Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan (PSAK) No. 29 AKUNTANSI MINYAK DAN GAS BUMI

PSAK No. 29 AKUNTANSI MINYAK DAN GAS BUMI

Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan (PSAK) No. 29 AKUNTANSI MINYAK DAN GAS BUMI

Dalam rangka pengembangan Prinsip Akuntansi Indonesia (PAI) menjadi Standar Akuntansi Keuangan (SAK), maka Pernyataan Prinsip Akuntansi Indonesia No.5 tentang Standar Khusus Akuntansi Untuk Minyak Dan Gas Bumi telah disesuaikan seperlunya sehingga menjadi Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan (PSAK) No. 29 tentang Akuntansi Minyak Dan Gas Bumi, yang telah disetujui dalam Rapat Komite Prinsip Akuntansi Indonesia pada tanggal 24 Agustus 1994 dan telah disahkan oleh Pengurus Pusat lkatan Akuntan Indonesia pada tanggal 7 September 1994. Pernyataan ini tidak wajib diterapkan untuk unsur yang tidak material (immaterial items).

Jakarta, 7 September 1994 Pengurus Pusat lkatan Akuntan Indonesia Komite Prinsip Akuntansi Indonesia Hans Kartikahadi Ketua Jusuf Halim Sekretaris Hein G. Surjaatmadja Anggota Katjep K. Abdoeikadir Anggota Wahjudi Prakarsa Anggota Jan Hoesada Anggota M. Ashadi Anggota Mirza Mochtar Anggota IPG. Ary Suta Anggota Sobo Sitorus Anggota Timoty Marnandus Anggota Mirawati Soedjono Anggota

1 of 64


BADAN PENGAWASAN KEUANGAN DAN PEMBANGUNAN (BPKP) SAMBUTAN KEPALA BADAN PENGAWASAN KEUANGAN DAN PEMBANGUNAN Dengan dikeluarkannya Standar Khusus Akuntansi Industri Minyak dan Gas Bumi maka lkatan Akuntan Indonesia sekali lagi telah turut menampilkan peranannya di bidang penertiban akuntansi yang sangat penting bagi pembangunan Negara. Meskipun peranan minyak bumi dalam penerimaan Negara makin lama makin berkurang, namun peranan gas bumi semakin meningkat sehingga totalitas kedua unsur kekayaan bumi milik Negara tersebut tetap sangat penting bagi pembangunan Negara kita. Turut-sertanya Pertamina dalam penyusunan Standar Khusus Akuntansi lndustri Minyak dan Gas Bumi menunjukkan rasa tanggung-jawabnya sebagai satu-satunya perusahaan yang diberi tugas mengusahakan minyak dan gas bumi yang merupakan kekayaan nasional. Bagi Badan Pengawasan Keuangan dan Pembangunan adanya Standar Khusus Akuntansi lndustri Minyak dan Gas Bumi sangat membantu tugas pengawasan keuangan dan pembangunan dan untuk itu penghargaan patut diberikan kepada lkatan Akuntan Indonesia dan Pertamina. Kiranya Standar Khusus Akuntansi lndustri Minyak dan Gas Bumi ini penting pula diketahui dan dilaksanakan oleh setiap perusahaan dan badan maupun perorangan yang berkecimpung di bidang usaha minyak dan gas bumi.

