Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Kelebihan produksi gas bumi dari lapangan-lapangan gas di Kalimantan Timur disebabkan oleh alokasi contracted demand yang sebelumnya untuk ekspor telah berakhir. Kontradiktif dengan hal itu pemenuhan kebutuhan akan gas bumi nasional masih mengalami kekurangan (defisit). Hal ini disebabkan oleh infrastruktur transportasi gas bumi di Indonesia yang belum memadai dan kurang menariknya harga jual gas bumi domestik jika dibandingkan harga jual gas bumi untuk ekspor.Salah satu pemasok gas bumi di daerah Kalimantan Timur berasal dari tipe cadangan gas stranded. Produksi Lapangan X yang menjadi obyek dalam penulisan ini merupakan bagian dalam pemasok gas bumi untuk daerah Kalimantan Timur yang berasal dari jenis cadangan gas stranded. Dalam mengembangkan lapangannya, kontraktor memiliki kendala dalam mencapai parameter keekonomian yang ditentukan. Internal Rate of Return (IRR) lebih besar dari Minimum Attractive Rate of Return (MARR) sebesar 20% dan Bagian Pemerintah (Government Take) sebesar 30% digunakan sebagai ukuran (yardsticks) minimum ambang ekonomi dalam pengembangan Lapangan X.Analisis keekonomian Lapangan X dilakukan dalam rangka mempertahankan tingkat indikator keekonomian yang harus dicapai. Harga Gas (Gas Price), Biaya Operasi (Operating Cost) dan bagian antara pemerintah dengan kontraktor (Sharing Split) merupakan variabel PSC yang dianalisis untuk mendapatkan harga jual gas bumi yang memberikan pencapaian terhadap parameter keekonomian Lapangan X. Hasil dari analisis uji variabel PSC mendapatkan metode Uji Model Harga Gas Bumi dengan menggunakan model formula yang dilakukan eskalasi setiap tahunnya dan uji model Sharing Split sebagai metode terbaik yang dapat dipilih untuk pencapaian IRR masingmasing sebesar 20,6% dan 20,8% serta Government Take (GT) sebesar 37,4% dan 32,2%.Harga jual gas bumi yang dapat memberikan pencapaian ukuran (yardsticks) minimum keekonomian Lapangan X sebesar US$ 5,32-6,74/ MMBTU diberlakukan sebelum adanya perubahan titik serah terima gas bumi dan US$ 5,36-6,79/ MMBTU setelah adanya perubahan titik serah terima gas bumi. Jika dibandingkan dengan harga yang berlaku di pasaran (market), maka harga tersebut dapat digunakan sebagai harga jual gas bumi yang kompetitif untuk industri Pupuk.

---

Over production of natural gas from gas fields in East Kalimantan is caused by the termination in allocation of previous contracted demand for exports. Contradictory to that, the needs of natural gas is still lacking (deficit). This is due to inadequacy of natural gas transportation infrastructure and less interesting selling price of domestic natural gas than the selling price of natural gas for export.

One of the supply of natural gas in the East Kalimantan region is derived from the type of stranded gas reserves. Production of Field X which become object in this paper is a one of the suppliers of natural gas to East Kalimantan region derived from the type of stranded gas reserves. In developing their field, the contractor has a constraint in achieving the economic parameters defined. Internal Rate of Return (IRR) greater than the Minimum Attractive Rate of Return (MARR) by 20% and Government share (Government Take) by 30% is used as a measure (yardsticks) of minimum economic threshold in development of Field X.

Economic analysis of Field X conducted in order to maintain the level of the economic indicators to be achieved. Gas prices, Operating Costs and part of the government and the contractor (Sharing Split) is a PSC variable analyzed to obtain the sale price of natural gas that yields to the economic parameters of Field X. The results of PSC variable test analysis showed the method of Model Price Gas Test done using a model formula which escalates each year and Sharing Split Test Model as the best methods that can be selected for achieving 20.6% and 20.8% of IRR and 37.4% and 32.2 % of Government Take respectively.

