmemiliki resiko tinggi.
Bisnis dalam industri migas menjadi satu peluangdan tantangan yang sangat menarik dan karenanyamemerlukan investasi dan pendanaan yang cukupbesar.
Meliputi kegiatan di sektor Hulu dan Hilir sertasektor Industri dan Jasa Penunjang.
Merupakan industri strategis yang hasilnya sangatdibutuhkan bagi kehidupan manusia
-
Sumber energi Listrik
Industri, Rumah tangga
Kendaraan bermotor
Pesawat, Kapal laut, dll
Kebutuhan hidup sehari-hari
(produk petrokimia dari
minyak bumi)
Plastik
Bahan pakaian
Cat
Pupuk
dll
Arti Penting Minyak BumiBagi Kehidupan Manusia
Sumber:
www.priweb.org/ed/pgws/uses/uses_home.html
-
Natural Gas Reserve by Region
Cadangan
Migas Dunia
-
Harga Minyak Dunia(@ Oct 2014)
Rata-rata Permintaan 88,69 MM BOPD
http://www.oil-price.net
http://www.wtrg.com
60an
70-80an
90an
-
Kelangkaan Minyak Bumi . di masa datang
Demand
Supply
Oil is un-renewable energyDibutuhkan jutaan tahun untuk pembentukan minyak
bumi, migrasi, dan akhirnya terjebak di srtuktur batuan.
.. dan hanya diperlukan beberapa abad saja untuk
menghabiskannya.
Diperlukan
Kegiatan eksplorasi daneksploitasi minyak bumi
Penggunaan energi alternatif
-
Ranking Cadangan* Central Intelegence Agency Jan 2012
-
Pendahuluan : The Issues
Peran Migas Bagi Indonesia
Penguasaan & Pengusahaan Migas
Pola Kerja Sama Pengelolaan Migas
Tahapan Bisnis Migas
Kontraktor Kontrak Kerja Sama (K3S)
Cost & Cost Recovery
POD, WP&B, AFE
Business Key Indicator
AGENDA
-
Konsep Pembangunan Ekonomi
Pendidikan & Kesehatan
Pekerjaan Bagi Masyarakat
Pembangunan Infrastruktur
Pengembangan Sumber Pendapatan
Dukungan Umum Kemasyarakatan
-
Menjamin efektivitas Eksplorasi dan Eksploitasi;
Menjamin efektivitas Pengolahan, Pengangkutan, Penyimpanan, dan Niaga;
Menjamin efektivitas tersedianya Minyak Bumi dan Gas Bumi;
Mendukung dan menumbuhkembangkan kemampuan nasional;
Meningkatkan pendapatan negara;
Menciptakan lapangan kerja.
PERAN PEMERINTAH
TUJUAN PENYELENGGARAAN KEGIATAN USAHA MIGAS(Pasal 3 UU No. 22 Tahun 2001)
PE
RU
MU
SA
N
KE
BIJ
AK
AN
PE
LA
KS
AN
AA
N U
RU
SA
N
PE
ME
RIN
TA
HA
N
PE
NG
AW
AS
AN
PE
NG
EL
OL
AA
N
AS
ET
N
EG
AR
A
PE
NY
AM
PA
IAN
LA
PO
RA
N
(Pengertian MK atas Psl 33 UUD 1945)
-
PERANAN SUB SEKTOR MINYAK DAN GAS BUMI
BAGI PEMBANGUNAN NASIONAL
Pembangunan Nasionalyang Berkelanjutan
INDUSTRI MINYAK DAN GAS BUMI
SUMBER
PENDAPATAN
NEGARA
MEMENUHI
KEBUTUHAN
BAHAN
BAKAR
DOMESTIK
SUMBER
BAHAN
BAKU
INDUSTRI
MENCIPTAKAN
EFEK
BERANTAI
PADAT
TEKNOLOGI
PADAT
MODAL
PADAT
MODAL
PADAT
RESIKO
SDM
YANG
HANDAL
-
CADANGAN MINYAK BUMI INDONESIA (STATUS : 1 JANUARI 2007)PETA CADANGAN MIGAS
128.68
917.36
696.79
326.15
768.86
121.15
954.26
PAPUA
CADANGAN MINYAK BUMI (MMSTB)
NATUNA
MALUKU
TERBUKTI = 3,988.74 MMSTB
POTENSIAL = 4,414.57 MMSTB
TOTAL = 8,403.31 MMSTB
97.75
95.36
141.28NAD
SUMATERA UTARA
SUMATERA TENGAH
SUMATERA SELATAN
JAWA TIMUR
JAWA BARATSULAWESI
KALIMANTAN4,155.67
3.71
CADANGAN GAS (TSCF)
1.32
7.96
26,68
6,18
6,39
53,06
21,49
7,79
6,31
24,14
TERBUKTI = 106.01 TSCF
POTENSIAL = 58.98 TSCF
TOTAL = 164.99 TSCF
-
Pendahuluan : The Issues
Peran Migas Bagi Indonesia
Penguasaan & Pengusahaan Migas
Pola Kerja Sama Pengelolaan Migas
Tahapan Bisnis Migas
Kontraktor Kontrak Kerja Sama (K3S)
Cost & Cost Recovery
POD, WP&B, AFE
Business Key Indicator
AGENDA
-
INDUSTRI HULU MIGAS
Undang-undang Dasar 1945 Pasal 33 ayat 2 dan 3
Undang-undang Nomor 44 Prp. Tahun 1960 tentang Pertambangan Minyak dan Gas BumiNegara (Pertamina).
Undang-undang Nomor 15 Tahun 1962 tentang Kewajiban Perusahaan MemenuiKebutuhan Dalam Negeri.
Undang-undang Nomor 14 Tahun 1963 tentang Pengesahan Perjanjian Karya antara PN Pertamina dengan PT Stanvac Indonesia; PN PERMIGAN dengan PT Shell Indonesia.
Undang-undang Nomor 8 Tahun 1971 tentang Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara (Pertamina).
Undang-undang Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi.
Peraturan Pemerintah Nomor 42 Tahun 2002.
Peraturan Pemerintah Nomor 35 Tahun 2004
Permen ESDM Nomor 6 Tahun2010
Peraturan Presiden nomor 9 Tahun 2013 tentang Penyelenggara Pengelolaan Ind. Migas
Sejarah Hukum Migas :
-
UU MIGAS No. 22/2001
Putusan MK 21 Desember 2004
DASAR HUKUM PENGELOLAAN MIGAS
18
HULU
(BAB IV Pasal 11 s/d
Pasal 21)
HILIR
(BAB V Pasal 23 s/d
Pasal 30)
PP 35/1994
PP 35/2004 jo
PP 34/2005
Permen ESDM
Bidang Hulu
Pasal 49
PP 42/2002
Ttg BPMIGAS
Pasal 49
PP 67/2002
ttg BPHMigas
Pasal 60 huruf a
PP 31/2003
Ttg Pertamina
PP 36/2004
Perpres
71/2005
Perpres
55/2005
Permen ESDM
Bidang Hilir
Hak Menguasai negara atas sumber daya alam (Pengertian MK atas Psl 33 UUD 1945):
Merumuskan kebijakan (beleid)
Pengaturan (regelendaad)
Pengurusan (berstuurdaad)
Pengelolaan (beheerdaad)
Pengawasan (toezichthoudeddaad)
PP 09/2013
Penyelenggara
Kelola Ind. Migas
Pembubaran BPMIGAS oleh MK
-
TUGAS DAN FUNGSI KELEMBAGAAN MIGAS
BERDASARKAN UU No. 22/2001
20
PEMERINTAH *)
(Pasal 4, 39 dan 41)
SKK MIGAS (d/h BPMIGAS)
(Pasal 6 dan 44)
BPHMIGAS
(Pasal 46)
Pemerintah sebagai pemegang Kuasa Pertambangan (Pasal 4)
Pembinaan (Pasal 39)
- Penyelenggaraan Pemerintah **) di bidang migas
- Penetapan Kebijakan kegiatan usaha migas
Pengawasan ***) terhadap ditaatinya ketentuan peraturan perundang-undangan yang berlaku (Pasal 41)
Pengawasan kegiatan usaha hulu migas berdasarkan Kontrak Kerja Sama (Pasal 44)
Pengendalian manajemen operasi kegiatan usaha hulu migas (Pasal 6)
Pengaturan danPengawasan terhadappelaksanaan penyediaandan pendistribusian BBM dan pengangkutan gas bumi melalui pipa.
Catatan :
*) Pemerintah adalah Perangkat NKRI yang terdiri dari Presiden beserta para Menteri
**) Penyelenggaraan Pemerintah meliputi pembinaan dan pengawasan
***) Tanggung jawab DESDM dan departemen lain yang terkait
-
21
TAHAPAN DAN PELAKU
KEGIATAN USAHA MIGAS
KESDM/DIRJEN MIGAS: Menyelenggarakan Urusan Kepemerintahanan, MenetapkanKebijakan, dan Mengawasi Kepatuhan Terhadap Peraturan Yang Berlaku.
DITJEN MIGAS SKK MIGAS (d/h BPMIGAS): Melakukan Pengawasan danPengendalian TerhadapPelaksanaan Kontrak Kerja Sama.
BPHMIGAS: MelakukanPengawasan PelaksanaanPenyediaan dan PendistribusianBBM dan Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa.
BU/BUT: Melakukan KegiatanEksplorasi dan Eksploitasi
PERTAMINA: Melakukan Penyediaan dan Distribusi BBM Subsidi.