KEPALA BADAN PENGAWASAN KEUANGAN DAN PEMBANGUNAN Drs. GANDHI NIP. 060006034

2 of 64


PERUSAHAAN PERTAMBANGAN MINYAK & GAS BUMI NEGARA (PERTAMINA) DEREKTUR UTAMA PERTAMINA SAMBUTAN Saya sangat gembira dengan berhasilnya Tim Kerja Standar Akuntansi lndustri Perminyakan Indonesia yang dibentuk berdasarkan kerja sama antara lkatan Akuntan Indonesia, BPKP dan PERTAMINA untuk menyelesaikan Standar Khusus Akuntansi lndustri Minyak dan Gas Bumi ini. Dengan terbitnya Standar Khusus Akuntansi ini, yang merupakan tonggak kemajuan bagi sistem Akuntansi migas, kami mengharapkan agar tercipta keserasian dan keselarasan prilaku pihak-pihak yang terkait dalam proses penyusunan, penyajian dan pemeriksaan laporan keuangan tersebut. Di samping itu sistem Akuntansi tersebut menjadi kerangka acuan untuk menilai dan mengembangkan praktekpraktek akuntansi yang sehat bagi industri minyak dan gas bumi Indonesia di masamasa yang akan datang, dengan mempertimbangkan pengaruh kemajuan teknologi sektor migas. Pertanggungjawaban pengelolaan Perusahaan berupa laporan keuangan tersebut merupakan landasan dan tolok ukur untuk melakukan penilaian kerja tahunan, yang hasiinya dapat digunakan untuk menentukan penggolongan tingkat kesehatan perusahaan. Akhirnya kami sampaikan terima kasih yang sebesar-besarnya kepada lkatan Akuntan Indonesia serta BPKP atas kerjasama yang baik selama ini dengan PERTAMINA umumnya dan penyusunan Standar Khusus Akuntansi lndustri Migas khususnya. Sekian dan terima kasih. DEREKTUR UTAMA F. ABDA'OE

3 of 64


SAMBUTAN KETUA IKATAN AKUNTAN INDONESIA Menyusul kedua Standar Khusus Akuntansi mengenai badan usaha koperasi dan asuransi kerugian, maka lkatan Akuntan Indonesia kembali mengeluarkan standar akuntansi yang khusus mengatur jenis badan usaha tertentu. Standar Khusus Akuntansi lndustri Minyak dan Gas Bumi ini disusun atas kerja sama antara lkatan Akuntan Indonesia, Badan Pengawasan Keuangan dan Pembangunan (BPKP), serta PERTAMINA. Diharapkan Standar tersebut dapat menunjang pertumbuhan industri minyak dan gas bumi serta peranannya dalam perekonomian Indonesia secara keseluruhan. Pada kesempatan ini, kami juga menyampaikan penghargaan kepada Tim Penyusun Standar Khusus Akuntansi lndustri Minyak dan Gas Bumi, serta Komite Prinsip Akuntansi Indonesia yang telah berjerihpayah menyusun Standar ini. Kepada BPKP dan PERTAMINA, kami sampaikan terima kasih atas kerja sama yang telah dijalin. Kiranya kerja sama seperti ini akan dapat terus berlanjut untuk pengembangan akuntansi maupun industri minyak dan gas bumi di Indonesia. Jakarta, 18 Agustus 1990 lkatan Akuntan Indonesia Subekti lsmaun Ketua

4 of 64


KATA PENGANTAR Dewasa ini industri minyak dan gas bumi masih memegang peranan penting dalam perekonomian Indonesia, baik sebagai penghasil devisa maupun sebagai salah satu pemenuhan kebutuhan energi dalam negeri. Pertanggungjawaban pengelolaan perusahaan minyak dan gas bumi tercermin dalam laporan keuangan. Penyusunan dan penyajian laporan keuangan perusahaan tersebut memerlukan suatu standar akuntansi yang jelas. Prinsip akuntansi Indonesia 1984 yang berlaku saat ini belum sepenuhnya dapat memenuhi keperluan standar akuntansi tersebut. Ruang lingkup industri minyak dan gas bumi mencakup kerja sama internasional, baik dalam permodalan maupun dalam aktivitas operasi. Karena Prinsip Akuntansi Indonesia 1984 belum mengatur secara khusus perlakuan akuntansi untuk industri minyak dan gas bumi, maka dalam praktek terdapat berbagai perlakuan akuntansi untuk mempertanggungjawabkan transaksi yang sejenis. Hal inilah yang sering menjadikan sumber perbedaan pendapat antara perusahaan yang menyusun laporan keuangan (auditee) dengan pihak pemeriksa (auditor). Menyadari hal ini lkatan Akuntan Indonesia, BPKP dan PERTAMINA mengadakan kerja sama untuk menyusun Standar Khusus Akuntansi lndustri Minyak dan Gas Bumi yang merupakan acuan bagi perusahaan minyak dan gas bumi dalam menyusun laporan keuangan yang wajar, maupun sebagai dasar bagi auditor eksternal dalam memberikan opini bagi kewajaran penyajian laporan keuangan. Prinsip Akuntansi Indonesia 1984 memuat konsep dasar, prinsip, prosedur, metode dan teknik akuntansi yang merupakan norma umum dalam praktek penyusunan laporan keuangan, khususnya yang ditujukan kepada pihak luar (akuntansi keuangan). Untuk melengkapi dan mengembangkan buku PAI 1984, maka diterbitkan seri "Pemyataan" dan "Interpretasi Prinsip Akuntansi Indonesia" (IPAI). Untuk penyusunan laporan keuangan industri atau jenis usaha tertentu, lkatan Akuntansi lndonesia akan menerbitkan serangkaian standar khusus yang akan diberi nama seri penerbitan tersendiri. Setelah diadakan pengkajian secara mendalam dari sudut pengetahuan dan praktek akuntansi, maka terdapat kesepakatan penggunaan istilah "Standar Khusus Akuntansi" untuk setiap Pernyataan PAI yang khusus berlaku bagi suatu jenis industri atau jenis usaha tertentu. Berdasarkan piagam kerja sama lkatan Akuntan Indonesia, BPKP dan PERTAMINA telah dikeluarkan Surat Keputusan Ketua lkatan Akuntan Indonesia No. Kep 101/SIV1987 tanggal 23 September 1987, tentang Pengangkatan anggota Tim Kerja Standar Akuntansi lndustri Perminyakan Indonesia yang terdiri dari: Ketua merangkap anggota

