ACCOUNTING FOR OIL AND GAS Agenda Industri Oil

  • Slides: 72
Download presentation
ACCOUNTING FOR OIL AND GAS

ACCOUNTING FOR OIL AND GAS

Agenda Industri Oil and Gas Profil Pertamina Akuntansi Industri Oil & Gas Akuntansi PSC

Agenda Industri Oil and Gas Profil Pertamina Akuntansi Industri Oil & Gas Akuntansi PSC Contract PSAK 64 Aset Explorasi dan Evaluasi Sumber Daya Mineral 2

INDUSTRI OIL & GAS

INDUSTRI OIL & GAS

Proses Bisnis Minyak dan Gas 4

Proses Bisnis Minyak dan Gas 4

Kegiatan Migas • Kegiatan Usaha Hulu • Kegiatan usaha yang berintikan atau bertumpu pada

Kegiatan Migas • Kegiatan Usaha Hulu • Kegiatan usaha yang berintikan atau bertumpu pada kegiatan usaha eksplorasi dan eksploitasi. • Eksploitasi adalah rangkaian kegiatan yang bertujuan menghasilkan minyak dan gas bumi di wilayah kerja yang ditentukan terdiri dari pengeboran, penyelesaian sumur, pembangunan saranan pengangkutan, penyumpanan dan pengolahan untuk pemisahan, pemurnian minyak dan gas bumi di lapangan serta kegiatna pendukung lainnya. • Eksplorasi adalah kegiatan yang bertujuan memperoleh informasi mengenai kondisi geologi untuk menemukan dan memperoleh perkiraan cadangan minyak dan gas bumi di wilayah kerja tertentu. • Kegiatan Usaha Hilir • Kegiatan usaha yang bertujuan berintikan atu betumpu pada kegiatan usaha pengolahan, pengangkutan, penyimpanan dan/atau niaga. • Kegiatan pengolahan adalah kegiatan memurnikan, memperoleh bagian, mempertinggi mutu dan mempertinggi nilai tambah minyak dan atau cadangan gas bumi tetapi tidak termasuk pengolahan di lapangan UU Migas 5

Karakteristik Migas • Hulu Migas • Bisnis Hulu Migas memiliki ketidakpastian tinggi: • Risiko

Karakteristik Migas • Hulu Migas • Bisnis Hulu Migas memiliki ketidakpastian tinggi: • Risiko usaha: perubahan regulasi, audit kepatuhan atas regulasi • Risiko kegagalan explorasi, ketergantungan pada mitra • Risiko pasar: fluktuasi harga; kurs • Refinery – Kilang • Investasi besar • Margin kecil • Hilir – industry marine • Persaingan ketat • Tingkat sensitivitas terhadap harga tinggi • Hilir – Retail • Pasar monopoli sampai tingkat depot • Pengaturan harga oleh Pemerintah • Margin relatif kecil • HSSE (Health Safety Security and Environment) tinggi • Perbedaan harga memungkinkan timbulnya pasar gelap – penjualan bahan bakar dari peruntukan transportasi yang disubsidi kepada industri 6

Minyak dan Gas – Bisnis Global • Industri migas dunia dikuasai oleh beberapa perusahaan

Minyak dan Gas – Bisnis Global • Industri migas dunia dikuasai oleh beberapa perusahaan multinasional dan perusahaan minyak milik negara (NOC). • Portfolio perusahaan dalam industri migas berbeda, ada yang terintegrasi atau hanya fokus dalam satu segmen bisnis. • Industri migas sangat dipengaruhi oleh harga minyak dunia. • Harga minyak ditentukan oleh banyak faktor seperti supply, demand, produksi, infrastruktur produksi dan distribusi, substitas migas. • Harga produk minyak (bensin, solar, dll) sangat dipengaruhi oleh harga minyak mentah. Porsi HPP tinggi Harga pokok produksi didominasi oleh harga minyak mentah. • Ketika harga minyak mentah berubah maka akan langsung perpengaruh terhadap harga jual produk. Namun ketika Pemerintah menetapkan harga minyak di pasar dalam negeri, kerugian akan ditanggung oleh Pertamina. 7

Tren Harga Minyak Dunia 8

Tren Harga Minyak Dunia 8

Beberapa Perusahaan Migas 9

Beberapa Perusahaan Migas 9

PROFIL PERTAMINA

PROFIL PERTAMINA

Pertamina Visi, Misi, 8 Prioritas dan Nilai Visi Menjadi Perusahaan Energi Nasional Kelas Dunia

Pertamina Visi, Misi, 8 Prioritas dan Nilai Visi Menjadi Perusahaan Energi Nasional Kelas Dunia Misi Menjalankan Usaha Minyak, Gas serta Energi Baru dan Terbarukan secara Terintegrasi, Berdasarkan Prinsip Komersial yang Kuat 8 Prioritas 1) HSSE Sustainability; 2) Human Capital Development; 3) Upstream Growth; 4) Gas Growth; 5) Strengthening Refining & Petrochemical Business; 6) New and Renewable Energy Development; 7) Infrastructure & Marketing Development; 8) Company Growth. Nilai Clean; Competitive; Confident; Customer Focus; Commercial; Capable 6 C 18 © 2017 PERTAMINA – ANNUAL REPORT

Bisnis Pertamina

Bisnis Pertamina

Pertamina’s Scope of Business Upstream Refinery Shipping/Piping Depot Transportation Gas station Upstream Downstream •

Pertamina’s Scope of Business Upstream Refinery Shipping/Piping Depot Transportation Gas station Upstream Downstream • Producer of oil and gas domestically and overseas • Supplier for geothermal energy • Gas transporter & trader • Refining • Fuel business (kerosene, HSD/Diesel/MFO, etc) for industry • Special fuel business for retail (Pertamina. Dex, Other • • Insurance Hotel Medical Dana Ventura Pertamax/Pertamax. Plus) Aviation business Lube base business LPG business Petrochemical business Responsible for distributing fuel for Public Service Obligation (PSO), such as kerosene, gasoline, HSD • Executor for kerosene conversion to LPG • • • 19 © 2017 PERTAMINA – ANNUAL REPORT

Anak Perusahaan Pertamina © 2017 PERTAMINA – ANNUAL REPORT

Anak Perusahaan Pertamina © 2017 PERTAMINA – ANNUAL REPORT

Produk © 2017 PERTAMINA – ANNUAL REPORT

Produk © 2017 PERTAMINA – ANNUAL REPORT

Kinerja Perusahaan 2017 © 2017 PERTAMINA – ANNUAL REPORT

Kinerja Perusahaan 2017 © 2017 PERTAMINA – ANNUAL REPORT

LAPORAN KEUANGAN • Pembentukan PT pada tahun 2003, peniiaian aset baru diselesaikan pada tahun