BU: Melakukan Kegiatan Usaha Hilir.
KEGIATAN USAHA HULU KEGIATAN USAHA HILIR
SURVEY
UMUM
+
PENYIAPAN
WILAYAH
KERJA
PENAWARAN
WK DAN
PENUNJUKAN
KONTRAKTOR
PENANDA
TANGANAN
KONTRAK
KERJA SAMA
EKSPLORASI EKSPLOITASI LIFTINGPENJUALAN
MIGAS
PENYEDIAAN
BBM
KEGIATAN
HILIR LAIN
REGULATOR
-
22
Pemerintah sebagai pemegang Kuasa Pertambangan membentuk BPMIGAS untuk melakukan pengendalian Kegiatan Usaha Hulu.
Untuk melakukan Kegiatan Usaha Hulu, Badan Usaha atau Badan Usaha Tetap (sebagaimana didefiniskan dalam UU 22/2001) wajib mengadakan KKS dengan BPMIGAS.
Pengendalian Kegiatan Usaha Hulu oleh BPMIGAS dilakukan lewat manajemen operasi KKS yang dipegang oleh BPMIGAS.
Kegiatan yang yang dikendalikan oleh BPMIGAS adalah kegiatan eksplorasi dan eksploitasi sebagaimana didefinisikan dalam UU 22/2001 dan aktivitas-aktivitas (pengolahan lapangan, pengangkutan, penyimpanan dan penjualan hasil produksi) yang merupakan kelanjutan kegiatan-kegiatan eksplorasi dan eksploitasi tersebut seperti diatur dalam Pasal 26 UU 22/2001.
Wewenang BPMIGASSesuai PP 09/2013 : Wewenang, Tugas dan Fungsi sebagai Penyelenggara
dan Pengelola Industri Migas dilakukan oleh SKK Migas
-
TUGAS DAN FUNGSI BPMIGAS
TUGAS : melakukanpengawasan dan
pengendalian terhadappelaksanaan Kontrak
Kerja Sama (KKS).
FUNGSI : melakukanpengawasan agar
pengambilan sumberdaya alam dapat
memberikan manfaatdan penerimaan yang maksimal bagi negara.
1) Memberikan pertimbangan kepadaMenteri dalam hal penyiapan danpenawaran Wilayah Kerja serta KKS;
2) Menandatangani KKS
3) Mengkaji dan menyampaikan rencanapengembangan lapangan yang pertamakali akan diproduksikan
4) Menyetujui rencana pengembanganlapangan selain rencana yang pertama;
5) Memberikan persetujuan rencana kerjadan anggaran;
6) Memonitori pelaksanaan KontrakKerja Sama;
7) Menunjuk penjual Minyak Bumidan/atau Gas Bumi bagian Negara
KEGIATAN
USAHA HULU
MEMBERIKAN
KEUNTUNGAN
MAKSIMAL
BAGI NEGARA
Untuk melaksanakan Tugasnya BPMIGAS, Menetapkan kebijakan dan pengambilan
keputusan / tindakan dalam rangka menjalankan wewenangnya sendiri (PTK dll)
Sesuai PP 09/2013 : Wewenang, Tugas dan Fungsi sebagai Penyelenggara
dan Pengelola Industri Migas dilakukan oleh SKK Migas
-
RESUME TUGAS DAN FUNGSI KELEMBAGAAN MIGAS
BERDASARKAN UU No. 22/2001
Penyiapan dan
Tender Wilayah
Kerja
PRE-CONTRACT
Ditjen
MIGAS
CONTRACT POST-CONTRACT
SKK
MIGAS
KKKS
POD 1
Kebijakan Makro
Untuk Operasi
Perminyakan
Perpanjangan, Terminasi dan
Evaluasi Wilayah
Kerja
Menandatangani KontrakKerjasama,
Mengontrol, dan mengawasioperator dalam Operasi
Perminyakan
Merekomendasi& Pertimbangan
Kepada Menteri ESDM
Rekomendasi& PertimbanganKepada Menteri
ESDM
MelaksanakanOperasi Perminyakan
-
Pendahuluan : The Issues
Peran Migas Bagi Indonesia
Penguasaan & Pengusahaan Migas
Pola Kerja Sama Pengelolaan Migas
Tahapan Bisnis Migas
Kontraktor Kontrak Kerja Sama (K3S)
Cost & Cost Recovery
POD, WP&B, AFE & FQR
Business Key Indicator
AGENDA
-
Petroleum Fiscal System
Petroleum Fiscal
Arrangement
Concessionary
Contractual
Service Contract
Production Sharing Contract
Pure Service
Contract
Risk Service
Contract
Johnston, 1994
Campbells, 1987
Petroleum Fiscal
Arrangement
Concessionary
Service Contract
Production Sharing Contract
-
Hak pengelolaan migas ada ditangan pemegang konsesi.
Pemegang konsesimempunyai kewajiban
membayar royalty, pajak
pendapatan dan pajak
lainnya.
Pemerintah tidak campurtangan dalam pengelolaan
bahan tambang.
Audit pemerintah dilakukansesudah pekerjaan
dilaksanakan (post audit)
JENIS KONTRAK MIGAS
Gross Rev.
Royalty
Exps.
Taxable Income
Tax
Cont. TakeGov. Take
Kontrak Konsesi/Royalty
-
Concessionary System : Production Allocation
D&A = Depreciation & Amortization, IDC = Intangible Drilling Cost,
-
Kontrak Production Sharing (PSC)
Hak pengelolaan migas ada di tangan pemerintah, walaupun pengusahaannya ada di tangan kontraktor.
Dalam mengelola lapangannya kontraktor harusmembuat dan mengajukan POD (Plan of
Development) agar diperoleh AFE (Authorization for
Expenditure) berupa persetujuan mengeluarkan
dana kepada pemerintah.
Audit pemerintah dilakukan sebelum, pada saat dansesudah pekerjaan dilaksanakan (pre, current and
post audit)
JENIS KONTRAK MIGAS (Lanjutan)
-
KONSEP SEDERHANA BAGI HASIL PSC
Bagi hasil Lifting antara Pemerintah dan Kontraktorsebesar 85 : 15 diperoleh sbb :
Gross income (hasil produksi) . GICost recovery . To be shared ... .. TBSTotal taxes to be paid by Contractor:
PPs (corporate tax= PPh) = 30%
PBDR = 20% x (100% - 30%) = 14% 44% x TBS
Net share after tax .. 56% x TBS This amount should be equal to the take home contractor share of 15%
Contractor portion = 100 / 56 x 15% = 26,78 %
Tax to be paid = 44% x 26,78% = 11,78% -
Take home contractor share .. = 15,00 %
Government portion = 100 % - 26,78% = 73,22%
Add : tax received from Contractor = 11,78% +
Total government share . = 85,00 %
-
Kontrak Jasa
Pada kontrak jasa, operator mendapatkan balasjasa atas besarnya investasi, berupa persentase
dari investasi yang telah dikeluarkannya.
JENIS KONTRAK MIGAS (Lanjutan)
Kontraktor/Operator, mengelola sumber daya agar dapat dikomersialisasi untuk mendapatkan revenue dan
atas jasa pengelolaan sumber daya, operator
mendapatkan fee sesuai kontrak kerja ($/Bbl)
Kontrak Jasa Murni (Pure Service Contract)
Kontrak jasa yang diikuti dengan kewajiban untuk ikutmenanggung seluruh/sebagian resiko bisnis termasuk
resiko sumber daya.
Kontrak Jasa Beresiko (Risk Service Contract)
-
Kontrak Bagi Hasil (Production Sharing Contract)
Pelaksanaan Kontrak Production Sharing antaraPertamina dengan Kontraktor adalah sebagai
tindak lanjut dari Pasal 12 UU No. 8 Tahun 1971.
Kontraktor Kontrak Production Sharing (K3S) mengadakan negosiasi mengenai suatu Wilayah
Kuasa Pertambangan yang ditawarkan Pertamina,
kemudian ditandatangani oleh Menteri ESDM
selaku Wakil Pemerintah.
Sistem diatas telah di perbaruhi dalam UU MigasNo. 22 Tahun 2001, dimana pengelolaan Industri
Migas dilaksanakan oleh Badan Pengatur, Jo. PP No.
09 Tahun 2013
KONTRAK MIGAS DI INDONESIA
-
Early
Independence
Modern
Colonial
1885 : Telaga Said,
Sultan Langkat
Concession for A.J.Ziljker
1890 : Royal Shell
1925 : STANVAC
1936 : CALTEX
1966: Ibnu Sutowo (ex
Dir.Permina), Menteri Migas
Perusahaan besar
keberatan PSC : Royal
Shell, STANVAC, CALTEX
1966 : PSC IIAPCO, Japex,
REFICAN, KODECO,
ASAMERA
Permina,Pertamin,Permigan
Perundingan alot dg : Royal
Shell, STANVAC, CALTEX
1962 : Perjanjian Karya
Pan- American Oil
SEJARAH KONTRAK MIGAS
INDONESIA
-
Kontrak Bagi Produksi dengan FTP (First Tranche Petroleum)
Bentuk kontrak Bagi Hasil (Production Sharing Contract) dimana penyisihan minyak pertama sebesar
20% dari produksi disisihkan sebelum dikurangi biaya
operasi dibagi antara Pertamina dan Kontraktor (sesuai
term dalam kontrak).
KONTRAK MIGAS DI INDONESIA (Lanjutan)
-
KontrakTAC (Technical Assistance Contract)
KontrakTAC adalah sistem perhitungan bagi hasil yang dilakukan antara Pertamina dengan Kontraktor di lapangan
yang sebelumnya dikelola oleh Pertamina.