:

Dr. Katjep K. Abdoelkadir Drs. M. Ghazali Latief, MSC Drs. Soegianto

Sekretaris merangkap anggota

:

Drs. Bambang ST

5 of 64


Anggota

:

Drs. Dalil Hasan Drs. Nazarudin Nurdin Drs. MWP Simanjuntak Drs. Harris Pelawi Drs. Edy lndratjahja Drs. Teguh Sujono Drs. Moeljono Sosrosoebroto Drs. Binsar H. Hutabarat.

Dalam melaksanakan tugasnya, Tim dibantu oleh Drs. Murgianto dan Drs. Johanes lrmanto sebagai staf sekretariat. Setelah melalui beberapa tahapan Pembahasan dan perbaikan yang diperlukan, maka dalam rapat Komite Prinsip Akuntrinsi Indonesia tanggal 30 Juli 1990 telah disetujui Prinsip Akuntansi Indonesia - Pernyataan No. 5 berjudul Standar Khusus Akuntansi lndustri Minyak dan Gas Bumi, dan selanjutnya disahkan dalam rapat pengurus Pusat lkatan Akuntan Indonesia tanggal 4 Agustus 1990. Standar Khusus Akuntansi lndustri Minyak dan Gas Bumi ini diharapkan dapat digunakan sebagai pedoman dalam penyusunan laporan keuangan. Jakarta, 4 Agustus 1990 Pengurus Pusat lkatan Akuntan Indonesia

6 of 64


Prinsip Akuntansi Indonesia - Pernyataan No. 5 bejudul STANDAR KHUSUS AKUNTANSI INDUSTRI MINYAK DAN GAS BUMI telah disetujui dalam rapat Komite Prinsip Akuntansi Indonesia pada tanggal 30 Juli 1990 dan telah disahkan oleh rapat Pengurus Pusat lkatan Akuntan Indonesia Pada tanggal 4 Agustus 1 990. Jakarta, 4 Agustus 1990 Pengurus Pusat lkatan Akuntan Indonesia Komite Prinsip Akuntansi Indonesia Hans Kartikahadi, (Ketua) Jusuf Halim, (Sekretaris) Hein G. Sujaatmadja Katjep K. Abdoeikadir Wahjudi Prakarsa Sunaria Tadjudin Drs. M. Ashadhi I.P.G. Ary Suta Bambang Heryanto

7 of 64


DAFTAR ISI SAMBUTAN KEPALA BPKP SAMBUTAN DIREKTUR UTAMA PERTAMINA SAMBUTAN KETUA IKATAN AKUNTAN INDONESIA KATA PENGANTAR I.