LAPORAN KEUANGAN • Pembentukan PT pada tahun 2003, peniiaian aset baru diselesaikan pada tahun 2008. KMK Penetapan neraca awal Pertamina. • 2004 – 2008 diselesaikan tahun 2009 setelah penyelesaian penilaian aset oleh Pemerintah untuk penetapan neraca awal setoran modal pemerintah. • Mulai tahun 2010 laporan keuangan diterbitkan tepat waktu dan tahun 2012 menembus rekor BUMN laporan keuangan tercepat 15 Februari 2013 role model BUMN • Tahun 2018 Akuisisi PGN dalam rangka pembentukan Holding Migas 16 Nopem ber 2010 21 April 2011 9 Maret 2012 © PERTAMINA – FINANCIAL STATEMENT 2010 -2017 15 Februar i 2013 14 Februar i 2014 13 Februar i 2015 12 Februar i 2016 13 Februar i 2017 13 Februar i 2018

Laporan Eksternal • Laporan Keuangan • Laporan Tahunan • Laporan Keberlanjutan Annual Report Award

Laporan Eksternal • Laporan Keuangan • Laporan Tahunan • Laporan Keberlanjutan Annual Report Award 2014 Non listed Non Financial

AKUNTANSI PERUSAHAAN OIL & GAS PSAK 64

AKUNTANSI PERUSAHAAN OIL & GAS PSAK 64

Akuntansi Oil & Gas • Perusahaan oil gas seperti halnya perusahaan pada umumnya. •

Akuntansi Oil & Gas • Perusahaan oil gas seperti halnya perusahaan pada umumnya. • Perusahaan hulu • Mengikuti ketentuan regulasi dan praktik akuntansi yang berlaku umum jika tidak ada ketentuan khusus dalam regulasi • Pengaturan khusus atas aset eksplorasi dan evaluasi sumber daya mineral mengikuti PSAK 64. • Indonesia kontrak dapat berbentuk PSC (Product Sharing Contract) atau Gross Split. • Perusahaan midstream – pengolahan • Perusahaan manufaktur – mengikuti ketentuan standar akuntansi umum. • Akuntansi biaya dalam menentukan nilai persediaan dan harga pokok penjualan. • Alokasi join cost karena sampai tahap tertentu proses dilakukan bersama-sama • Residu dari proses produksi dapat diproses lagi menjadi produk yang lain. • Tipe pabrik akan mempengaruhi tingkat efisiensi kilang. • Perusahaan hilir • Perusahaan distributor migas – menyewakan fasilitas distribusi • Perusahaan penjual migas – retail. 20

AKUNTANSI PSC

AKUNTANSI PSC

SKEMA BUSINESS UPSTREAM OPERATION Oil Storage Crude Oil Tanker Customer Oil & Gas Seperator

SKEMA BUSINESS UPSTREAM OPERATION Oil Storage Crude Oil Tanker Customer Oil & Gas Seperator PSAK 16 Wellhead Natural Gas Field Facility Inventory ? point of sales Customer PSAK 23 Palti Ferdrico TH Siahaan 22 22

LATAR BELAKANG PRODUCTION SHARING CONTRACT (1/2) • Pasal 33 ayat (3) UUD 1945 ,

LATAR BELAKANG PRODUCTION SHARING CONTRACT (1/2) • Pasal 33 ayat (3) UUD 1945 , menjadi visi pengusahaan migas di Indonesia. • Pengusahaan migas di Indonesia saat ini menggunakan sistem Production Sharing Contract (PSC). • Negara mempunyai kuasa lebih besar terhadap kegiatan operasional yang dilakukan perusahaan migas internasional. • Dalam PSC, suatu negara menjalin kerjasama dengan perusahaan migas lokal (LOC) atau International Oil Company (IOC), dengan menunjuk salah satu badan dalam pemerintahannya untuk mengatur hasil produksi migas. • Dalam kerjasama ini pihak pemerintah diwakilkan saat itu oleh Pertamina, lalu diganti BP Migas, dan sekarang oleh SKK Migas. • OC memiliki hak mengelola (eksplorasi atau produksi) di area yang telah ditentukan (kontrak area). • IC menanggung risiko dari operasional produksi di area tersebut. • Pada penemuan cadangan yang komersial, OC akan mendapatkan bagian sebagai bayaran atas pekerjaanya dan tambahan mendapat biaya yang setimpal hasil produksinya. • Akan tetapi, jika tidak penemuan cadangan baru, OC tidak mendapatkan apa-apa. Palti Ferdrico TH Siahaan 23 23

LATAR BELAKANG PRODUCTION SHARING CONTRACT (2/2) Dalam PSC, umumnya terdapat empat aspek pendanaan, yaitu:

LATAR BELAKANG PRODUCTION SHARING CONTRACT (2/2) Dalam PSC, umumnya terdapat empat aspek pendanaan, yaitu: 1) Royalti, yang merupakan bentuk pembayaran awal yang dilakukan perusahaan migas internasional kepada Negara atas produksi bruto. Bentuk bayarannya sering kali adalah hasil bagi migas hasil produksi atau bisa juga dengan harga yang setara dengan penjualan. 2) Cost Oil, yaitu biaya yang dikeluarkan perusahaan migas internasional dalam proses produksi. 3) Profit Oil, migas yang masih tersisa setelah dikurangi royalty dan cost of oil. Profit oil ini dibagi ke Negara dan perusahaan migas internasional sesuai dengan kontrak di PSC. JIka produksi meningkat, maka Negara juga akan mendapat bagian profit oil yang meningkat. 4) Income Tax; ini adalah pajak penghasilan yang dibayar oleh IOC dalam produksinya. Palti Ferdrico TH Siahaan 24 24

PRINSIP DASAR PRODUCTION SHARING CONTRACT (1/2) Prinsip dasar PSC, yaitu: 1) SKK Migas bertindak

PRINSIP DASAR PRODUCTION SHARING CONTRACT (1/2) Prinsip dasar PSC, yaitu: 1) SKK Migas bertindak sebagai manajemen operasional KPS; 2) KPS bertanggung jawab SKK Migas atas pelaksanaan operasional sesuai dengan program kerja yang sudah disetujui; 3) KPS menyediakan seluruh dana dan bantuan teknis yang diperlukan guna melaksanakan operasi perminyakan; 4) KPS menanggung risiko atas biaya operasi (operating costs), sehingga mempunyai suatu kepentingan ekonomi (economic interest atau working interest) dalam pengembangan cadangan migas di WKP (Wilayah Kerja Pertambangan) 5) Jangka waktu kontrak adalah 30 tahun dengan masa eksplorasi antara 6 sampai 10 tahun. Kontrak akan secara otomatis berakhir bila setelah masa eksplorasi berakhir tidak mencapai tahapan produksi komersial; 6) KPS wajib menyerahan kembali sebagian Wilayah Kerja (relinquishment) secara bertahap kepada SKK Migas selama masa Kontrak berjalan; 7) KPS menyampaikan suatu rencana kerja dan anggaran tahunan (annual Work Program & Budget – WP&B) untuk mendapatkan persetujuan SKK Migas; Palti Ferdrico TH Siahaan 25 25