Disini dilakukan pemisahan antara non shareable oil yaituproduksi (kesepakatan) apabila tidak terdapat investasi dan
shareable oil (yang dibagi) yaitu produksi akibat investasi
kontraktor.
KONTRAK MIGAS DI INDONESIA (Lanjutan)
Kontrak JOB (Joint Operating Body)
Bentuk kontrak Bagi Hasil (Production Sharing Contract) yang diberlakukan pada daerah yang telah dieksplorasi dimana
Pertamina memegang maksimum 50% participating interest.
Pada participating interest dari kontraktor diberlakukan PSC. Kontraktor menanggung biaya dan dikembalikan dengan 50%
uplift oleh Pertamina.
-
Pendahuluan : The Issues
Peran Migas Bagi Indonesia
Penguasaan & Pengusahaan Migas
Pola Kerja Sama Pengelolaan Migas
Tahapan Bisnis Migas
Kontraktor Kontrak Kerja Sama (K3S)
Cost & Cost Recovery
POD, WP&B, AFE
Business Key Indicator
AGENDA
-
Production Sharing Contract
UUD 45 Pasal 33(3) Bumi dan air dan kekayaan alam yang terkandung di dalamnya dikuasai oleh
negara dan dipergunakan untuk sebesar-besar kemakmuran rakyat.
Sumber Daya Alam No
Ketrampilan & Teknologi Yes
Keuangan Yes
Risiko Yes
Sumber Daya Alam Yes
Ketrampilan & Teknologi Yes&No
Keuangan No
Resiko No
Kontrak Kerja Sama(Production Sharing Contract/PSC)
-
Oil and Gas Field Life Cycle & The Risk
Prospect Definition
Abandonment
Depletion
Ongoing
Development
ProductionDevelopment
Discovery
Appraisal
Development
Planning
Resiko Eksplorasi :
Tidak ditemukan cadangan Migas Statistik menunjukkan rasio gagal
mencapai 70% - 80%
Drilling Problems : Loss & Blow Out
Menemukan cadangan Migas, tapitidak ekonomis
Resiko atas komitment investasi :
Resiko Development & Eksploitasi :
Rasio gagal masih memungkinkan Drilling Problems masih memungkinkan Technology Risk Return to Investment Ratio rendah Fluktuasi hasil produksi & harga Migas
2D Seismic Cost : US$ 5-10 Juta 3D Seismic Cost : US$ 10-20 Juta
Drilling Cost : US$ 3-10 Juta Appraisal Cost : US$ 2-10 Juta
High Investment
High Technology
High Risk
-
1998 200757 KKS Terminasi
EXPENDITURE KKKS (ASET DATA PEMERINTAH) : US$ 1,38 MILYAR
Dry Hole
-
Alur Hukum KewenanganBadan Pelaksana MIGAS
Pemerintah sebagai pemegang Kuasa Pertambangan membentukSKKMIGAS untuk melakukan pengendalian Kegiatan Usaha Hulu.
Untuk melakukan Kegiatan Usaha Hulu, Badan Usaha / Badan UsahaTetap (sebagaimana didefiniskan dalam UU 22/2001) wajib mengadakan
Kontrak Kerja Sama (KKS) dengan SKKMIGAS.
Pengendalian Kegiatan Usaha Hulu oleh SKKMIGAS dilakukan lewatmanajemen operasi KKS yang dipegang oleh SKKMIGAS.
Kegiatan yang yang dikendalikan oleh SKKMIGAS adalah kegiataneksplorasi dan eksploitasi sebagaimana didefinisikan dalam UU 22/2001
dan aktivitas- aktivitas (pengolahan lapangan, pengangkutan,
penyimpanan dan penjualan hasil produksi) yang merupakan kelanjutan
kegiatan-kegiatan eksplorasi dan eksploitasi tersebut seperti diatur dalam
Pasal 26 UU 22/2001.
-
ADMINISTRASI WILAYAH KERJA & TAHAP KEGIATAN PENGUSAHAAN MIGAS(Tugas sebagai Pemegang Kuasa Pertambangan)
Penelitian Penetapan WK Penawaran WK Penandatanganan WK Pengembalian WK Pengakhiran WK
KontraktorTugas
SKK (BP) MIGAS - KKKS)Wilayah Kerja
EKSPLORASI
0 5 tahun Sisa Periode Kontrak0 10 tahun(6 + 4 tahun)
TanggalKontrak Efektif
PENGEMBANGAN PRODUKSI & PENGEMBANGAN LANJUT
Total Masa Kontrak 30 tahun
Geological & GeophysicalSeismic & SurveyExploratory DrillingOther FacilitiesApprisal
Development DrillingReservoir StudiesCompletionDrilling OperationWell Equipment
Production FacilitiesProduction OperationsTechnical ServicesGeneral & AdministrationTransportations
-
Konsep Kontrak Kerja Sama (PSC)
Penguasaan sumber daya alam Migas tetap berada pada Pemerintah.
Pemerintah tidak akan menanggung resiko atas tidak ditemukannyacadangan migas
Pemerintah tidak menghadapi kesulitan dana, dana selalu tersedia karenaoperasi perminyakan menghadapi banyak ketidakpastian
Persyaratan :
Investor harus memiliki keahlian, ketrampilan dan teknologi untukmelakukan pencarian cadangan Migas
Investor harus memiliki dana untuk kebutuhan operasional
Investor harus biasa menghadapi resiko tinggi
Investor :
Sumber : A to Z Bisnis Hulu Migas, A Rinto pudyantoro
-
Konsep Kontrak Kerja Sama (PSC)
Kontraktor menyediakan segala dana investasi dan menanggung semuaresiko yang mungkin terjadi.
Manajemen operasi di tangan SKK Migas
Kepemilikan bahan tambang Migaas ada pada Pemerintah hingga titikpenyerahan
Prinsip Dasar :
Sumber : A to Z Bisnis Hulu Migas, A Rinto pudyantoro
Kontraktor bertindak sebagai operator kegiatan eksplorasi danekploitasi sumber daya alam Migas, sedangkan SKK Migas
berperan sebagai Manajemen.
Kontraktor bersedia menyiapkan dana investasi untuk operasi Dana investasi hanya akan dikembalikan apabila bisnis Migas
berhasil
Kemitraan Unik:
-
Konsep Kontrak Kerja Sama (PSC)
Komitmen pasti dari kontraktor untuk melakukanpekerjaan dan membelanjakan investasinya sesuai
kesepakatan dalam kontrak.
Apabila kontraktor tidak dapat memenuhi komitmennya, maka kontraktor akan terkena pinalti dengan menyetorkan
dana ke kas negara sebesar dana yang tidak atau belum
dibelanjakan sesuai komitmen dalam kontrak.
Firm Commitment:
Sumber : A to Z Bisnis Hulu Migas, A Rinto pudyantoro
-
PARAMETER KONTRAK
1. Cost Recovery
2. Harga Minyak dan Energi
3. FirstTranche Petroleum (FTP)
4. Equity to be Split (ES)
5. Domestic Market Obligation (DMO)
6. Contractor Share (CS)
7. Net Contractor Share (NCS)
8. Taxable Income
9. Recoverable Cost
10. Government Tax
11. Government Share
12. Total Contractor Share (TCS)
13. Investment Credit
14. Minimum Attractive Rate of Return (MARR)
-
1. Cost Recovery
Cost recovery adalah jumlah dari non-capital (NC), depresiasi capital (D), operating cost (OC) danunrecovery cost (UC) tahun sebelumnya. Cost recovery dapat diperoleh kembali denganmengambil bagian dari gross revenue, makakekurangan tersebut dapat diambil dari gross revenue tahun berikutnya. Kekurangan ini disebutunrecover cost.
CR = NC + D + OC + UC
Cost recovery adalah pengeluaran kontraktor yang dikembalikan kepada kontraktor apabila wilayahkerja telah dinyatakan komersial. Apabila tidakkomersial, cost recovery ini menjadi tanggungan danresiko kontraktor
-
2. Harga Minyak dan Energi
Harga minyak adalah fungsi pemasokan dan permintaanminyak dunia. Apabila produksi negara-negara penghasiltidak disiplin menjaga kuota produksinya maka akibatnyaharga akan turun.
Untuk dapat mencapai harga yang diinginkan, perhitungandimulai degan penentuan harga ekonomi. Harga ekonomimemberikan suatu IRR tertentu pada pajak sama dengannol. Sehingga, harga ekonomi memberikan harga energiminimum karena tidak mengikutsertakan bagianpemerintah dari proyek tersebut. Harga ekonomisepanjang umur proyek dihitung berdasarkan persamaanberikut:
T
jj
T
jj
j
r
Qj
r
OCI
Pe
0
0
)1(
)1(
)( Dimana :Pe = harga ekonomiQj = produksi energi pada tahun ke jIj = investasi pada tahun ke jOCj = biaya operasi pada tahun ke jr = internal rate of returnT = lamanya proyek, tahun
-
2. Harga Minyak dan Energi (Lanjutan)
Dengan pemasukan pajak, harga finansial dihitung denganspread sheet kontrak keekonomian energi.
Harga finansial adalah harga yang memberikan IRR tertentu pada pajak tertentu, sehingga harganyaditentukan dengan trial and error.