II.

III.

IV.

V.

VI.

VII.

PENDAHULUAN 1. Karakteristik Akuntansi lndustri Minyak dan Gas Bumi 2. Ruang Lingkup dan Penerapannya AKUNTANSI EKSPLORASI 1. Definisi Eksplorasi 2. Uraian Kegiatan Eksplorasi 3. Jenis Biaya Eksplorasi 4. Perlakuan Akuntansi Terhadap Jenis Biaya Eksplorasi AKUNTANSI PENGEMBANGAN 1. Definisi Pengembangan 2. Uraian Kegiatan Pengembangan 3. Jenis Biaya Pengembangan 4. Perlakuan Akuntansi terhadap Jenis Biaya Pengembangan AKUNTANSI PRODUKSI 1. Definisi Produksi 2. Uraian Kegiatan Produksi 3. Jenis Beban Produksi 4. Perlakuan Akuntansi terhadap Jenis Beban Produksi AKUNTANSI PENGOLAHAN 1. Definisi Pengolahan 2. Uraian Kegiatan Pengolahan 3. Jenis Beban Pengolahan 4. Harga Perolehan Aktiva Tetap Pengolahan 5. Perlakuan Akuntansi terhadap Jenis Beban dan Harga Perolehan Aktiva Tetap Pengolahan AKUNTANSI TRANSPORTASI 1. Definisi Transportasi 2. Uraian Kegiatan Transportasi 3. Jenis Beban Transportasi 4. Harga Perolehan Aktiva Tetap Transportasi 5. Perlakuan Akuntansi terhadap Jenis Beban Transportasi dan Harga Perolehan Aktiva Tetap Transportasi AKUNTANSI PEMASARAN 1. Definisi Pemasaran 2. Uraian Kegiatan Pemasaran 3. Jenis Beban Pemasaran 4. Harga Perolehan Aktiva Tetap Pemasaran 5. Perlakuan Akuntansi terhadap Beban Pemasaran dan Harga Perolehan Aktiva Tetap Pemasaran

8 of 64


VIII.

AKUNTANSI LAIN-LAIN A. Akuntansi Pelabuhan Khusus 1. Definisi Pelabuhan Khusus 2. Uraian Kegiatan Pelabuhan Khusus 3. Jenis Beban Pelabuhan Khusus 4. Harga Perolehan Aktiva Tetap Pelabuhan Khusus 5. Perlakuan Akuntansi terhadap Jenis Beban dan Harga Perolehan Aktiva Tetap Pelabuhan Khusus B. Akuntansi Telekomunikasi 1. Definisi Telekomunikasi 2. Uraian Kegiatan Telekomunikasi 3. Jenis Beban Telekomunikasi 4. Harga Perolehan Aktiva Tetap Telekomunikasi 5. Perlakuan Akuntansi terhadap Jenis Beban dan Harga Perolehan Aktiva Tetap Telekomunikasi C. Akuntansi Kontrak Bantuan Teknis 1. Definisi Kontrak Bantuan Teknis 2. Uraian Kegiatan Kontrak Bantuan Teknis 3. Jenis Biaya dan Beban Kontrak Bantuan Teknis 4. Perlakuan Akuntansi terhadap Jenis Biaya dan Beban Kontrak Bantuan Teknis D. Akuntansi Unitisasi 1. Definisi Unitisasi 2. Uraian Kegiatan Unitisasi 3. Jenis Biaya dan Beban Unititas 4. Perlakuan Akuntansi terhadap Jenis Biaya dan Beban Unitisasi E. Akuntansi Kontrak Pengurasan Tahap Kedua 1. Definisi Pengurasan Tahap Kedua (Secondary Recovery) 2. Uraian Kegiatan Pengurasan Tahap Kedua 3. Jenis Biaya dan Beban Pengurasan Tahap Kedua 4. Perlakuan Akuntansi terhadap Jenis.Biaya dan Beban Pengurasan Tahap Kedua F. Akuntansi Joint Operation 1. Definisi Joint Operation 2. Uraian Kegiatan Joint Operation 3. Jenis Biaya dan Beban Joint Operation 4. Perlakuan Akuntansi terhadap Jenis Biaya dan Beban Joint Operation

BAB IX TANGGAL BERLAKU Lampiran 1 Sejarah Perminyakan di Indonesia 1. Sebelum Tahun 1971 2. SesudahTahun 1971 3. Perke mbangan Akuntansi Perminyakan Indonesia

9 of 64


Lampiran 2 Pertamina 1. Organisasi 2. Tujuan dan Tugas Perusahaan 3. Kegiatan dan Kuasa Pertambangan Lampiran 3 Metode Akuntansi Perminyakan 1. 2. 3. 4.