PRINSIP DASAR PRODUCTION SHARING CONTRACT (2/2) 8) 9) 10) 11) 12) 13) 14) 15)

PRINSIP DASAR PRODUCTION SHARING CONTRACT (2/2) 8) 9) 10) 11) 12) 13) 14) 15) Semua peralatan yang dibeli oleh KPS menjadi milik SKK Migas bila sudah masuk ke wilayah Indonesia; Pengadaan Barang & Jasa harus mengikuti Peraturan SKK Migas; SKK Migas memegang hak atas semua data yang diperoleh dari operasi; Produksi yang tersisa setelah dikurangi dengan biaya operasi dibagi antara SKK Migas dengan KPS; KPS wajib menyerahkan sebagian minyak bagian produksinya untuk kebutuhan dalam negeri Indonesia (DMO atau Domestic Market Obligation); KPS wajib membayar bonus (signature bonus, production bonus, education bonus) kepada SKK Migas; Setelah produksi komersial dimulai, Pertamina dapat meminta agar 10% dari undivided interest (yaitu antara hak & kewajiban tidak boleh dipecah, artinya Pertamina (pihak lain) harus berpartisipasi sesuai sharesnya atas semua budget or expenditures di satu Wilayah Kerja) di dalam Kontrak ditawarkan kepada Pertamina atau suatu badan hukum Indonesia lainnya; Pihak-pihak dalam KPS di satu WK boleh menyerahkan % tertentu dari economic interest/working interest-nya kepada Pihak ketiga, setelah mendapat persetujuan SKK Migas. Palti Ferdrico TH Siahaan 26 26

Hydrocarbon Legal Arrangements Oil & Gas Legal Arrangements Concessionary Contractual Production Sharing Agreement/Contract (PSA/PSC)

Hydrocarbon Legal Arrangements Oil & Gas Legal Arrangements Concessionary Contractual Production Sharing Agreement/Contract (PSA/PSC) Service Contracts Risk Service Contract Technical Service Agreements 27

Main Differences Concessionary & PSCs Features Concessionary PSCs Ownership of resources Held by sovereign

Main Differences Concessionary & PSCs Features Concessionary PSCs Ownership of resources Held by sovereign state Title transfer point At the well head At the export point Company entitlement Gross production less royalty Cost oil & gas + profit oil & gas Entitlement percentage Typically 90% Typically 50 -60% Ownership facilities Held by the company Held by the state Management & control Typically less government control More direct government control and participation Government participation Less likely More likely Ring fencing Less likely More likely 28

PSC Characteristic Started in the 60 s, in Indonesia Work commitment Bonus payment Royalties

PSC Characteristic Started in the 60 s, in Indonesia Work commitment Bonus payment Royalties Recovery of production cost Profit oil split between company (contractor) and host country • Overall share of host country depends on the bargaining • Most of developing countries now prefer PSC • • • 29

PSC Advantage & Disadvantage for Host Countries ADVANTAGE DISADVANTAGE • All financial and operational

PSC Advantage & Disadvantage for Host Countries ADVANTAGE DISADVANTAGE • All financial and operational risk rests with the company; • Government shares potential profit without making a direct investment; • PSA can be enacted into law to provide legal security. � Requires highly negotiation skills; � Requires excellent data & information of the oil & gas reserves in the particular field; � Requires high degree of supervision on cost of exploration, development and operation; � Requires excellent regulatory management; � Difficulty to enforce of social & environment standard, beyond the contract terms.

Indonesia Hydrocarbon Fiscal Regime �Indonesia oil & gas applies Production Sharing Contract (PSC) regime:

Indonesia Hydrocarbon Fiscal Regime �Indonesia oil & gas applies Production Sharing Contract (PSC) regime: Contractor is working on specific Working Area (or Block). Contractor is responsible to all risk. Exploration, development and operation costs are held by the contractor and will be recovered by the government from the commercial production. Production minus cost recovery will be split between government and contractor based on certain percentage. 31

Indonesia Hydrocarbon Fiscal Regime Working Area or block given to the contractor is ring

Indonesia Hydrocarbon Fiscal Regime Working Area or block given to the contractor is ring fence. Contractor must pays taxes (e. g. Income tax). All equipments of the contractor are owned by government. Contract period is 30 years, including 6 to 10 years for exploration, and can be extended. Contractor must supply petroleum & gas for Domestic Market Obligation (25% of contractor’s share). 32

Illustration of Sharing under PSC Government (71, 15%) Government FTP Share (71, 15%) Contractor

Illustration of Sharing under PSC Government (71, 15%) Government FTP Share (71, 15%) Contractor Share (28, 85%) Costs Contractor (28, 15%) Taxes: 48% Share (Contractor/Government): 15/85 Contractor Share: 0, 15/(1 -taxes) = 28, 85%

Indonesia PSC Fiscal Terms

Indonesia PSC Fiscal Terms

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT First Tranche Petroleum (FTP) • First Tranche Petroleum (FTP)

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT First Tranche Petroleum (FTP) • First Tranche Petroleum (FTP) merupakan ciri dari PSC generasi ketiga dengan paket insentif tahun 1988 -89. • Tarif FTP adalah 15% untuk area konvensional dan 20% untuk frontier area (daerah rintisan atau pelosok). • Produksi harus dibagi terlebih dahulu sebesar 20% yang kemudian dibagi kepada Go. I dan Kontraktor sebesar porsi masing-masing (71, 1538%/28, 8462%). FTP ini merupakan pengurang dari revenue sebelum dikurangi cost recovery. Bagian kontraktor dari FTP ini merupakan pendapatan kena pajak. • Penerapan FTP lebih bisa dipandang sebagai pembatasan cost recovery, karena produksi yang tersisa untuk pengembalian biaya (cost recovery) adalah sebesar 80%, terutama jika cost recovery nya lebih besar atau sama dengan gross revenue. Namun jika cost recovery nya jauh lebih kecil dari gross revenue, FTP tidak akan menjadi pembatasan cost recovery. • FTP ini dimaksudkan agar pemerintah tetap mendapatkan revenue dari produksi minyak dan gas. Palti Ferdrico TH Siahaan 35 35

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Investment Credit • Dalam Production Sharing Contract di Indonesia

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Investment Credit • Dalam Production Sharing Contract di Indonesia salah jenis insentif yang diberikan adalah “Investment Credit”. • Bunyi dalam kontraknya sebagai berikut: “Contractor may recover an investment credit amounting to 17% of the capital investment costs directly required for developing Crude Oil production facilities of each new field out of deduction from gross production before recovering Operating Costs…. ” • Investment credit adalah bentuk pengakuan adanya penundaan kemampuan untuk menghasilkan pendapatan dari tahap eksplorasi sampai dengan produksi. • Investment credit diperbolehkan untuk biaya investasi langsung yang diperlukan untuk mengembangkan fasilitas produksi minyak mentah seperti platform, pipa dan peralatan pemrosesan, tidak termasuk biaya pengeboran (drilling cost) dan biaya penyelesaian (completion costs) yang timbul dari masing-masing proyek berdasarkan negosiasi dengan persetujuan SKK Migas. • Investment credit ini dikenakan pajak. Dalam hierarkinya, investment credit ini dikurangkan terlebih dahulu sebelum Operating Cost Palti Ferdrico TH Siahaan 36 36