The selling price of natural gas that can give attainment of Field X's economical minimum yardsticks is US $ 5.32 to 6.74/ MMBTU applied before the delivery point changes and about US $ 5.36 to 6.79/ MMBTU after changes in the delivery point of natural gas. When compared with the prevailing price in the market then this price can be used as the selling price of natural gas is competitive for fertilizer industry."

"Laporan ini bertujuan untuk mengevaluasi prosedur perlakuan akuntansi dalam kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi yaitu, Akuntansi Production Sharing Contract (PSC), terhadap proses revenue entitilement milik PT. JJK untuk tahun 201X. Evaluasi dilakukan dengan mengacu pada kebijakan akuntansi PSC diatur dalam Pedoman Tata Kerja 059 (PTK-059) yang dikeluarkan oleh SKK Migas,, selaku regulator industri hulu migas di Indonesia. PT. KTH sudah melakukan prosedur special review untuk memastikan bahwa jumlah penjualan yang digunakan dalam proses revenue entitlement, akurat, dan memiliki keberadaan yang valid. Secara umum, PT. JJK telah melaksanakan proses revenue entitlement sesuai dengan kebijakan akuntasi yang berlaku.

---

This report aims to evaluate the accounting treatment procedures in the upstream oil and gas business activities, namely, Production Sharing Contracts (PSC) Accounting, for PT. JJK's revenue entitlement process for the year 201X. The evaluation was carried out by referring to the PSC accounting policies regulated in the Work Procedure Guidelines 059 (PTK-059) issued by SKK Migas, as the regulator of the upstream oil and gas industry in Indonesia. PT. KTH has carried out a special review procedure to ensure that the sales amount used in the revenue entitlement process is accurate and has a valid existence. In general, PT. JJK has implemented the revenue entitlement process in accordance with the applicable accounting policies."

"ABSTRAKLaporan magang ini membahas mengenai proses bisnis dan produksi pada industriminyak dan gas, prosedur dalam mengakui pendapatan, pengukuran pendapatanmenggunakan metode lifting dan entitlement, penyajian dan pengungkapan dalampelaporan keuangan untuk pendapatan berdasarkan Production Sharing Contractpada skema Pertamina Participating Interest Pertamina Hulu Energi Kakap. Laporanini bersifat deskriptif yang menjelaskan mengenai kerja praktek yang dilakukan diPT Pertamina Hulu Energi yang akan dibandingkan dengan teori dari pendapatanberdasarkan PSAK 23 (Revisi 2014).

---

ABSTRACTThe internship report is discuss the business processes and production in oil and gasindustry, procedures recognizing revenue, measurements of income using themethod of lifting and entitlement, presentation and disclosure in financial reportingfor income based on the Production Sharing Contract on the scheme PertaminaParticipating Interest Pertamina Hulu Energi Kakap. This descriptive reportdescribing the practical work at PT Pertamina Hulu Energi which will be comparedwith the theory of Revenue in accordance with PSAK 23 (Revised 2014).;ABSTRAKLaporan magang ini membahas mengenai proses bisnis dan produksi pada industriminyak dan gas, prosedur dalam mengakui pendapatan, pengukuran pendapatanmenggunakan metode lifting dan entitlement, penyajian dan pengungkapan dalampelaporan keuangan untuk pendapatan berdasarkan Production Sharing Contractpada skema Pertamina Participating Interest Pertamina Hulu Energi Kakap. Laporanini bersifat deskriptif yang menjelaskan mengenai kerja praktek yang dilakukan diPT Pertamina Hulu Energi yang akan dibandingkan dengan teori dari pendapatanberdasarkan PSAK 23 (Revisi 2014).