Metode Full Cost Metode Successful Efforts Perbandingan Metode Full Cost dengan Succesful Efforts Landasan Pemakaian Metode Full Cost dan Succesful Efforts

DAFTAR ISTILAH

10 of 64


BAB I PENDAHULUAN

1. Karakteristik Akuntansi lndustri Minyak dan Gas Bumi a. lndustri minyak dan gas bumi meliputi usaha pencarian (exploration), pengembangan (development), serta produksi cadangan minyak dan gas bumi, usaha pengolahan minyak dan gas bumi (refinery); dan usaha angkutan dengan kapal laut (tanker) serta usaha pemasaran minyak dan gas bumi serta produkproduk hasil pengolahan yang lain. Perusahaan dalam industri minyak dan gas bumi dapat berbentuk usaha terpadu (integrated) dalam arti bahwa perusahaan tersebut mempunyai usaha eksplorasi, pengembangan, produksi, refinery, tanker dan pemasaran sebagai satu kesatuan usaha, atau berbentuk usaha-usaha terpisah yang masingmasing berdiri sendiri. b. Sifat dan karakteristik industri minyak dan gas bumi berbeda dengan industri lainnya. Pencarian (exploration) minyak dan gas bumi merupakan kegiatan untung-untungan (gambling), karena meskipun telah dipersiapkan secara cermat dengan biaya yang besar, tidak ada jaminan bahwa kegiatan tersebut akan berakhir dengan penemuan cadangan minyak. Berhubung minyak dan gas bumi merupakan usaha yang memerlukan teknologi tinggi, padat modal dan sarat risiko, maka diperlukan pengelolaan yang benar-benar professional. Berbeda dengan pencarian atau eksplorasi, kegiatan refinery tidak banyak berbeda dengan kegiatan pengolahan pada industri yang lain. Sedang usaha tanker merupakan bagian khusus dari usaha perkapalan. c. Dalam industri perminyakan terbuka kemungkinan untuk menggalang kerja sama antara beberapa perusahaan untuk mengelola suatu cadangan minyak, baik dalam bentuk kerja sama permodalan maupun operasi bersama. Kerja sama tersebut, yang antara lain dapat dilakukan melalui kontrak bantuan teknis, joint operation agreement, joint operation body, unitisasi, dan secondary recovery, dapat rnenimbulkan kepemilikan bersama. d. Sebagai akibat dari sifat dan karakteristik dari industri minyak dan gas bumi, maka terdapat beberapa perlakuan akuntansi khusus untuk industri tersebut yang berbeda dengan industri lainnya, seperti: I.

Adanya sifat untung-untungan (gambling) dari usaha explorasi menimbulkan beberapa alternatif dalam penggunaan metode pengakuan biaya atas cadangan yang tidak berisi minyak atau gas (dry hole).