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Bonus • Dalam fiscal term Indonesia mengenal adanya pembayaran

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Bonus • Dalam fiscal term Indonesia mengenal adanya pembayaran bonus yaitu signature bonus dan production bonus. • Signature bonus merupakan bonus yang dibayar setelah selesainya negosiasi dan penandatangan kontrak. • Production bonus adalah bonus yang dibayar ketika produksi di suatu wilayah kerja telah mencapai jumlah tertentu. Bonus tidak dapat diperhitungkan dalam cost recovery (unrecoverable), namun dapat dikurangkan dalam perhitungan penghasilan kena pajak. • Besarnya bonus yang akan dibayarkan tergantung negosiasi. Contoh provisi bonus di suatu PSC adalah signature bonus sebesar US$3, 000. 00, kemudian dalam tahun pertama setelah kontrak ditandatangani atau atas permintaan SKK Migas, KKKS menyediakan peralatan atau pelatihan dalam jumlah yang tidak melebihi US$500, 000. 00 dan bonus produksi/production bonus sebesar US$3, 000. 00 akan dibayarkan KKKS kepada SKK Migas setelah produksi mencapai 50. 000 barrel per hari dalam jangka waktu 120 hari, selanjutnya KKKS akan membayar bonus sebesar US$5, 000. 00 sesudah produksi mencapai 75. 000 barrel per hari dalam jangka waktu 120 hari. Palti Ferdrico TH Siahaan 37 37

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Domestic Market Obligation (DMO) • Domestic Market Obligation (DMO)

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Domestic Market Obligation (DMO) • Domestic Market Obligation (DMO) merupakan kewajiban dari kontraktor untuk menjual bagian minyak dari kontraktor untuk kebutuhan dalam negeri dengan harga di bawah harga pasar. • Tujuan DMO membantu pemerintah untuk menyediakan minyak untuk rakyat. Klausa DMO di PSC adalah • “Contractor shall, after commercial production commences, fulfill its obligation towards the supply of the domestic market in Indonesia. CONTRACTOR agrees to sell and deliver to a domestic buyer a portion of the share of the Petroleum to which CONTRACTOR is entitled pursuant to Section VI subsections 1. 3 and 3. 1 calculated for each Year as follows” • Setelah UU Migas tahun 2001, harga DMO adalah 25% dari market price. Enam puluh (60) bulan pertama produksi dari suatu lapangan disebut produksi baru (new oil) dan investor menerima harga pasar untuk minyak DMO. Masa ini merupakan DMO holiday. Setelah masa tersebut, produksi disebut old oil dan DMO dijual ke pemerintah dengan 10% dari harga pasar (setelah tahun 1988) atau 25% untuk kontrak pasca UU migas atau $0, 20 (kontrak sebelum tahun 1988). DMO ini dikenakan jika lifting setelah dikurangi FTP masih lebih besar dari operating cost nya. Palti Ferdrico TH Siahaan 38 38

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Indonesia Crude Price (ICP) • Harga minyak merupakan faktor

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Indonesia Crude Price (ICP) • Harga minyak merupakan faktor penting karena akan mempengaruhi pembagian produksi (lifting) antara pemerintah dan kontraktor. Pemerintah mengambil peran dalam penetapan metode perhitungan harga minyak mentah Indonesia. • Kontraktor menerima minyak atau in-kind-product untuk settlement biaya dan bagian equity-nya. Karena itu perlu untuk menentukan harga untuk mengkonversi minyak tersebut ke US$ untuk menghitung cost recovery , pajak dan fiscal term lainnya. • Dalam klausul kontrak PSC disebutkan tentang valuation of crude oil yaitu: “All crude oil taken by CONTRACTOR including its share and the share for the recovery of the operating costs, and sold to third parties shall be valued at the net realized price f. o. b. Indonesia received by CONTRACTOR for such Crude Oil”. • Terminologi dan metodologi perhitungan harga minyak menggunakan Indonesian Crude Price (ICP) yang ditetapkan oleh Pemerintah setiap bulan. Palti Ferdrico TH Siahaan 39 39

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Cost Recovery merupakan cara dimana kontraktor meminta kembali biaya-biaya

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Cost Recovery merupakan cara dimana kontraktor meminta kembali biaya-biaya eksplorasi, pengembangan dan operasi dari gross revenue. Go. I melakukan control terhadap cost recovery melalui SKK Migas, yaitu setiap KPS mengembangkan lapangan, mereka harus menyerahkan POD (Plan of Development), dan tiap tahun harus menyerahkan WP&B (Work program and Budget), serta AFE (Authorization for Expenditure) atau otorisasi pengeluaran untuk proyek-proyek baru agar pengeluaran dapat dikontrol. Biaya-biaya kecuali bonus akan diganti melalui mekanisme cost recovery dan untuk capital cost akan diganti melalui depresiasi. Biaya-biaya yang dapat direcovered adalah biaya-biaya yang merupakan Operating Cost terdiri atas: a) Non Capital Cost tahun berjalan. b) Depresiasi Capital Cost tahun berjalan. c) Penggantian tahun berjalan untuk Unrecovered Cost tahun sebelumnya “…. if in any Calender Year, the Operating Costs exceed the value of the Crude Oil produced and saved hereunder and nit used in Petroleum Operation, then the unrecovered excess shall be recovered in succeeding Years. ” Palti Ferdrico TH Siahaan 40 40

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Cost Recovery (Cont’d) Non-Capital Costs berarti operating costs yang

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Cost Recovery (Cont’d) Non-Capital Costs berarti operating costs yang terjadi yang berhubungan dengan operasi tahun yang bersangkutan yang tidak memiliki masa manfaat lebih dari satu tahun fiskal. Non capital cost termasuk bagian dari non capital cost periode sebelumnya yang belum di-recovered. Current year non-capital costs terdiri dari a) Biaya eksplorasi antara lain seismic, G&G studies, drilling, administration. b) Biaya produksi antara lain biaya oil well operations; storage, handling, tansport and delivery; supervision; maintenance; electricity services; transportation dan administration. c) Biaya General and Administration antara lain finance and administration; safety and security ; transportation; training ; accommodation; personnel expenses; public relation. d) Termasuk di dalamnya interest recovery dan biaya overhead. intangible asset tidak diamortisasikan melainkan langsung dibebankan maka akan memperbesar non-capital cost ini. Contoh intangible asset adalah drilling operation, preparation&termination dan completion. Palti Ferdrico TH Siahaan 41 41

