Download - 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
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 :
1.OVERVIEW2.ASPEK KEEKONOMIAN :
a) BIAYA PENGEMBANGANb) PRODUKSIc) HARGA MINYAK DAN GASd) FISCAL SYSTEMSe) INDIKATOR KEEKONOMIANf) SENSITIVITAS
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 :
1.OVERVIEW2.ASPEK KEEKONOMIAN :
a) BIAYA PENGEMBANGANb) PRODUKSIc) HARGA MINYAK DAN GASd) FISCAL SYSTEMSe) INDIKATOR KEEKONOMIANf) SENSITIVITAS
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 :
1.OVERVIEW2.ASPEK KEEKONOMIAN :
a) BIAYA PENGEMBANGANb) PRODUKSIc) HARGA MINYAK DAN GASd) FISCAL SYSTEMSe) INDIKATOR KEEKONOMIANf) SENSITIVITAS
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 :
1.OVERVIEW2.ASPEK KEEKONOMIAN :
a) BIAYA PENGEMBANGANb) PRODUKSIc) HARGA MINYAK DAN GASd) FISCAL SYSTEMSe) INDIKATOR KEEKONOMIANf) SENSITIVITAS
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$/MSCF) Input - -
3. GROSS REVENUE (2a + 2b) x 2c + 2d x 2e 1800 100a. First Tranche Petroleum, 20% x 3 360 20
4. GROSS REVENUE AFTER FTP (3 – 3a) 1440 80
100%
B A S E C A S E
CONTOH PERHITUNGAN KEEKONOMIAN PSC DENGAN FTP (2)
5. COST RECOVERY MUS$ US$/BBLa. Unrecovered Other Cost - -b. Current Year Operating Cost, 1b 500 27.78c. Depreciation, misal 10% x 1a 10 0.56d. Total Cost Recovery, 5a + 5b + 5c 510 28.33e. Investment Credit, 17% x 1a 17 0.94f. Total Recoverable, 5d + 5e 527 29.28
6. EQUITY TO BE SPLIT (4 – 5f) 913 50.72
7. INDONESIA SHAREa. Government Equity Share (6) x 0.711538 650 36.09b. Government Equity Share from FTP (3a) x 0.711538 256 14.23c. Domestic Requirement, 8c – 8d 51 2.65d. Gov. Tax. Entitlement, 8f 160 8.88e. Carry forward Interest, 8g - -f. Total Indonesia Share, 7a + 7b + 7c + 7d – 7e 1117 62.5 62%
CONTOH PERHITUNGAN KEEKONOMIAN PSC DENGAN FTP (3)
8. CONTRACTOR SHARE MUS$ 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
GROSS DMO REQ.DMO REQ ADJ.
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
GROSS DMO REQ.DMO REQ ADJ.
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.
Jenis –Jenis Insentif dalam Pengembangan Lapangan Migas
INSENTIF LAINNYA :
1. FTP (SHARED OR NOT SHARED)
2. AGAD (ACCELERATED GAS ASSET DEPRECIATION)
3. SEWA FASILITAS PRODUKSI
AGENDA :
1.OVERVIEW2.ASPEK KEEKONOMIAN :
a) BIAYA PENGEMBANGANb) PRODUKSIc) HARGA MINYAK DAN GASd) FISCAL SYSTEMSe) INDIKATOR KEEKONOMIANf) SENSITIVITAS
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$
(% Gross Revenue) (%)
NPV @ 10% DF MUS$
IRR %
Payback Period Tahun
10 Indonesia
Total Penerimaan MUS$
(% Gross Revenue) (%)
(*) 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 :
1.OVERVIEW2.ASPEK KEEKONOMIAN :
a) BIAYA PENGEMBANGANb) PRODUKSIc) HARGA MINYAK DAN GASd) FISCAL SYSTEMSe) INDIKATOR KEEKONOMIANf) SENSITIVITAS
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%)
Cond. Reserve (±30%)
Gas Price (±30%)
Cond. Price (±30%)
Investment (±30%)
Opex (±30%)
Contr. NPV Sensitivity
Higher Case (+30%)Lower Case (-30%)
-200,000 0 200,000 400,000 600,000 800,000
Gas Reserve (±30%)
Cond. Reserve (±30%)
Gas Price (±30%)
Cond. Price (±30%)
Investment (±30%)
Opex (±30%)
GOI PV Sensitivity
Higher Case (+30%)Lower Case (-30%)
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)
PROSEDUR AKUNTANSI PADA PSC INDONESIA
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:
PROSEDUR AKUNTANSI PADA PSC INDONESIA
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.
PROSEDUR AKUNTANSI PADA PSC INDONESIA
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
PROSEDUR AKUNTANSI PADA PSC INDONESIA
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.
DOMESTIC MARKET OBLIGATION (DMO)
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).