Langkah terakhir dalam menentukan harga energi adalahperhitungan Net Back Value dari energi lain, sebagaicontoh panas bumi terhadap batubara, minyak atau gas. Sehingga Net Back Value memberikan harga maksimumyang dapat diterima dan dihitung berdasarkan:
NBEEAE = TCAE GEE
TCAE = GAE + FAE
Dimana :NB = net back valueTC = biaya listrik totalF = biaya bahan bakarG = biaya pembangkitanAE = energi alternatifEE = energi yang diamatiEEAE = energi yang diamati thd energi
alternatif
-
3. First Tranche Petroleum (FTP)
First Tranche Petroleum adalah bagian yang harusdisisihkan dari produksi sebelum dikurangi biaya(cost recovery maupun investment credit) yang selanjutnya akan dibagi antara pemerintah dankontraktor sesuai dengan bagi hasil yang berlaku.
Konsep FTP ini diambil dari konsep Model PenyisihanPertama Produksi yaitu sejumlah persen (%) tertentudari produksi minyak yang tidak dibebani terlebihdahulu dengan pengembalian biaya sehinggamerupakan bagian produksi minyak tetap bagiIndonesia dan kontraktor pada industri perminyakandi Indonesia.
Karena prinsip FTP ini bukan merupakan royalti, maka dari jumlah FTP, tetap dibagi antarapemerintah dan kontraktor sesuai dengan persentasebagiannya. Besarnya FTP adalah 20 % daripendapatan kotor. Selanjutnya besarnya FTP dibagiantara pemerintah Indonesia dengan kontraktor.
-
First Tranche Petroleum (FTP) Lanjutan
Pembagian FTP antara Kontraktor dengan Pemerintah :
Perhitungan besarnya pembagian sebelum pajak (share before
tax) dapat dirumuskan sebagai berikut :
Gross Annual
Average Production Rate
Contractor Share
Before Tax
Contractor Share
After Tax
< 50000 BOPD 48,0769 % 25 %
50000 150000 BOPD 38,4615 % 20 %
> 150000 BOPD 28,8462 % 15 %
All Gas production 57,6923 % 30 %
Tax) 1(
Taxafter Share Tax before Share
-
4. Equity to be Split (ETS)
Equity to be Split (ETS) merupakan sisa keuntungan
setelah dipotong biaya dan FTP (First Tranche
Petroleum) yang akan dibagi untuk kontraktor dan
pemerintah sesuai dengan split yang telah
ditentukan dalam kontrak.
Secara matematis dapat dirumuskan sebagai
berikut :
ETS = (Gross Production FTP) Cost Recovery
Jumlah yang akan dibagi tergantung dari jumlah
produksi dan cost recovery-nya.
-
5. Domestic Market Obligation (DMO)
Domestic Market Obligation merupakan bagian(dari profit oil to company) yang harusdiserahkan oleh perusahaan minyak kepadapemerintah dengan harga 10 % lebih rendah dariharga pasar untuk memenuhi kebutuhan bahanbakar dalam negeri.
DMO akan dikenakan setelah lapangan tersebutberproduksi selama 5 tahun. Besarnya DMO (Domestic Market Obligation) ini dapatditentukan dengan persamaan :
DMO = 0,25 x [CS+FTPcontr] x 0,9
Dimana :
DMO = Domestic Market Obligation, Bbls
CS = Contractor Share, Bbls
FTPcontr. = Besarnya FTP untuk kontraktor, Bbls
-
6. Contractor Share (CS)
Contractor Share merupakan bagian dari equity to be split yang menjadi milik kontraktor.
Besarnya Contractor Share dapat ditentukan daripersamaan berikut :
CS = [SH/(1-T)] x ETS
Dimana :
SH = Share dari Kontraktor, %
T = Pajak, %
ETS = Equity to be Split, Bbls
-
7. Net Contractor Share (NCS)
Net Contractor Share merupakan bagian yang dimiliki kontraktor setelah dipotong pajak untukpemerintah.
Besarnya netto contractor share ini mengikutipersamaan :
NCS = (1-T) x TI
Dimana :
NCS = Net Contractor Share, Bbls
TI = Taxable Income, Bbls
-
8. Taxable Income
Taxable Income merupakan seluruh pendapatankontraktor yang dapat dikenai pajak setelahdipotong biaya-biaya yang dikeluarkan.
Pendapatan kontraktor yang dapat dikenakan pajakterdiri dari komponen Contractor Share, FTP Contractor, Investment Credit, DMO fee, danbesarnya interest recovery jika ada.
Semakin besar keempat komponen tersebut, makasemakin besar pula penerimaan pemerintah.
TI = CS DMO + IC
-
9. Recoverable Cost
Recoverable cost merupakan jumlah dari cost recovery (CR) dengan investment credit (IC) atau jumlah cost recovery yang harus dilunasipada tahun yang bersangkutan.
Besarnya recoverable ini langsung diambil darigross revenue sebelum displit.
RC = CR + IC
Dimana :
RC = Recoverable Cost, Bbls
CR = Cost Recovery, Bbls
-
10. Government Tax
Government Tax merupakan bagian dari taxable
income yang dikenai pajak (T) yang harus
diserahkan oleh kontraktor kepada pemerintah.
Besarnya government tax (GT) ini mengikuti
persamaan :
GT = T x TI
-
11. Government Share
Government Share merupakan bagian dari equity to be split yang menjadi milik pemerintah. Hakbagian pemerintah adalah (1 Contractor Share), sehingga apabila dijumlahkan dengan hak bagiankontraktor jumlahnya harus sama dengan equity to be split.
Besarnya Government Share ini dapat ditentukandengan persamaan berikut :
GS = {1 [SH/(1-T)]} x ETS
Dimana :GS = Government Share, BblsSH = Share dari Kontraktor, %T = Pajak, %ETS = Equity to be Split, Bbls
-
12. Total Contractor Share (TCS)
Total Contractor Share merupakan jumlah total yang diterima oleh kontraktor setelah ditambahCost Recovery.
Besarnya total contractor share dapat ditentukandengan persamaan berikut :
TCS = NCS +CR IC
Dimana :
TCS = Total Contractor Share, Bbls
RC = Recoverable Cost, Bbls
IC = Investment Credit, Bbls
-
13. Investment Credit
Investment Credit (IC) adalah pemberian insentifkepada kontraktor untuk menanamkan modal guna pengembangan lapangan minyak dan gas bumi.
Dimana Investment Credit (IC) adalah :
IC = PI x I
Dimana :
PI = Perbandingan Kredit terhadap Investasi, %
I = Investasi, US$
-
14. Contractor Cash Flow (CCF)
Contractor cash flow menyatakan keuntungan
yang diterima oleh kontraktor. Merupakan
Total Contraktor Share yang telah dipotong
oleh cost.
CCF = TCS C
Dimana :
CCF = Contractor Cash Flow, US$
C = Cost/Expenditure, US$
-
15. Minimum Attractive Rate of Return (MARR)
MARR adalah tingkat pengembalian minimum yang diinginkan. MARR tergantung pada lingkungan, jenis kegiatan, tujuan dankebijaksanaan organisasi, dan tingkat resiko dari masing-masingproyek.
MARR dapat ditentukan dengan cara sebagai berikut:
1. Berdasarkan BiayaTotal
MARR = Biaya modal + profit margin + risk premium
Profit margin untuk perusahaan yang lebih bonafide lebih besar, sedangkan risk premium untuk proyek yang beresiko akan lebihbesar.
2. Berdasarkan Opportunity Cost
Ditentukan berdasarkan perpotongan kurva permintaan dan pemasukan investasi.
Makin banyak jumlah investasi yang dilakukan makin banyak uang yang dikeluarkan. Makin banyak investasi, maka keuntungan marjinalnya makin menurun sedangkan biaya marjinal untuk memperolehnya makin mahal.