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Cost Recovery (Cont’d) Capital Costs atau biaya capital berarti

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Cost Recovery (Cont’d) Capital Costs atau biaya capital berarti pengeluaran yang dibuat untuk item yang normalnya mempunyai masa manfaat melebihi 1 tahun. Untuk dibebankan ke operating costs tahun berjalan, harus didepresiasikan dengan tarif yang telah ditetapkan. Capital Cost antara lain terdiri dari: a) Bangunan fasilitas pendukung operasi perminyakan (Construction utilities and auxiliaries) – workshop, power and water facilities, warehouse and field roads except the access roads. b) Bangunan pemukiman dan fasilitas dukungan (Construction costs of housing and welfare) – housing, recreational facilities and other tangible property incidental to construction. c) Fasilitas produksi (Production facilities) – platform, well head equipment, subsurface lifting equipment. d) Movables – surface and subsurface drilling and production tools, equipment and instrument, barges, floating craft, automotive equipment, aircraft, construction equipment, furniture and office equipment and miscellaneous equipment. Palti Ferdrico TH Siahaan 42 42

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Cost Recovery (Cont’d) • Depresiasi atas capital asset diperhitungkan

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Cost Recovery (Cont’d) • Depresiasi atas capital asset diperhitungkan pada awal tahun ketika asset tersebut telah “placed into services” dengan depresiasi penuh selama 1 tahun. • Metode depresiasi yang digunakan adalah dengan “declining balance depreciation method”. Perhitungan dari depresiasi didasarkan pada capital cost asset individu pada awal tahun dikalikan dengan faktor depresiasi sebagai berikut: a) Group 1 = 50% b) Group 2 = 25% c) Group 3 = 10% Palti Ferdrico TH Siahaan 43 43

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Cost Recovery (Cont’d) • Interest Cost Recovery merupakan bagian

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Cost Recovery (Cont’d) • Interest Cost Recovery merupakan bagian dari cost recovery. Interest Cost Recovery merupakan sejenis insentif yang membolehkan kontraktor untuk memulihkan biaya-biaya bunga yang terkait dengan investasi modal untuk proyek yang telah mendapat persetujuan dari SKK Migas. Interest recovery dapat diterapkan sampai capital costs dari proyek tersebut telah didepresiasikan secara penuh. Detail dari rencana pembiayaan dan jumlahnya harus dimasukkan dalam di anggaran biaya operasi tiap tahun (WP&B) untuk mendapatkan persetujuan dari BPMigas. • Interest dari pinjaman yang didapat dari pihak dari afiliasi atau perusahaan induk atau dari pihak ketiga non afiliasi dapat di-recovered pada tingkat suku bunga yang tidak melebihi prevailing commercial rates untuk capital investment di operasi perminyakan. Tingkat suku bunga yang diijinkan bisa ditetapkan oleh perundang-undangan, dinegosiasikan, atau menjadi obyek yang dilelang. Basisnya adalah merupakan rata-rata saldo cost recovery yang belum dibayarkan dalam periode waktu akuntansi. • Pembebanan biaya bunga tidak diperkenankan dalam PSC karena kontraktor harus menyediakan semua dana, teknologi dan keahlian yang dibutuhkan dalam operasi perminyakan, karena itu pemberian Interest Recovery merupakan suatu insentif bagi kontraktor. Palti Ferdrico TH Siahaan 44 44

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Cost Recovery (Cont’d) • Overhead Cost. Dalam biaya umum

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Cost Recovery (Cont’d) • Overhead Cost. Dalam biaya umum dan administrasi (selain direct charges) yang berhubungan dengan overhead kantor pusat dapat dialokasikan ke operasi PSC berdasarkan metodologi yang telah disetujui oleh SKK Migas. Metodologi alokasi overhead ini harus diterapkan secara konsisten. • Biaya general administrative overhead ini tidak berhubungan langsung dengan kegiatan akuisisi migas, eksplorasi, pengembangan dan produksi, maka biaya tersebut tidak dialokasikan per sumur untuk tujuan pelaporan akuntansi dan keuangan, serta dilaporkan sebagai general and administrative expense. • KKKS diperbolehkan me-recover head office overhead ini maksimum 2% dari total pengeluaran sesuai kebijakan yang ditetapkan oleh SKK Migas, walaupun dalam klausul PSC mengharuskan pembebanan tersebut ditentukan melalui suatu detailed study dan metode tersebut harus disetujui oleh SKK Migas. Namun penerapan tarif 2% tersebut masih diperbolehkan karena klausul PSC sendiri tidak secara jelas menyebutkan berapa tarif overhead yang bisa direcover oleh kontraktor. Klausul HOO di PSC sebagai berikut: • “General and administrative costs, other than direct charges, allocable to this operation should be determined by a detailed study, and the method determined by such study shall be applied each year constantly. The method selected must be approved by BPMigas, and such approval can be reviewed periodically by BPMigas and Contractor” Palti Ferdrico TH Siahaan 45 45

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Cost Recovery (Cont’d) • Inventory. Persediaan non-kapital terdiri dari

FISCAL TERM PRODUCTION SHARING CONTRACT Cost Recovery (Cont’d) • Inventory. Persediaan non-kapital terdiri dari material, suku cadang (parts) dan perlengkapan (supplies) yang dipakai untuk perbaikan dan pemeliharaan capital asset dalam operasi atau dikonsumsi dalam operasi atau material yang meskipun diperlukan dalam proses produksi tetapi secara tidak langsung berhubungan dengan capital asset. • Persediaan capital termasuk material dan suku cadang yang disimpan sebagai persediaan untuk dikonsumsi atau digunakan sebagai komponen pembangunan/penambahan/renovasi/modifikasi aktiva modal. Pemulihan biaya persediaan kapital melalui depresiasi capital asset yang telah PIS yang pembangunannya menggunakan persediaan kapital. • Bagi Hasil Profit Minyak dan Gas. Minyak yang tersisa setelah FTP, investment credit dan cost recovery akan dibagi ke SKK Migas dan kontraktor dengan % tertentu yang disebut Equity Share. Sesuai dengan konsep PSC bahwa yang dibagi adalah produksinya setelah dikurangi dengan biaya operasi, dan klausul tersebut tercantum dalam kontrak sebagai berikut: • “Of the Crude Oil remaining after deducting First Tranche Petroleum. “investment credit” and Operating Costs, BPMIGAS shall be entitled to take and receive 71, 1538% and CONTRACTOR shall be entitled to take and receive 28, 8462%”. Palti Ferdrico TH Siahaan 46 46