11 of 64


II. Ada pendapat yang rnenyatakan bahwa pengakuan biaya harus dikaitkan dengan aktivitas sampai diketemukannya cadangan minyak atau gas di suatu negara, sehingga semua biaya yang terjadi ditangguhkan dan akan dikapitalisasi sebagai bagian dari cadangan minyak yang ditemukan di negara tersebut. III. Pendapat lain menyatakan bahwa biaya yang terjadi untuk pencarian minyak dan gas harus dikaitkan dengan hasil dari aktivitas pencarian suatu cadangan. Biaya tersebut akan dikapitalisasi bila cadangan tersebut dalam kenyataan berisi minyak atau gas dan sebaliknya akan dinyatakan sebagai beban kalau cadangan tersebut tidak berisi minyak atau gas. 2. Ruang Lingkup dan Penerapannya 1. Pernyataan ini disusun berdasarkan sifat dan karakteristik usaha perminyakan Indonesia dan berpedoman pada konsep dasar akuntansi keuangan yang ditampung dalam Standar Akuntansi Keuangan, dan peraturan perundang-undangan yang berlaku. 2. Pernyataan ini dimaksudkan untuk digunakan sebagai pedoman dalam penyajian laporan keuangan untuk pihak eksternal. Dalam pengertian ini, tersirat suatu anggapan bahwa baik para penyusun maupun para pemakai laporan keuangan memerlukan standar yang sama di dalam penyusunan dan penyajian laporan keuangan perusahaan. 3. Pernyataan ini mengatur akuntansi untuk Kegiatan Eksplorasi atau Pencarian, Pengembangan, Produksi, Pengolahan, Transportasi, Pemasaran dan lain-lain dalam industri minyak dan gas bumi. 4. Untuk kontraktor minyak dan gas bumi yang bekerja menurut kontrak dengan Pemerintah/Pertamina, Pernyataan ini dapat dipergunakan, sepanjang perlakuan akuntansinya tidak diatur secara khusus dalam kontrak yang bersangkutan. Dalam hal kontrak mengatur secara khusus perlakuan akuntansi sesuatu transaksi, maka ketentuan kontraklah yang berlaku

12 of 64


BAB II AKUNTANSI EKSPLORASI 1.

Definisi Eksplorasi Kegiatan eksplorasi (exploration) atau pencarian adalah setiap usaha daLam rangka mencari dan menemukan cadangan minyak dan gas bumi di daerah-daerah yang belum terbukti mengandung minyak dan gas bumi, yang antara lain meliputi kegiatan-kegiatan sebagai berikut : a. Mengusahakan ijin untuk memulai kegiatan eksplorasi di daerah tertentu. b. melakukan berbagai kegiatan penyelidikan geologis dan geofisik di lapangan. c. Menginterpretasikan data yang dihasilkan dalam penyelidikan ini. d. Melakukan pengeboran sumur, termasuk sumur uji stratigrafi, di daerah yang belum terbukti mengandung cadangan. e. Memperoteh dan membangun aktiva tetap yang berhubungan dengan kegiatan di atas. f. Menggunakan jasa yang diperlukan sehubungan dengan kegiatan di atas.

2. Uraian Kegiatan Eksplorasi Kegiatan eksplorasi meliputi penyelidikan topografi, geologi, geofisika, pemboran sumur eksplorasi dan pemboran sumur uji stratigrafi. Penyelidikan topografi adalah kegiatan pengukuran permukaan tanah yang bertujuan untuk membuat peta suatu daerah tertentu dan mengetahui sifat-sifat tanahnya. Penyelidikan geologi di antaranya terdiri dari penginderaan jauh foto udara (side lookling air radar = SLAR), geologi lapangan dan geokimia yang bertujuan untuk: a. Menentukan ada tidaknya cekungan sedimen. b. Menentukan jenis lapisan, ketebalan dan umur batuan yang tersingkap di daerah penyelidikan. c. Menentukan potensi dan kematangan batuan induk hidrokarbon d. Menentukan jebakan minyak dan gas bumi, baik struktur ma upun stratigrafi. e. Mengkaji kemungkinan adanya batuan cadangan serta jenis minyak dan gas bumi yang terkandung di dalamnya, Penyelidikan geologi dilakukan dengan urutan sebagai berikut : a. Persiapan yang meliputi program kerja dan perijinan. b. Pengumpulan data lapangan melalui SLAR ataupun pengambilan contoh langsung di lapangan. c. Pengolahan, penganalisaan, penafsiran, pengevaluasian dan pengkajiulangan data. d. Penyelidikan geofisika antara lain meliputi kegiatan penyelidikan gravitasi, magnetik dan seismik dengan tujuan sebagai berikut : e. Mengetahui pola struktur regional 13 of 64