-
SKEMA DAN PERHITUNGAN PSC
Hasil produksi terlebih dahulu disisihkan untuk FTP
Volume minyak bumi dialokasikan untuk
mengembalikan dana talangan yang dipergunakan
untuk membiayai pengangkatan minyak bumi
Sisanya, akan dibagikan ke masing-masing pihak
berdasarkan porsi pembagian sesuai kontrak
Menghitung DMO
Pola Dasar Pembagian Migas
-
Basecase
Lifting Bbl 12,000.0
WAP US%/Bbl 50.0
Ops Cost US$ 150,000.0
Split Sebelum Pajak
Split Sebelum
Pajak
28.8462% 71.1538%
BBL Kontraktor SKK Migas
Proceed 12,000.0
FTP (2,400.0) 692 1708
After FTP 9,600.0
Op. Cost (3,000.0)
ETS 6,600.0
(6,600.0) 1904 4696
0.0
DMO (865.4) 865.4
Net Share 1,730.8 7,269.2
Cost Rec. 3,000.0
Entitlement 4,730.8 7,269.2
% Entitlement 39.42% 60.58%
Kalkulasi Sederhana Bagi Produksi
Minyak Bumi
Misal di dalam kontrak :
Split sebelum pajak antara SKK
Migas dan Kontraktor adalah
71, 1538% : 28, 8462%
FTP sebesar 20% dibagi antar
pihak
DMO sebesar 25%
Data Operasional :
Np 1 tahun : 12.000 bbl
Lifting Cost : US$ 150.000
Avg. Oil Price by Year : US$ 50/bbl
Ops. Cost
Hasil Cont. Take & SKK Take :
Kontraktor SKK Migas
4,730.8 7,269.2
-
Kalkulasi Sederhana Bagi Produksi
Minyak Bumi, Harga Minyak Naikkontrak :
Split sebelum pajak antara SKK
Migas dan Kontraktor adalah
71, 1538% : 28, 8462%
FTP sebesar 20% dibagi antar
pihak
DMO sebesar 25%
Data Operasional Kondisi Awal :
Np 1 tahun : 12.000 bbl
Lifting Cost : US$ 150.000
Avg. Oil Price by Year : US$ 50/bbl
Avg. Oil Price NAIK menjadi US$ 100/bbl
Kontraktor SKK Migas
Semula
Menjadi 3,663.5 8,336.5
Harga Minyak NAIK menjadi US$ 100/Bbl
Lifting Bbl 12,000.0
WAP US%/Bbl 100.0
Ops Cost US$ 150,000.0 Split
Sebelum Pajak
Split Sebelum
Pajak
28.8462% 71.1538%
BBL Kontraktor SKK Migas
Proceed 12,000.0
FTP (2,400.0) 692 1708
After FTP 9,600.0
Op. Cost (1,500.0)
ETS 8,100.0
(8,100.0) 2337 5763
0.0
DMO (865.4) 865.4
Net Share 2,163.5 8,336.5
Cost Rec. 1,500.0
Entitlement 3,663.5 8,336.5
% Entitlement 30.53% 69.47%
4,730.8 7,269.2
-
kontrak :
Split sebelum pajak antara SKK
Migas dan Kontraktor adalah
71, 1538% : 28, 8462%
FTP sebesar 20% dibagi antar
pihak
DMO sebesar 25%
Data Operasional Kondisi Awal :
Np 1 tahun : 12.000 bbl
Lifting Cost : US$ 150.000
Avg. Oil Price by Year : US$ 50/bbl
Biaya Ops NAIK menjadi US$ 200,000
Kontraktor SKK Migas
Kalkulasi Sederhana Bagi Produksi
Minyak Bumi, Lifting Cost Naik
5,442.3 6,557.7
Semula
Menjadi
Biaya Ops. NAIK menjadi US$ 200,000
Lifting Bbl 12,000.0
WAP US%/Bbl 50.0
Ops Cost US$ 200,000.0 Split
Sebelum Pajak
Split Sebelum
Pajak
28.8462% 71.1538%
BBL Kontraktor SKK Migas
Proceed 12,000.0
FTP (2,400.0) 692 1708
After FTP 9,600.0
Op. Cost (4,000.0)
ETS 5,600.0
(5,600.0) 1615 3985
0.0
DMO (865.4) 865.4
Net Share 1,442.3 6,557.7
Cost Rec. 4,000.0
Entitlement 5,442.3 6,557.7
% Entitlement 45.35% 54.65%
4,730.8 7,269.2
-
kontrak :
Split sebelum pajak antara SKK
Migas dan Kontraktor adalah
71, 1538% : 28, 8462%
FTP sebesar 20% dibagi antar
pihak
DMO sebesar 25%
Data Operasional Kondisi Awal :
Np 1 tahun : 10.000 bbl
Lifting Cost : US$ 150.000
Avg. Oil Price by Year : US$ 50/bbl
Lifting NAIK menjadi 12,000 Bbl
Kalkulasi Sederhana Bagi Produksi
Minyak Bumi, Produksi NaikLifting NAIK menjadi 15,000 bbl
Lifting Bbl 15,000.0
WAP US%/Bbl 50.0
Ops Cost US$ 150,000.0 Split
Sebelum Pajak
Split Sebelum
Pajak
28.8462% 71.1538%
BBL Kontraktor SKK Migas
Proceed 15,000.0
FTP (3,000.0) 865 2135
After FTP 12,000.0
Op. Cost (3,000.0)
ETS 9,000.0
(9,000.0) 2596 6404
0.0
DMO (1,081.7) 1,081.7
Net Share 2,379.8 9,620.2
Cost Rec. 3,000.0
Entitlement 5,379.8 9,620.2
% Entitlement 35.87% 64.13%
Kontraktor SKK Migas
5,379.8 9,620.2
Semula
Menjadi
4,730.8 7,269.2
-
.. dari contoh kalkulasi sederhana produksi
minyak bumi diatas, buat resume pengaruh
perubahan :
Harga Minyak Lifting Cost Produksi Minyak
buat juga analisis dan manjemen agar penerimaan
Pemerentah meningkat tanpa mempengaruhi
ketentuan dalam kontrak bagi hasil
-
STANDART PRODUCTION SHARING CONTRAC
Cost Recovery:
Investment Credit Incentive Sunk Cost Capital Cost Operating Cost
O/G PriceO/G Production
Gross Revenue
FTP
Equity to be Split
ETS
Contractor TakeTaxIndonesia Take+ -
Indonesia Share Contractor Share
(1-Contractor Share)ETS
DMO FEE Taxable Income
DMO
(Split/(1-Tax))ETS Share utkperhitungan
DMO
-
PERUBAHAN TARIF PAJAK
PAJAK = 44%
SPLIT = 15%, after Tax
Split = 0,15 / (1- 0,44)
= 26,7857%
(before Tax)
Tarif Pajak pre-1984 1984 1994Corporate Tax 45% 35% 30%
Deviden Tax, PBDR (20%) 11% 13% 14%
Total Income Tax 56% 48% 44%
Government Share 65.91% 71.15% 73.22%
Contractor Share 34.09% 28.85% 26.78%
Investment Credit 20.00% 17.00% 15.79%
Net Investment Credit 8.80% 8.80% 8.84%
Production Sharing (85 % - 15 %)
-
Pendahuluan : The Issues
Peran Migas Bagi Indonesia
Penguasaan & Pengusahaan Migas
Pola Kerja Sama Pengelolaan Migas
Tahapan Bisnis Migas
Kontraktor Kontrak Kerja Sama (K3S)
Cost & Cost Recovery
POD, WP&B, AFE
Business Key Indicator
AGENDA
-
PRINSIP COST STRUCTURE PADA PSC
Sumber : Bambang Yuwono, PSC Financial Aspects
-
PRINSIP COST STRUCTURE PADA PSC
Sumber : Bambang Yuwono, PSC Financial Aspects
-
1. Apakah Cost Recovery?
2. Apakah Pemerintah Harus Membayar Cost Recovery ?
3. Dengan Meningkatnya Cost Recovery Apakah Pendapatan
Negara Turun ?
4. Cost Recovery Membengkak, Siapa yang Rugi Pemerintah
atauKontraktor?
5. Apakah Tepat Pendapat Bahwa Cost Recovery Harus Ditekan
Serendah Mungkin ?
6. Faktor-faktor Non-teknis Apa yang Dapat Meningkatkan Cost
Recovery ?
7. Kenapa Masyarakat Alergi Terhadap Meningkatnya Cost
Recovery?
8. Cost Recovery Meningkat, Kenapa Produksi Tidak Langsung
Meningkat ?
9. Apakah Benar Cost Recovery Indonesia Termahal Di Dunia ?
10. Kenapa Perlu Pengawasan dan Pengendalian Terhadap Cost
Recovery ?
Cost Recovery
-
Cost Recovery
Pengembalian Biaya Operasi (Operating Cost) yang
dikeluarkan oleh kontraktor dari hasil penjualan migas
Terdiri dari :
Non Capital : Exploration & Development Expenses
Production Expenses Administration Expenses
Capital : Depresiasi atas Investasi Asset KKKS
Unrecovered Cost :Pengembalian atas biaya operasi tahun- tahun
sebelumnya yang belum dapat diperoleh kembali.
-
Peruntukan Cost Pengusahaan Migas :
Finding & Development Costs
Eksplorasi Pengembangan
Operating Costs
Eksploitasi / Produksi Transportasi Marketing
Termasuk didalamnya, untuk : Pembayaran pengadaan Barang & Jasa
Pembayaran Salary & Benefit Pekerja
Cost Recovery
-
Peningkatan Cost Recovery akan wajar, bila digunakan
untuk:
Maintenance & optimasi produksi
Pengembangan lapangan Pencarian cadangan baru Pengembalian biaya operasi tahun sebelumnya Inflasi Supply & Demand di Industri Migas
Peningkatan Cost Recovery dianggap tidak wajar, bila:
Pengeluaran tidak terkait operasi migas Markup/Penggelembungan biaya Penyimpangan atas ketentuan perundangan
Oleh karenanya perlu dilaksanakan pengawasan,
pengedalian & audit (pre, current dan post)
Cost Recovery
-
Cost Recovery
Pre-managerial control adalah berupa persetujuan oleh SKK
Migas terhadap usulan POD, WP&B maupun AFE melalui
kajian yang memenuhi kaidah tekno-ekonomi, dengan
memperhatikan aspek lingkungan.
Current-managerial control adalah berupa persetujuan
terhadap eksekusi program kerja dan anggaran, ketaatan
terhadap proses dan peraturan pengadaan barang dan jasa
sesuai PTK 007, pemberdayaan sumber daya nasional dan
monitoring atas aktivitas operasi Kontraktor.
Post-managerial control bertujuan untuk memastikan bahwa
Kontraktor telah melaksanakan aturan, kebijakan yang
digariskan serta melakukan perhitungan dan penyelesaian
finansial atas hak dan kewajiban masing-masing pihak.