Beginning 5, 000 Production 55, 000 Lifting 50, 000 Ending 10, 000 ICP $100/

Beginning 5, 000 Production 55, 000 Lifting 50, 000 Ending 10, 000 ICP $100/ bbl 50, 000 FTP 20% 10, 000 800, 000 Production 390, 000 C/Y Non-Capital 1, 200, 000 300, 000 P/Y Unrecovered Costs Equity Oil 25, 000 0 DMO Fee Tax CONTRACTOR Entitlement 21, 491 Gen & Admin 10, 000 15, 000 DMO 360, 000 40, 000 Depreciation 300, 000 - C/Y Assets 125, 000 - P/Y Assets 175, 000 Palti Ferdrico TH Siahaan Notes: BPMIGAS/Contractor Share : 71. 1538% / 28. 8463%, at 48% Tax DMO = 25% x 28. 8463% x Lifting DMO Fee 15% 2885=20%X 50. 000 x 28. 846% 7. 212=25. 000 x 28. 846% 0 0 Cost Oil 1, 200, 000 Explor & Devel 100, 000 1, 500, 000 Depreciation 500, 000 Operating Costs C/Y Depreciation Total Expenditures Capital LIFTING Investment Credit Bonus Non-Capital Barrels of Crude SHARING THE PRODUCTION FTP Share Cost Oil Equity Share (DMO) DMO Fee Tax Total 2, 885* 15, 000 7, 212 (3, 606) 541 (3, 375) 18, 656 3, 606 541 3, 375 SKK Migas Entitlement 28, 509 FTP Share Equity Share DMO Fee Tax Total 7, 115 17, 788 3, 606 (541) 3, 375 31, 344 47 47

BENTUK KONTRAK MIGAS SELAIN PSC 1) PSC – Joint Operating Agreement (JOA) / Joint

BENTUK KONTRAK MIGAS SELAIN PSC 1) PSC – Joint Operating Agreement (JOA) / Joint Operating Body (JOB) a. Suatu bentuk PSC yang berlaku untuk suatu ”prospective area” yang sudah dilakukan eksplorasi; b. Pertamina menguasai maximum 50% participating interest (PI); c. Terhadap PI KPS, berlaku syarat-syarat dan split seperti yang berlaku dalam KPS; d. KPS bersama-sama Pertamina membiayai eksplorasi dan pengembangan selanjutnya dari satu lapangan, umumnya 50% “uplift” diberlakukan terhadap jumlah pengembalian oleh Pertamina kepada KPS; e. Kontribusi Pertamina’s Annual Cash Call dimulai setelah operator’s expenditures match dengan Pertamina’s sunk cost atau setelah akhir tiga tahun pertama dari periode Kontrak; f. Pertamina adalah Operator yang dibantu oleh KPS dalam bentuk suatu Joint Operating Body (JOB) dan disupervisi oleh suatu Joint Operating Committee (JOC); g. Pertamina dan KPS membentuk anggota dari JOC, JOC menyetujui Work Program & Budget (WP&B) dan menetapkan kebijakan-kebijakan. Palti Ferdrico TH Siahaan 48 48

BENTUK KONTRAK MIGAS SELAIN PSC 2) Technical Assistance Contract (TAC) a. Suatu bentuk KPS

BENTUK KONTRAK MIGAS SELAIN PSC 2) Technical Assistance Contract (TAC) a. Suatu bentuk KPS yang tidak mempertimbangkan risiko eksplorasi karena lapangannya sudah ada atau sudah pernah dilakukan eksplorasi sebelumnya; b. Lapangan tersebut bisa lapangan tua, tidak berproduksi, ditutup (abandoned), atau tidak effisien; c. Tujuan utama merehabilitasi lapangan tua, menaikkan produksi dan memperluas kegiatan eksplorasi atas cadangan yang ada, termasuk melanjutkan produksi dari share Pertamina atas produksi minyak mentah oleh Kontraktor yang share-nya tidak merupakan bagian yang dibagi (nonshareable oil) dalam Kontrak (primary crude); d. Apabila produksi sumur tua tersebut melebihi jumlah produksinya semula, maka kelebihan tersebut akan dibagi dua antara Pertamina dengan pihak kontraktor (shareable crude adalah crude di luar primary crude) e. Biaya equipment dan jasa-jasa yang dikeluarkan untuk produksi primary crude akan diberlakukan sebagai bagian dari biaya operasi; f. Biasanya Kontraktor akan me-recover operating costs maximum 65% per tahun dari crude oil yang diproduksi; g. Petroleum operations dilakukan oleh Kontraktor; Palti Ferdrico TH Siahaan 49 49

BENTUK KONTRAK MIGAS SELAIN PSC 3) Enhanced Oil Recovery (EOR) a. Kontrak jenis ini

BENTUK KONTRAK MIGAS SELAIN PSC 3) Enhanced Oil Recovery (EOR) a. Kontrak jenis ini dilakukan untuk melaksanakan pengurasan tahap kedua, untuk mengangkat migas dari formasinya dengan jalan menginduksi tenaga dorongan ke formasi tersebut sehingga migas akan lifted. b. Suatu bentuk KPS yang berkaitan dengan suatu lapangan yang berproduksi dengan tujuan merehabilitasi sumur-sumur yang ada, melakukan studi engineering, injectivity tests, dan pilot flooding; c. Pertamina memiliki maximum 50% participating interest; d. Kontraktor bergabung dan membantu Pertamina dalam pengembangan potensi cadangan migas dengan melakukan operasi EOR dalam bentuk JOB, yg bertanggung jawab kepada dan disupervisi oleh JOC; e. Pertamina dan Kontraktor adalah anggota dari JOC, yang menetapkan policies, programs, dan budgets atas pelaksanaan operasi EOR; f. Biaya yang dikeluarkan oleh Pertamina untuk kegiatan hilir dibebankan ke operasi EOR atas dasar pro-rata. g. Tujuan utama melakukan operasi EOR adalah untuk meningkatkan produksi minyak. h. Pertambahan produksi minyak yang ditetapkan untuk tiap-tiap zona produksi dan telah disetujui sebelum penanda-tangan kontrak disebut Palti Ferdrico TH Siahaan ”incremental oil”, dan akan dibagi antara Pertamina dan Kontraktor. Palti Ferdrico TH Siahaan 50 50

BENTUK KONTRAK MIGAS SELAIN PSC 4) Kontrak Unitisasi Adalah kerja sama antara dua atau

BENTUK KONTRAK MIGAS SELAIN PSC 4) Kontrak Unitisasi Adalah kerja sama antara dua atau lebih perusahaan minyak dan gas bumi yang dilakukan dengan tujuan untuk mengusahakan dan mengembangkan kawasan mereka yang secara geologis berdekatan. Dalam perjanjian tersebut disebutkan mengenai biaya-biaya yang harus ditanggung dan jumlah produksi yang akan menjadi bagian masing-masing pihak. Palti Ferdrico TH Siahaan 51 51

PSAK 64 Eksplorasi dan Evaluasi Sumber Daya Mineral

PSAK 64 Eksplorasi dan Evaluasi Sumber Daya Mineral

Agenda Ruang Lingkup Konsep Pengakuan dan Pengukuran Penyajian dan Pengungkapan Ilustrasi 53

Agenda Ruang Lingkup Konsep Pengakuan dan Pengukuran Penyajian dan Pengungkapan Ilustrasi 53

Ruang Lingkup IFRS 6 Exploration for and Evaluation of Mineral Resources 1. Exploration 2.