---

ABSTRACTThe internship report is discuss the business processes and production in oil and gasindustry, procedures recognizing revenue, measurements of income using themethod of lifting and entitlement, presentation and disclosure in financial reportingfor income based on the Production Sharing Contract on the scheme PertaminaParticipating Interest Pertamina Hulu Energi Kakap. This descriptive reportdescribing the practical work at PT Pertamina Hulu Energi which will be comparedwith the theory of Revenue in accordance with PSAK 23 (Revised 2014).;ABSTRAKLaporan magang ini membahas mengenai proses bisnis dan produksi pada industriminyak dan gas, prosedur dalam mengakui pendapatan, pengukuran pendapatanmenggunakan metode lifting dan entitlement, penyajian dan pengungkapan dalampelaporan keuangan untuk pendapatan berdasarkan Production Sharing Contractpada skema Pertamina Participating Interest Pertamina Hulu Energi Kakap. Laporanini bersifat deskriptif yang menjelaskan mengenai kerja praktek yang dilakukan diPT Pertamina Hulu Energi yang akan dibandingkan dengan teori dari pendapatanberdasarkan PSAK 23 (Revisi 2014).

---

ABSTRACTThe internship report is discuss the business processes and production in oil and gasindustry, procedures recognizing revenue, measurements of income using themethod of lifting and entitlement, presentation and disclosure in financial reportingfor income based on the Production Sharing Contract on the scheme PertaminaParticipating Interest Pertamina Hulu Energi Kakap. This descriptive reportdescribing the practical work at PT Pertamina Hulu Energi which will be comparedwith the theory of Revenue in accordance with PSAK 23 (Revised 2014)."

"Pengelolaan sumber daya minyak dan gas bumi (migas) merupakan pilar strategis bagi perekonomian nasional yang pengaturannya wajib berlandaskan pada amanat Pasal 33 UUD 1945 mengenai Hak Menguasai Negara (HMN) untuk sebesar-besarnya kemakmuran rakyat. Implementasi HMN dalam kegiatan usaha hulu migas diwujudkan melalui skema Production Sharing Contract (PSC), yang telah mengalami berbagai evolusi dari cost recovery hingga gross split. Kebijakan terkini, yang tertuang dalam Peraturan Menteri ESDM Nomor 13 Tahun 2024 tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split, muncul sebagai respons terhadap tantangan efisiensi dan peningkatan penerimaan negara. Namun, perubahan kebijakan ini menimbulkan polemik terkait kesesuaiannya dengan putusan Mahkamah Konstitusi Nomor 36/PUU-X/2012, yang secara fundamental telah mengubah lanskap kelembagaan dan filosofi pengusahaan hulu migas di Indonesia pasca pembubaran BP Migas.Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis secara yuridis pengaturan Production Sharing Contract di Indonesia, membandingkan tata kelola hulu migas sebelum dan sesudah berlakunya Permen ESDM No. 13 Tahun 2024, serta menguji aspek konstitusionalitas skema PSC Gross Split terbaru berdasarkan Putusan MK No. 36/PUU-X/2012. Metode penelitian yang digunakan adalah yuridis-normatif dengan pendekatan perundang-undangan (statute approach) dan pendekatan kasus (case approach). Hasil penelitian menunjukkan bahwa meskipun Permen ESDM No. 13 Tahun 2024 bertujuan memberikan kepastian hukum dan efisiensi yang lebih baik dibandingkan regulasi sebelumnya, implementasinya menyisakan persoalan fundamental. Titik kritis terletak pada kebijakan klasifikasi kontraktor yang dapat menggunakan skema gross split atau cost recovery. Klasifikasi ini tidak didasari oleh indikator yuridis dan teknis yang transparan dan terukur, sehingga memberikan diskresi yang terlalu luas kepada negara. Hal ini berpotensi menciptakan ketidakpastian hukum, perlakuan yang tidak setara antar kontraktor, dan tidak sepenuhnya selaras dengan semangat Putusan MK No. 36/PUU-X/2012 yang menekankan prinsip keadilan, akuntabilitas, dan penguasaan negara yang substantif, bukan sekadar efisiensi fiskal. Dengan demikian, kebijakan PSC saat ini berisiko mengaburkan arah reformasi tata kelola migas dan belum optimal dalam mewujudkan amanat konstitusi.