Post Audit dapat dilakukan oleh :- Internal K3S - Partner - SKK Migas- BPKP - BPK - External Audit
Pengawasan CR
-
Pendahuluan : The Issues
Peran Migas Bagi Indonesia
Penguasaan & Pengusahaan Migas
Pola Kerja Sama Pengelolaan Migas
Tahapan Bisnis Migas
Kontraktor Kontrak Kerja Sama (K3S)
Cost & Cost Recovery
POD, WP&B, AFE
Business Key Indicator
AGENDA
-
ALUR KEGIATAN EKSPLORASI & EKSPLOITASI
Tahap Eksplorasi
Survei
EksplorasiPemboran
Eksplorasi
Dry Hole
Penemuan
Cadangan
Migas
Pemboran
Deliniasi
Perhitungan
Cadangan
SurveiSeismik
Tambahan
POD
Plan of
DevelopmentPemboran
PengembanganPembangunan
Fasilitas ProduksiProduksi
Kilang
Pengapalan
Review Perhitungan
Cadangan
Tahap Eksploitasi (Pengembangan & Produksi
-
PLAN OF DEVELOPMENT
(POD)
-
Mengembangkan lapangan / proyek baru secara ekonomi Menjaga Kesinambungan produksi Menaikkan keekonomianWilayah Kerja / Blok
Plan of Development :
Rencana Pengembangan satu atau lebih lapangan migas secara terpadu(integrated) untuk mengembangkan / memproduksikan cadangan
hidrokarbon secara optimal dengan
mempertimbangkan aspek teknis, ekonomis, dan Health Safety & Environment (HSE) sehingga memberikan penerimaan yang sebesar-
besarnya bagi negara dan keekonomian yang wajar bagi
KKKS.
POD memegang peranan yang sangat penting dalam
pengembangan lapangan minyak dan gas bumi.
DEFINISI POD
TUJUAN POD
-
1. Plan of Development-IPlan of Development -I (Pertama) adalah rencana
pengembangan pertama kali dalam suatu Wilayah Kerja
untuk mendapatkan persetujuan menteri ESDM atas
rekomendasi SKK Migas setelah berkonsultasi dengan
Pemerintah Setempat.
UU 22/2001 Pasal 21:
1. Rencana pengembangan lapangan yang pertama kali akan
diproduksikan dalam suatu Wilayah Kerja wajib mendapatkan
persetujuan Menteri berdasarkan pertimbangan dari Badan
Pelaksana dan setelah berkonsultasi dengan Pemerintah Daerah
Provinsi yang bersangkutan.
2. Dalam mengembangkan dan memproduksi lapangan Minyak dan
GasBumi, Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap wajib melakukan
optimasi dan melaksanakannya sesuai dengan kaidah keteknikan
yang baik
3. Ketentuan mengenai pengembangan lapangan,
pemroduksiancadanganMinyak dan Gas Bumi, dan ketentuan
mengenai kaidah keteknikansebagaimana dimaksud dalam ayat (1)
dan ayat (2) diatur lebih lanjutdengan Peraturan Pemerintah
Klasifikasi POD
-
PP No. 35 TahunTahun 2004
Pasal 34
Sejak disetujuinya rencana pengembangan lapangan yang pertama
akan diproduksikan dari suatu Wilayah Kerja, Kontraktor wajib
menawarkan participating interest 10% (sepuluh per seratus) kepada
Badan Usaha Daerah.
Pasal 35
(1) Pernyataan minat dan kesanggupan untuk mengambil
participating interest sebagaimana dimaksud dalam Pasal 34
disampaikan oleh Usaha Milik Daerah dalam jangka waktu paling
lama 60 (enam puluhsejak tanggal penawaran dari Kontraktor.
(2) Dalam hal Badan Usaha Milik Daerah tidak memberikan
pernyataan kesanggupan dalam jangka waktu sebagaimana
dimaksud dalam (1), Kontraktor wajib menawarkan kepada
perusahaan nasional.
-
PP No. 35 Tahun 2004
Pasal 95
(1) Rencana pengembangan lapangan yang pertama kali akan
diproduksikan dalam suatu Wilayah Kerja sebagaimana dimak dalam
pasal 90 huruf c termasuk perubahannya wajib mendapatkan
persetujuan Menteri berdasarkan pertimbangan dari Badan
Pelaksana
(2) Dalam memberikan persetujuan sebagaimana dimaksud dalam ayat
(1), Menteri melakukan konsultasi dengan Gubernur yang wilayah
administrasinya meliputi lapangan yang akan dikembangkan
(3) Konsultasi sebagaimana dimaksud dalam ayat (2) dimaksudkan untuk
memberikan penjelasan dan memperoleh informasi terutama yang
terkait dengan rencana tata ruang dan rencana penerimaan daerah
dari Minyak dan Gas Bumi
-
2. Plan of Development-II dst.Plan of Development -II (Kedua dst) merupakan POD yang
bertujuan mengembangkan satu atau lebih lapangan migas (yang
salah satu lapangannya telah berproduksi) secara terpadu
(integrated) untuk memproduksikan cadangan hidrokarbon secara
optimal dengan mempertimbangkan aspek teknis, ekonomis dan
HSE.
3. POD Secondary Recovery/ EORMerupakan pengembangan suatu lapangan untuk memproduksikan
minyak dengan metode Sec.Rec/EOR POD yang diusulkan dikaitkan
dengan hasil produksi dari upaya Sec.Rec/EOR yang besarnya =
produksi lapangan dikurangi produksi primary (berdasarkan
produksi baseline yang disepakati
SKK MIGAS dan KKKS)
Klasifikasi POD
-
4. POP (Put On Production)Merupakan usulan memproduksi minyak dari sumur eksplorasi
dengan menggunakan fasilitas produksi di sekitar (existing facilities)
Jika dikemudian hari dianggap perlu dibangun fasilitas produksi
tersendiri maka POP harus diajukan kembali menjadi POD.
5. POD Marginal FieldPOD untuk mengembangkan lapangan minyak marginal dalam rangka
meningkatkan produksi nasional dengan memberi insentif khusus
bagi lapangan minyak suatu wilayah kerja yang telah produksi tetapi
belum ekonomis dengan term PSC yang berlaku.
Klasifikasi POD
-
Klasifikasi POD
6. Revisi PODMerupakan pengembangan lapangan yang mengalami perubahan
skenario dan atau jumlah cadangan POD diajukan ke SKK MIGAS
segera setelah diketahui hal berikut:
1) Perubahan skenario pengembangan
2) Perubahan jumlah cadangan migas yang signifikan terhadap
POD awal.
7. Plan of Further Development (POFD)Merupakan usulan pengembangan lanjut lapangan yang sudah
berproduksi pada reservoir yang sama dan semua fasilitas dalam
POD sebelumnya telah dilaksanakan.
-
WORK PROJECT & BUDGETING
(WP&B)
-
PENJELASAN & PEDOMAN WP&B
1. Definisi WP&B :
Merupakan usulan rincian rencana kegiatan dan anggaran tahunan dengan
mempertimbangkan kondisi, komitmen, efektivitas dan efisiensi pengoperasian
K3S di suatu wilayah kontrak kerja.
MELIPUTI :
Kegiatan Eksplorasi (Survei Seismik & Geologi, Pemboran dan Studi G&G), Lead & Prospect, Exploration Commitment.
Kegiatan produksi dan usaha menjaga kesinambungannya. POD
Pemboran Sisipan
Operasi Produksi dan Kerja Ulang
Mempertahankan Produksi
Proyek EOR (Sec. Recovery & Tertiary Recovery)
Biaya untuk program-program Kegiatan Eksplorasi
Pemboran Development & Fasilitas Produksi
Produksi & Operasi
Administrasi Umum, Administrasi Eksplorasi & Biaya Overhead
-
MELIPUTI (Lanjutan) :
ENTITLEMENT SHAREGross Revenue, Harga Minyak & Gas, Cost Recovery, Indonesia Share,
Contractor Share
UNIT COST (US$/Bbl) Direct Production Cost Total Production Cost Cost Recovery
STATUS UNRECOVERED COSTSTATUS
-
Sumber : Anditya Ibrahim
-
2. Sesuai dengan ketentuan PRODUCTION SHARING CONTRACT
SECTION I (SCOPE AND DEFINITIONS) :SKK MIGAS memiliki wewenang dan kendali atas manajemen kegiatan
operasi K3S dan Kontraktor harus bertanggung-jawab ke SKK MIGAS.
SECTION IV (WORK PROGRAM AND EXPENDITURES) :Tiga (3) bulan sebelum permulaan tahun kalender, Kontraktor sudah harus
menyiapkan dan menyerahkan Original WP & B untuk mendapat persetujuan
dari SKK MIGAS dalam rangka pelaksanaan kegiatan sebagaimana yang
diusulkan pada rencana kerja.
PENJELASAN & PEDOMAN WP&B
Fungsi Perencanaan & Pengawasan SKK MIGAS adalah upayaprecontrol dengan penekanan pada kelayakan teknis operasional.
Penelitian dan Analisis terhadap usulan WP&B serta rencanapenggunaanTenaga Kerja (asing) sesuai dengan PSC, yaitu :
Kelayakan Skala Waktu
Tingkat Kegiatan Operasional
Kelayakan Satuan / Jumlah Biaya
Indonesianisasi / Alih Teknologi
Perlindungan Tenaga Kerja Nasional
Menjamin Pendapatan Pemerintah Secara Optimal
-
3. REVISI WP & B
Penyusunan WP&B tahunan dan revisi WP&B perlu dijelaskan sebagai berikut :
a. Sesuai dengan Production Sharing Contract
Mengenai Work Program & Expenditures, pengajuan usulan WP&B
tahunan adalah 3 (tiga) bulan sebelum dimulainya tahun kalender untuk
mendapatkan persetujuan SKK MIGAS.