Ruang Lingkup IFRS 6 Exploration for and Evaluation of Mineral Resources 1. Exploration 2. Evaluation PSAK 64 Evaluasi Sumber Daya Mineral 1. Eksplorasi 2. Evaluasi PSAK 29 PSAK 33 Akuntansi Minyak dan Gas Bumi Akuntansi Pertambangan Umum 1. Eksplorasi (& evaluasi) 2. Pengembangan 3. Produksi 4. Pengolahan 5. Transportasi 6. Pemasaran 7. Lain-Lain • Pelabuhan Khusus • Telekomunikasi • Kontrak Bantuan Teknis • Unitisasi • Kontrak Pengurasan Tahap Kedua • Joint Venture 1. Eksplorasi (& evaluasi) 2. Pengembangan & Konstruksi 3. Produksi 4. Pengelolaan Lingkungan Hidup 54 54

Standar Akuntansi Berlaku Technical feasibility & commercial viability / Cadangan Terbukti Tahapan kegiatan pertambangan

Standar Akuntansi Berlaku Technical feasibility & commercial viability / Cadangan Terbukti Tahapan kegiatan pertambangan Pengurusan Ijin All other applicable IFRSs Eksplorasi & Evaluasi IFRS 6 IAS 8 IAS 38 IAS 16 IAS 37 Pengembangan Produksi & Pengolahan Lain–Lain Setelah Produksi All other applicable IFRSs IAS 36 55

Akuntansi Eksplorasi & Evaluasi Dibebankan pada periode berjalan, kecuali jika: Kegiatan eksplorasi yang signifikan

Akuntansi Eksplorasi & Evaluasi Dibebankan pada periode berjalan, kecuali jika: Kegiatan eksplorasi yang signifikan masih berjalan, dan Cadangan Terbukti belum dapat ditentukan. Sudah dapat dibuktikan bahwa terdapat Cadangan Terbukti. Ditangguhkan & diamortisasi pada saat produksi Penurunan nilai - berlaku Estimasi biaya restorasi - berlaku Pertambangan Pengurusan Ijin Eksplorasi & Evaluasi IFRS 6 Beban diakui sebagai aset Pengukuran awal, aset dicatat pada harga perolehan Pengukuran selanjutnya sesuai dengan IAS 16, 38 dan 36. All other applicable IFRSs IAS 8, 38, 16, 37 & 36 Technical feasibility & commercial viability / cadangan Terbukti Pengembangan Produksi & Pengolahan Lain–Lain Setelah Produksi 56

Akuntansi Pertambangan Umum PSAK 64 Aktivitas eksplorasi Aktivitas pengembangan dan konstruksi • Pengembangan: KDPPLK

Akuntansi Pertambangan Umum PSAK 64 Aktivitas eksplorasi Aktivitas pengembangan dan konstruksi • Pengembangan: KDPPLK & PSAK 19 (revisi 2016) • Konstruksi: PSAK 16 (revisi 2016) Aktivitas produksi Kecuali pengupasan lapisan tanah mengikuti PSAK lain Aktivitas pengelolaan lingkungan hidup Dihapuskan Aktivitas pengupasan lapisan tanah Pengupasan lapisan tanah saat produksi – ISAK 29 57

Tujuan • Menetapkan pelaporan keuangan atas eksplorasi dan evaluasi sumber daya mineral. • pengembangan

Tujuan • Menetapkan pelaporan keuangan atas eksplorasi dan evaluasi sumber daya mineral. • pengembangan terbatas praktik akuntansi yang ada untuk pengeluaran eksplorasi dan evaluasi; • entitas yang mengakui aset eksplorasi dan evaluasi untuk menilai apakah aset tersebut mengalami penurunan nilai sesuai dengan Pernyataan ini dan mengukur setiap penurunan nilai sesuai dengan PSAK 48; • pengungkapan yang mengidentifikasikan dan menjelaskan jumlah yang timbul dari eksplorasi dan evaluasi sumber daya mineral dalam laporan keuangan dan membantu pengguna laporan keuangan untuk memahami jumlah, waktu, dan kepastian atas arus kas masa depan dari setiap aset eksplorasi dan evaluasi yang diakui. 58 58

Ruang Lingkup • Pernyataan ini diterapkan untuk pengeluaran yang terjadi atas eksplorasi dan evaluasi.

Ruang Lingkup • Pernyataan ini diterapkan untuk pengeluaran yang terjadi atas eksplorasi dan evaluasi. • Tidak mengatur aspek akuntansi lain dari entitas yang melakukan eksplorasi dan evaluasi sumber daya mineral: • sebelum eksplorasi dan evaluasi sumber daya mineral seperti pengeluaran yang terjadi sebelum entitas memperoleh hak hukum untuk mengeksplorasi suatu wilayah tertentu. • setelah kelayakan teknis dan kelayakan komersial atas penambangan sumber daya mineral dapat dibuktikan. 59 59

Pengukuran Aset Explorasi dan Evaluasi Aset eksplorasi dan evaluasi diukur pada biaya perolehan. Komponen

Pengukuran Aset Explorasi dan Evaluasi Aset eksplorasi dan evaluasi diukur pada biaya perolehan. Komponen biaya perolehan: • Entitas menentukan suatu kebijakan akuntansi yang spesifik yang mana pengeluaran diakui sebagai aset eksplorasi dan evaluasi dan menerapkannya secara konsisten. • Entitas mempertimbangkan tingkat pengeluaran yang dapat dikaitkan dengan penemuan sumber daya mineral spesifik. 60 60

Contoh Biaya Perolehan a. b. c. d. e. f. perolehan untuk eksplorasi; kajian topografi,

Contoh Biaya Perolehan a. b. c. d. e. f. perolehan untuk eksplorasi; kajian topografi, geologi, geokimia, dan geofisika; pengeboran eksplorasi; parit; pengambilan contoh; dan aktivitas yang terkait dengan evaluasi kelayakan teknis dan kelangsungan usaha komersial atas penambangan sumber daya mineral. 61 61

Pengukuran Biaya Perolehan • Pengeluaran yang terkait dengan pengembangan sumber daya mineral tidak diakui

Pengukuran Biaya Perolehan • Pengeluaran yang terkait dengan pengembangan sumber daya mineral tidak diakui sebagai aset eksplorasi dan evaluasi. • Kerangka Dasar Penyusunan dan Penyajian Laporan Keuangan dan PSAK 19 : Aset Takberwujud memberikan panduan pengakuan aset yang timbul dari pengembangan. • Sesuai PSAK 57 : Provisi, Liabilitas Kontinjensi, dan Aset Kontinjensi suatu entitas mengakui setiap kewajiban untuk pemindahan dan restorasi yang terjadi selama periode tertentu sebagai konsekuensi dari eksplorasi dan evaluasi sumber daya mineral. 62 62