---

The management of oil and gas resources is a strategic pillar for the national economy, and its regulation must be based on the mandate of Article 33 of the 1945 Constitution concerning the State's Right to Control (Hak Menguasai Negara - HMN) for the greatest prosperity of the people. The implementation of HMN in upstream oil and gas business activities is realized through the Production Sharing Contract (PSC) scheme, which has undergone various evolutions from cost recovery to gross split. The latest policy, stipulated in the Minister of Energy and Mineral Resources (MEMR) Regulation No. 13 of 2024 concerning the Gross Split Production Sharing Contract, emerged in response to challenges of efficiency and increasing state revenue. However, this policy change has sparked controversy regarding its conformity with Constitutional Court Decision No. 36/PUU-X/2012, which fundamentally altered the institutional landscape and philosophy of upstream oil and gas management in Indonesia following the dissolution of BP Migas. This research aims to juridically analyze the regulation of Production Sharing Contracts in Indonesia, compare the governance of upstream oil and gas before and after the enactment of MEMR Regulation No. 13 of 2024, and examine the constitutionality of the latest PSC Gross Split scheme based on Constitutional Court Decision No. 36/PUU-X/2012. The research method employed is normative-juridical with a statutory approach and a case approach. The research findings indicate that although MEMR Regulation No. 13 of 2024 aims to provide better legal certainty and efficiency compared to previous regulations, its implementation leaves fundamental problems unresolved. The critical point lies in the policy of classifying contractors who can use either the gross split or cost recovery scheme. This classification is not based on transparent and measurable juridical and technical indicators, thereby granting the state excessively broad discretion. This has the potential to create legal uncertainty, unequal treatment among contractors, and is not fully aligned with the spirit of Constitutional Court Decision No. 36/PUU-X/2012, which emphasizes the principles of justice, accountability, and substantive state control, rather than mere fiscal efficiency. Consequently, the current PSC policy risks obscuring the direction of oil and gas governance reform and is not yet optimal in realizing the constitutional mandate."

"Laporan ini bertujuan untuk memberikan evaluasi terhadap proses pengendalian internal PT HLN (Blok DR) dalam menggunakan Authorization For Expenditure dan Pedoman Tata Kerja (PTK) 039 tahun 2015 guna mengontrol biaya pengeluaran pada proyek migas sektor hulu di Sumur X. Evaluasi ini menggunakan COSO Internal Control dan regulasi yang berlaku sebagai acuan. Dasar dari evaluasi ini adalah risiko-risiko yang telah teridentifikasi pada tahap pengajuan awal AFE hingga tahap pengajuan revisi. Berdasarkan evaluasi yang sudah dilaksanakan, dapat disimpulkan bahwa pengendalian internal atas prosedur AFE yang sebagaimana diatur di dalam PTK 039 tahun 2015 telah dijalankan PT HLN (Blok DR) sudah sesuai dengan apa yang tertuang didalam teori pengendalian internal pada COSO Internal Control.

---

This report aims to provide evaluation of the internal control process of PT HLN (Blok DR) in using Authorization For Expenditure and Pedoman Tata Kerja (PTK) 039 year 2015 to control expenditure costs on upstream oil and gas project in Well X. This evaluation uses COSO Internal Control and corresponding regulations as references. The basis of this evaluation are the risks identified at the initial AFE submission stage to revision submission stage. Based on the evaluation that has been done, it can be concluded that the internal control on AFE procedure as stipulated in PTK 039 year 2015 carried out by PT HLN (Blok DR) is in accordance with what is contained in the internal control theory of COSO Internal Control."