SKK MIGAS dapat menghendaki revisi usulan WP&B apabila terdapat hal-
hal yang spesifik setelah diterimanya usulan WP&B tahunan tersebut.
b. Pada tahun berjalan WP&B yang telah disetujui SKK MIGAS beralasan
untuk diperbaiki (Ref. PSC Financial Budget & Reporting Procedures
Manual), usulan perbaikan terlebih dulu harus diajukan kepada SKK MIGAS.
Alasan yang dapat dikemukakan dalam usulan perbaikan original WP&B
tahun berjalan, yaitu : rencana kerja tahunan menjadi tidak realistis lagi, atau
perkiraan biayanya menjadi terlalu menyimpang. Usulan perbaikan WP&B
disertai penjelasan singkat mengenai sebab sebab terjadinya penyimpangan.
PENJELASAN & PEDOMAN WP&B
-
c. Berdasarkan butir a dan b, apabila SKK MIGAS berpendapat bahwa WP&B
tahunan tersebut harus direvisi, SKKMIGAS akan memberitahukan
kepada kontraktor.
d. Mengingat butir-butir tersebut, diharapkan para K3S berusaha
meningkatkan keakurasian penyusunan WP&B tahunan (well planned) dan
mengurangi kemungkinan terjadi revisi WP&B
Dalam hal yang terpaksa dan kondisi tidak realistis lagi untuk
mempertahankan original WP&B tahunan, maka usulan revisi dapat diajukan
ke SKK MIGAS sebelum pertengahan tahun kalender berjalan (bulan Juni).
PENJELASAN & PEDOMAN WP&B
3. REVISI WP & B (Lanjutan)
-
4. MATERI WP & B
1. WILAYAH KERJA EKSPLORASI
a. Materi WP&B harus memenuhi komitmen eksplorasi sesuai
ketentuan PSC dan didiskusikan secara detil prospek-
prospek yang akan dibor (lokasi, cadangan, keekonomian),
survey seismik & geologi (prospek & lead yang dicover,
sumberdaya, keekonomian) dan studi G&G (harus dijelaskan
tujuan, implementasi & nilai tambah) untuk strategi survei /
pemboran selanjutnya serta penemuan play-play baru.
b. Untuk kps tahap produksi (ada kegiatan eksplorasi), diskusi
detil teknis dilaksanakan pada saat Pre-WP&B.
PENJELASAN & PEDOMAN WP&B
-
2. WILAYAH KERJA PRODUKSI
MateriWP&B yang diserahkan kepada BPMIGAS untuk
memenuhi ketentuan production sharing section IV terdiri dari
butir-butir usulan WP&B serta lembar operational statistics, esensi
dan materi yang akan dibahas/dipresentasikan harus memenuhi
pokok-pokok ketentuan sebagai berikut :
a. RapatWP&B adalah suatu rapat operasional dan rapat
manajemen sehingga harus bersifat menyeluruh, singkat, jelas
dan informatif.
b. Memberikan gambaran perihal keekonomian dan pendapatan
pemerintah dari setiap kegiatan di wilayah kerja KPS/JOB/KKS.
c. Memberikan gambaran menyeluruh perihal kegiatan yang akan
dilaksanakan dalamusulan rencana kerja dan anggaran pada
tahun yang akan datang.
d. Memberikan gambaran perihal organisasi dan pengembangan
sumber daya manusia.
Untuk dapat mencapai sasaran tersebut di atas, perlu dievaluasi
keterangan/data yang tercantum pada buku usulan WP&B dan
operational statistics.
PENJELASAN & PEDOMAN WP&B
4. MATERI WP & B (Lanjutan)
-
AUTHORIZATION FOR
EXPENDITURE
(AFE)
-
Sumber : Anditya Ibrahim
PENGERTIAN
SKK MIGAS selaku penanggung jawab management K3S bertugasuntuk mengamankan serta meningkatkan pendapatan negara dari
kegiatan K3S, melalui mekanisme :
Pre Audit Current Audit Post Audit
K3S selaku operator bertanggung jawab kepada SKK MIGAS, K3S wajib membuat AFE untuk semua kegiatannya, sebagai alat kontrol
mulai dari persiapan proyek pemantauan pelaksanaan operasional,
serta penelitian pasca operasi
DASAR HUKUM
Production Sharing Contract Financial Budget and Reporting Procedures Manual
-
1. Dirancang agar SKK MIGAS (selaku penanggung jawab
management) memp eroleh informasi lengkap mengenai
kegiatan yang diusulkan K3S (selaku penanggung jawab
operasional), untuk keperluan :
Analisa Evaluasi Persetujuan Monitoring
2. Mengetahui rincian biaya proyek
3. Pengendalian biaya
4. Pertahapan proyek
5. Pemeriksaan keuangan sebagai dasar untuk Cost Recovery
AFE :
-
AFE adalah alat manajemen dalam fungsi Perencanaan dan
Pengawasan Keuangan.
Yang perlu diperhatikan dalam proses AFE adalah :
Lingkup Kerja
Adanya dana tersedia dalam anggaran (WP&B) yg disetujui.
Verifikasi pembebanan biaya
Laporan Penyelesaian dan Pertanggungjawaban Anggaran
Data Tambahan
-
JENIS JENIS AFE
Sumber : Anditya Ibrahim
-
Prosedur pengusulan AFE disampaikan dalam 2 (dua) konsep :
A. Untuk yang menggunakan Pre-AFE
B. Untuk yang tidak menggunakan Pre-AFE (Langsung AFE)
A. TATA CARA PENYIAPAN PRE AFE :
1. Proposal / usulan konsep AFE dari KPS dengan justifikasi lengkap dibawa ke
Staf teknis Divisi Eksplorasi atau Divisi Eksploitasi, yang akan dicek sesuai list
peruntukannya, jika diperiksa terdapat materi yang belum lengkap, akan
dikembalikan untuk dilengkapi.
2. Dinas Eksplorasi atau Eksploitasi akan mengevaluasi dan mengkoordinir tim
AFE untuk mengadakan diskusi yang diikuti oleh Dinas dinas / fungsi terkait.
Hasil diskusi untuk menentukan kelaikan suatu usulan AFE.
3. Jika suatu usulan AFE dinyatakan layak maka KPS diminta untuk me ngajukan
AFE asli dalam 2 Amplop :
- Surat Asli dan AFE copy diserahkan ke Deputi Perencanaan.
- Copy surat dan AFE asli diserahkan ke Subdin terkait di Divisi EKS/EPT.
USULAN AFE :
-
B. TATA CARA PENYIAPAN AFE :
1. Surat pengantar AFE dialamatkan ke : DEPUTI PERENCANAAN
SKK MIGAS.
2. AFE dibuat 4 (empat) rangkap asli, ukuran Folio 8,5 x 13 (sesuai
dengan formulir AFE yang ditentukan), dengan kelengkapan
datanya.
3. Ditandatangani oleh pihak operator pengusul (setingkat manager)
dan atasannya (pimpinan tertinggi) sebagai penanggung jawab,
lengkap dengan : tanggal, bulan dan tahun.
4. AFE dapat disetujui oleh Kepala Divisi Eksplorasi, Kepala Divisi
Eksploitasi, Deputi Perencanaan atau Kepala SKK MIGAS.
5. AFE yang sudah disetujui, 2 (dua) rangkap dikembalikan ke KPS
dan 2 (dua) rangkap disimpan masing-masing 1 (satu) di Divisi
Eksplorasi/Eksploitasi dan 1 (satu) pada Divisi Pengendalian
Finansial Bidang FE&P SKK MIGAS.
USULAN AFE :
-
USULAN AFE :
B. TATA CARA PENYIAPAN AFE (Lanjutan) :
6. Penomoran AFE, terdiri dari 6 angka (digits) sebagai berikut :
XX XXXX
4 digits terakhir : Nomor urut kegiatan pada proyek PSC
2 digits pertama : Tahun anggaran/Pelaksanaan Proyek
7. Mata uang (Currency) dalam US$ (dollar amerika)
8. Close Out AFE diisi dengan angka realisasi dan dilaporkan ke Badan
Pelaksana MIGAS lengkap dengan justifikasi paling lambat 4 (empat)
bulan setelah proyek selesai.
-
REVISI (REVISED) AFE DILAKUKAN :
I. Perubahan Lingkup kerja Scope of Work
Jumlah total anggaran lebih besar/kecil dari 10% setiap nomor AF E Setiap katagori biaya lebih besar dari 30 %
II. Project fisik belum selesai (kurang dari 70 %), apabila lebih maka ada
resiko tidak di cost recovery.
III. Revisi dapat dilakukan sebelum KPS memberikan perintah kerja atau
sebelum tender award.
IV. Kesempatan untuk revisi AFE diberikan 2 (dua) kali.
Pengusulan revisi AFE dilakukan seperti tatacara pengajuan AFE original
pada formulir AFE yang baru dengan mengisi kolom original budget yang
sudah disetujui dan revised budget yang diusulkan.
-
TATA CARA PENYIAPAN CLOSE OUT AFE :
1. Usulan close out AFE dilengkapi dengan copy persetujuan AFE dibawa ke
Subdin EOA Div.DALFIN dengan kelengkapan datanya (Completion Report),
sedangkan khusus untuk Studi ke Subdin pada Divisi Kajian & Pengembangan.
2. Dilakukan evaluasi / diskusi untuk menentukan kelaikannya.
3. Jika suatu usulan Close Out AFE dinyatakan layak maka KPS diminta untuk
mengajukan Surat asli dan AFE asli persetujuan yang telah diisi nilai close out
di tujukan ke Ka.Div. DALFIN dan copynya ke Ka.Div. Operasi terkait/
Ka.Div.Jian.