Pengukuran setelah Biaya Perolehan • Setelah pengakuan awal, entitas menerapkan salah satu model biaya

Pengukuran setelah Biaya Perolehan • Setelah pengakuan awal, entitas menerapkan salah satu model biaya atau model revaluasi atas aset eksplorasidan evaluasi. • Jika entitas menerapkan model revaluasi (model dalam PSAK 16: Aset Tetap atau model dalam PSAK 19 : Aset takberwujud), maka diterapkan secara entitas konsisten dengan klasifikasi atas aset tersebut secara konsisten (lihat paragraf 14). 63 63

Perubahan Kebijakan Akuntansi • Entitas dapat mengubah kebijakan akuntansinya jika perubahan kebijakan tersebut dapat

Perubahan Kebijakan Akuntansi • Entitas dapat mengubah kebijakan akuntansinya jika perubahan kebijakan tersebut dapat membuat laporan keuangan menjadi lebih relevan dan andal. • Entitas mempertimbangkan unsur relevan dan keandalan dengan menggunakan kriteria dalam PSAK 25 64 64

Klasifikasi Aset Explorasi & Evaluasi • Entitas mengklasifikasi aset eksplorasi dan evaluasi sebagai aset

Klasifikasi Aset Explorasi & Evaluasi • Entitas mengklasifikasi aset eksplorasi dan evaluasi sebagai aset berwujud atau aset takberwujud sesuai dengan sifat aset yang diperoleh dan menerapkan klasifikasi tersebut secara konsisten. • Beberapa aset eksplorasi dan evaluasi diperlakukan sebagai aset takberwujud (hak pengeboran), atau aset berwujud (sarana dan drilling rigs). • Penggunaan aset berwujud merupakan bagian dari biaya perolehan aset takberwujud. Penggunaan aset berwujud untuk mengembangkan suatu aset takberwujud tidak mengubah aset berwujud menjadi aset takberwujud. 65 65

Pengklasifikasian Kembali Aset Eksplorasi dan Evaluasi • Suatu aset tidak diklasifikasikan sebagai aset eksplorasi

Pengklasifikasian Kembali Aset Eksplorasi dan Evaluasi • Suatu aset tidak diklasifikasikan sebagai aset eksplorasi dan evaluasi ketika kelayakan teknis dan kelangsungan usaha komersial atas penambangan sumber daya mineral dapat dibuktikan. • Aset eksplorasi dan evaluasi diuji penurunan nilainya, dan setiap rugi penurunan nilai diakui, sebelum direklasifikasi. 66 66

Penurunan Nilai (par 17) • Aset eksplorasi dan evaluasi diuji penurunan nilainya ketika fakta

Penurunan Nilai (par 17) • Aset eksplorasi dan evaluasi diuji penurunan nilainya ketika fakta dan kondisi menyatakan bahwa jumlah tercatat aset eksplorasi dan evaluasi melebihi jumlah terpulihkan. • Ketika fakta dan kondisi menyatakan bahwa jumlah tercatat aset eksplorasi dan evaluasi melebihi jumlah terpulihkan, entitas mengukur, menyajikan dan mengungkapkan setiap rugi penurunan nilai sesuai dengan PSAK 48: Penurunan Nilai Aset, kecuali seperti yang disajikan dalam paragraf 20. 67 67

Indikasi Penurunan Nilai • Periode hak eksplorasi kedaluarsa selama periode berjalan atau akan kedaluarsa

Indikasi Penurunan Nilai • Periode hak eksplorasi kedaluarsa selama periode berjalan atau akan kedaluarsa dalam waktu dekat, dan tidak diharapkan untuk diperbarui; • pengeluaran substantif untuk kepentingan lebih lanjut tidak dianggarkan atau direncanakan; • eksplorasi dan evaluasi sumber daya mineral tidak menunjukan penemuan yang memenuhi skala ekonomis atas sumber daya mineral dan entitas telah memutuskan untuk menghentikan aktivitas pada wilayah tertentu tersebut; • keberadaan data yang cukup mengindikasikan bahwa, meskipun pengembangan pada suatu wilayah tertentu sedang dalam proses pengerjaan, jumlah tercatat aset eksplorasi dan evaluasi tidak dapat terpenuhi seluruhnya 68 68

Penurunan Nilai • Entitas menentukan suatu kebijakan akuntansi untuk mengalokasikan aset eksplorasi dan evaluasi

Penurunan Nilai • Entitas menentukan suatu kebijakan akuntansi untuk mengalokasikan aset eksplorasi dan evaluasi ke unit penghasil kas atau kelompok unit penghasil kas untuk tujuan penilaian aset yang mengalami penurunan nilai. • Setiap unit penghasil kas atau kelompok unit penghasil kas yang mana aset eksplorasi dan evaluasi telah dialokasikan tidak lebih besar dari segmen operasi yang telah ditentukan sesuai dengan PSAK 3 (revisi 2009): Segmen Operasi. Par 20. 69 69

Pengungkapan • Entitas mengungkapkan informasi yang mengidentifikasikan dan menjelaskan jumlah yang telah diakui dalam

Pengungkapan • Entitas mengungkapkan informasi yang mengidentifikasikan dan menjelaskan jumlah yang telah diakui dalam laporan keuangan yang timbul dari eksplorasi dan evaluasi sumber daya mineral. • kebijakan akuntansi atas pengeluaran eksplorasi dan evaluasi termasuk pengakuan atas aset eksplorasi dan evaluasi. • jumlah aset, liabilitas, penghasilan dan beban, dan arus kas operasi dan arus kas investasi yang timbul dari eksplorasi dan evaluasi sumber daya mineral. • Pengungkapan dilakukan sesuai dengan klasifikasinya PSAK 16 (revisi 2007): Aset Tetap atau PSAK 19 (revisi 2010): Aset Takberwujud secara konsisten 70 70

Tanggal Efektif • Entitas menerapkan Pernyataan ini untuk periode tahun buku yang dimulai pada

Tanggal Efektif • Entitas menerapkan Pernyataan ini untuk periode tahun buku yang dimulai pada atau setelah 1 Januari 2012. Ketentuan Transisi • Jika persyaratan tertentu di paragraf 17 tidak praktis (definisi sesuai PSAK 25) diterapkan untuk memberikan informasi komparatif yang dapat dikaitkan dengan laporan keuangan tahunan yang dimulai sebnelum 1 Januari 2012, maka entitas mengungkapkan fakta tersebut. 71 71

Dwi Martani - 081318227080 martani@ui. ac. id atau dwimartani@yahoo. com http: //staff. blog. ui.

Dwi Martani - 081318227080 [email protected] ac. id atau [email protected] com http: //staff. blog. ui. ac. id/martani/ 72