DOMESTIC MARKET OBLIGATION (DMO)
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.
KETENTUAN DMO UNTUK LAPANGAN GAS
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.
KETENTUAN DMO UNTUK LAPANGAN GAS
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 - $/% Sulfur
Oil Price / bbl = Base Price / bbl + A (0API) – B (%S)
AGENDA :
1.OVERVIEW2.ASPEK KEEKONOMIAN :
a) BIAYA PENGEMBANGANb) PRODUKSIc) HARGA MINYAK DAN GASd) FISCAL SYSTEMSe) INDIKATOR KEEKONOMIANf) SENSITIVITAS
Gambaran Keekonomian POD
No. Satuan Jumlah1 BCF
MSTB2 Year
Year3 US$/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
%Change in Reserve, Price, Capex & Opex
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%
%Change in Reserve, Price, Capex & Opex
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.
Jenis –Jenis Insentif dalam Pengembangan Lapangan Migas
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$25/BBL, jika IRR < 15%, maka akan dapat insentif dan jika IRR > 15%,maka tidak dapat insentif. Untuk lapangan yang sudah disetujui sudahmendapatkan insentif lapangan marginal, kinerja keekonomiannya akandievaluasi setiap tahun, apabila dalam implementasinya IRR kumulatifnya >30%, maka insentif tersebut akan dicabut.
Jenis –Jenis Insentif dalam Pengembangan Lapangan Migas
PSC :Working Area :Field :POD Type :
TYPE HORSE POWER
TANGIBLE INTANGIBLE TOTAL
1 02 03 04 05 06 07 08 09 0
10 0
Legend : Total Drilling Cost 0 0 0White = Fill inYellow = Choose from the list
Cost/foot (MMUS$)COMPLETION METHODE
LAMPIRAN IV - FORM EVALUASI BIAYA LAMPIRAN IV.1. DRILLING AND COMPLETION
REMARKSPROJECT TYPE COMPLETION TYPERIG
WELL NAMENO.COST (MMUS$)RIG
DAYSWELL DIRECTIONWELL
SUBCLASSIFICATIONDRILLING DAYS
TOTAL DEPTH
(FT)LOCATION
Lifting Methode
WATER DEPTH
(FT)
PLATFORM/TRIPOD
FORM COST ESTIMATION
PSC :Working Area :Field :POD Type :
Cost EstimationCapacity Unit Φ (inch) Length (m) MMUS$ 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
FORM COST ESTIMATION
PSC :Working Area :Field :POD Type :
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)
Legend :White = Fill inYellow = Choose from the list
MeasurementNO. OFFSHORE FACILITIES Benchmark Cost (Referensi)
LAMPIRAN IV.3. OFFSHORE FACILITIESLAMPIRAN IV - FORM EVALUASI BIAYA
FORM COST ESTIMATION
PSC :Working Area :Field :POD Type :
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
Legend :White = Fill inYellow = Choose from the list
COST OFNO. PRODUCTION COST
LAMPIRAN IV - FORM EVALUASI BIAYALAMPIRAN IV.4. PRODUCTION COST
FORM COST ESTIMATION
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)
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
[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
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
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
Oil Case - Cash Flow Analysis – Formulasi Parameter
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
Oil Case - Cash Flow Analysis – Formulasi Parameter
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
Oil & Gas Case - Cash Flow Analysis – Formulasi Parameter
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
Oil & Gas Case - Cash Flow Analysis – Formulasi Parameter
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
Oil & Gas Case - Cash Flow Analysis – Formulasi Parameter
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)
…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……
…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……
…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……
…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……
Spreadsheet Perhitungan dengan Excell
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)
…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……
…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……
…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……
…… …… …… …… …… …… …… …… …… ……
Spreadsheet Perhitungan dengan Excell
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)
…… …… …… …… …… …… …… …… ……
…… …… …… …… …… …… …… …… ……
…… …… …… …… …… …… …… …… ……
…… …… …… …… …… …… …… …… ……
133
TOTAL COSTPLAN OF
DEVELOPMENT
INVESTMENTCOST
OPERATINGCOST
Investment CostProduction Facilities
Drilling
Operating Cost
Sunk Cost
Production Operation
General & Administration
Abandonment & Site Restoration
ProductionOperation
Oil Well Operations Oil Prod. & Process. Sec. Rec. Operations Storage, Handling, Delivery Maintenance Electricity Services Transportation Cost
General & Administration
• 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
Production Operation
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 :
PENJELASAN PERHITUNGAN KEEKONOMIAN PSC – JOB
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)
UNTUK SETIAP TAHUN :
PENJELASAN PERHITUNGAN KEEKONOMIAN PSC – JOB
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
UNTUK SETIAP TAHUN :
PENJELASAN PERHITUNGAN KEEKONOMIAN PSC – JOB
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
UNTUK SETIAP TAHUN :
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