4. Surat konfirmasi Close out akan dikeluarkan oleh Divisi Pengenda lian
Finansial Bidang FE&P SKK MIGAS.
-
ALUR WP&B DAN AFE
EKSPLORASI :
Komitmen K3S WP&B Eksplorasi AFE Eksplorasi
PENEMUAN
EKSPLORASI
MIGAS
EKSPLOITASI :
POD + (Komitmen Eksplorasi WP&B Eksploitasi AFE Eksploitasi
-
Sumber : Anditya Ibrahim
-
Sumber : Anditya Ibrahim
-
Sumber : Anditya Ibrahim
-
Pendahuluan : The Issues
Peran Migas Bagi Indonesia
Penguasaan & Pengusahaan Migas
Pola Kerja Sama Pengelolaan Migas
Tahapan Bisnis Migas
Kontraktor Kontrak Kerja Sama (K3S)
Cost & Cost Recovery
POD, WP&B, AFE
Business Key Indicator
AGENDA
-
INDIKATOR KEEKONOMIAN
Penanaman modal (investasi) didasarkan pada
keuntungan yang diperoleh.
Indikator ekonomi diperlukan untuk pengambilan
keputusan.
Jenis indikator ekonomi yang umum digunakan dalam
usaha migas adalah :
1. Pay Out Time (POT)
2. Profit to Investment Ratio (PIR)
3. Rate of Return (ROR)
4. Net Present Value (NPV)
5. Discounted Profit to Investment Ratio (DPIR)
-
1. Pay Out Time (POT)
Pay out time atau payback period adalah suatu periode yang diperlukan untuk dapat menutup kembali pengeluaran investasidengan menggunakan proceeds atau aliran kas netto (nettocash flows). Dengan demikian payback period dari suatu investasimenggambarkan panjangnya waktu yang diperlukan agar danayang tertanam pada suatu investasi dapat diperoleh kembaliseluruhnya.
POT merupakan suatu ukuran pendekatan mengenai kecepatanpenerimaan cash flow. POT adalah suatu parameter yang bergunauntuk membandingkan kecepatan relatif penerimaan daripenghasilan sejak awal produksi.
-
2. Net Present Value (NPV)
Net present value (NPV) menunjukkan jumlah pendapatandikurangi total biaya selama proyek.
NPV merupakan nilai keuntungan bersih dari suatu proyekyang diukur pada waktu sekarang.
Suatu proyek dikatakan menguntungkan jika nilai NPV yang diperoleh adalah positif, jika nilai NPV suatu proyek adalahnegatif maka dapat dikatakan proyek tersebut mengalamikerugian. Sedangkan jika NPV besarnya sama dengan nol, maka besarnya pengeluaran untuk menyelenggarakanproyek sama dengan besarnya penerimaan.
Dimana :
C0 = Arus kas keluar pada awal investasi
Cn = Arus kas masuk pada tahun ke-n
r = Tingkat biaya modal yang disyaratkan
n = Periode investasi
n
1 t n
n0
)r 1 (
C C NPV
-
3. Rate Of Return (ROR)
Rate of Return (ROR) dapat disebut juga sebagaiInternal Rate of Return (IRR). ROR menunjukkan nilairelatif earning power dari modal yang diinvestasikandi proyek yaitu discount rate yang menyebabkanNPV sama dengan nol.
Suatu proyek dianggap layak apabila ROR lebih besardaripada cost of capital (bunga bank) + resiko.
-
4. Profit to Investment Ratio (PIR)
Profit to investment ratio (PIR) disebut juga Return of Investment (ROI) merupakan perbandingan dari keuntunganbersih yang tidak dipotong terhadap besarnya investasi yang ditanam atau suatu ukuran yang merefleksikan kesanggupanmemberikan keuntungan total.
PIR merupakan bilangan yang tidak berdimensi yang menghubungkan jumlah yang dihasilkan dari proyek investasitiap dollar yang ditanam. Profit to Investment Ratio dirumuskan sebagai berikut :
Kelemahan dari parameter ini yaitu tidak dapatmencerminkan waktu dan pola pengembalian pendapatanyang dihasilkan dari suatu proyek dan tidak dapat mengetahuigambaran dari total keuntungan yang dapat diperoleh.
Investasi
CashflowNet ted UndiscounTotal PIR
-
5. Discounted Profit to Investment Ratio (DPIR)
Salah satu kelemahan dari Profit to Investment Ratio (PIR) adalah tidak mempertimbangkan waktu dalam perhitungannya. Untuk mengatasi hal tersebut digunakan perhitungan Discounted Profit to Investment Ratio (DPIR).
Discounted Profit to Investment Ratio merupakan perbandinganantara Net Present Value (NPV) terhadap besarnya investasiyang ditanam. Discounted Profit to Investment Ratio dirumuskan sebagai berikut :
Besarnya DPIR menunjukkan berapa kali keuntungan yang akandiperoleh dari setiap 1 $ yang diinvestasikan. Sebagai contoh, harga DPIR sebesar 0,5 berarti setiap 1 $ yang diinvestasikanakan memperoleh keuntungan setengah dari investasi. Dalamanalisanya maka dipilih usulan investasi yang memberikan hargaDPIR yang besar.
Investasi
CashflowNet Discounted Total DPIR
-
Contoh Hasil Perhitungan
Indikator Keekonomian
SKENARIO Investasi NPV ROR PIR DPIR POT Project Live
A-1 1.124.116 316.826 31,39% 0,60 0,28 1,31 11 Year
A-2 1.161.796 327.142 30,96% 0,61 0,28 1,41 11 Year
A-3 1.110.974 318.378 31,91% 0,60 0,29 1,26 11 Year
A-4 1.161.796 267.761 27,93% 0,53 0,23 1,65 11 Year
A-5 1.300.079 422.545 39,44% 0,56 0,33 0,93 11 Year
B-1 1.004.036 373.483 37,72% 0,71 0,37 0,97 11 Year
B-2 1.016.414 396.066 38,40% 0,75 0,39 0,97 11 Year
B-3 1.013.756 365.183 37,16% 0,69 0,36 0,98 11 Year
B-4 1.017.102 336.383 35,01% 0,66 0,33 0,99 11 Year
B-5 1.202.861 469.046 45,07% 0,64 0,39 0,88 11 Year
Note : Secara keekonomian maka skenario B-5 merupakan
skenario yang paling baik.
-
ANALISA SENSITIVITAS
Analisa sensitivitas adalah cara untuk melihat pengaruh perubahan indikator ekonomi bila parameter-parameter ekonomi lain dirubah besarannya.
Besaran-besaran yang sering digunakan untuk analisa sensitivitas adalah Annual production, Oil price, Investment, Lifting Cost dan Tax (apabila dibutuhkan insentif).
Dengan analisa sensitivitas ini akan bisa diprediksi kerugian atau keuntungan dari satu proyek bila salah satu atau lebih parameter ekonominya berubah.
-
Contoh Analisa Sensitivitas
Menggunakan Spider Diagram
Sensitivitas (NPV Vs Sensitivity)Skenario B-5
OIL PRODUCTION
OIL PRODUCTION
OIL PRICE
OIL PRICE
INVESTMENT
INVESTMENT
LIFTING COST
LIFTING COST
250
350
450
550
650
80% 85% 90% 95% 100% 105% 110% 115% 120%
Sensitivity
NP
V @
DR
=1
2%
, U
S$
Th
ou
sa
nd
s
OIL PRODUCTION OIL PRICE
INVESTMENT LIFTING COST
-
Contoh Analisa Sensitivitas
Menggunakan Spider Diagram
Sensitivitas ( ROR vs Sensitivity )
Skenario B-5
INVESTMENT
LIFTING COST
OIL PRODUCTION
OIL PRODUCTION
OIL PRICE
OIL PRICEINVESTMENT
LIFTING COST
25,00%
30,00%
35,00%
40,00%
45,00%
50,00%
55,00%
60,00%
80% 85% 90% 95% 100% 105% 110% 115% 120%
Sensitivity
RO
R@
DR
=1
2%
OIL PRODUCTION OIL PRICE
INVESTMENT LIFTING COST
1 PIMP - INDONESIA PETROLEUM BUSINESS.pdf2 PIMP - INDONESIA PETROLEUM BUSINESS.pdfSlide1(1).pdfSlide2(1).pdfSlide3(1).pdfSlide4(1).pdfSlide5(1).pdfSlide6(1).pdfSlide7(1).pdfSlide8(1).pdfSlide9(1).pdfSlide10(1).pdfSlide11(1).pdfSlide12(1).pdfSlide13(1).pdfSlide14(1).pdfSlide15(1).pdfSlide16(1).pdfSlide17(1).pdfSlide18.pdfSlide19.pdfSlide20.pdfSlide21.pdfSlide22.pdfSlide23.pdfSlide24.pdfSlide25.pdfSlide26.pdfSlide27.pdfSlide28.pdfSlide29.pdfSlide30.pdfSlide31.pdfSlide32.pdfSlide33.pdfSlide34.pdfSlide35.pdfSlide36.pdfSlide37.pdfSlide38.pdfSlide39.pdfSlide40.pdfSlide41.pdfSlide42.pdfSlide43.pdfSlide44.pdfSlide45.pdfSlide46.pdfSlide47.pdfSlide48.pdfSlide49.pdfSlide50.pdfSlide51.pdf
3 PIMP - INDONESIA PETROLEUM BUSINESS.pdf