f. Menentukan bentuk lapisan batuan di bawah permukaan bumi. g. Menentukan bentuk jebakan minyak dan gas bumi serta kedalamannya. h. Menentukan titik pemboran pada lokasi siap bor. Kegiatan penyelidikan geofisika dilakukan dengan urutan sebagai berikut: a. Persiapan yang meliputi program kerja dan perizinan. b. Pengumpulan data lapangan meialui perekaman udara yang terdiri dari aerogravity dan aeromagnetic serta perekaman di lapangan yang terdiri dari gravitasi magnetik dan seismik. c. Pengolahan, penganalisaan, penafsiran, pengevaluasian dan pengkajiulangan data. Pemboran sumur eksplorasi, terdiri dari pemboran sumur taruhan (wild cat ) dan sumur kajian (delineasi), bertujuan untuk mengetahui data rinci stratigrafi dan penentuan ada tidaknya cadangan minyak dan gas bumi dalam arti ekonomis. Kegiatan pemboran eksplorasi dilakukan dengan urutan sebagai berikut : a. b. c. d.

Persiapan yang meliputi program kerja, perizinan dan pembebasan tanah. Penyediaan angkutan alat-alat berat. Pembuatan jalan dan lokasi pemboran. Pengadaan alat dan fasilitas pemboran yang terdiri antara lain dari rig unit, mud logging unit, wireline logging unit, cementing unit, platform dan base camp. e. Pelaksanaan pemboran yang meliputi pembuatan sumur, pengumpulan data teknis pemboran yang terdiri dari data geologis dan petrofisika, serta pengevaluasian data yang dilakukan secara terus menerus. f. Pengujian lapisan batuan yang dilakukan sesuai dengan hasil evaluasi data. g. Perampungan atau penutupan sumur. Pemboran sumur uji stratigrafi terdiri dari kegiatan pemboran berdasarkan hasil penyelidikan geologi, menguji batuan dan sumur yang dapat ditinggalkan (expendable holes) yang berkaitan dengan eksplorasi hidrokarbon. Tujuan pemboran sumur uji stratigrafi adalah untuk memperoleh informasi mengenai kondisi geologi tertentu. Pemboran semacam ini pada umumnya tidak dimaksudkan untuk menghasilkan hidrokarbon.

3. Jenis Biaya Eksplorasi Biaya eksplorasi meliputi biaya penyelidikan topografi, geologi, geofisika, pemboran sumur eksplorasi dan pemboran sumur uji stratigrafi. Biaya penyelidikan topografi terdiri antara lain dari : a. Biaya pengukuran tanah b. Biaya pemetaan tanah c. Biaya analisa sifat tanah.

14 of 64


Biaya penyelidikan geologi terdiri antara lain dari : a. Biaya SLAR b. Biaya geologi lapangan c. Biaya geokimia. Biaya penyelidikan geofisika antara lain terdiri dari : a. Biaya gravitasi b. Biaya magnetik c. Biaya seismik. Biaya pemboran sumur eksplorasi terdiri dari biaya tak berwujud (intangible) dan biaya berwujud (tangible). Biaya yang tidak berwujud antara lain meliputi : a. Biaya-persiapan (pembebasan tanah, pembuatan jalan dan pembangunan lokasi) b. Biaya pemboran c. Biaya mata bor (drilling bits) d. Biaya lumpur (mud) e. Biaya selubung (casing) f. Biaya semen g. Biaya penyelidikan di bawah tanah (logging) h. Biaya pengujian dan perampungan i. Biaya gaji j. Biaya pengangkutan alat pemboran k. Biaya pengangkutan lainnya l. Biaya perkemahan m. Biaya lainnya. Sedang biaya yang berwujud dalam pemboran meliputi : a. b. c. d. e.

sumur eksplorasi antara lain

Sitang sembur (christmas tree) Semburan kepala sumur (well head) Tubing Pompa Batang hisap (suck rods)

Biaya pemboran sumur uji stratigrafi terdiri atas biaya pemboran di daerah cadangan tidak terbukti (exploratory type) dan di daerah cadangan terbukti (development type). Jenis-jenis biayanya tidak berbeda dengan jenis-jenis biaya pada pemboran sumur eksplorasi yang telah dirinci di atas. 4.Perlakuan Akuntansi Terhadap Jenis Biaya Eksplorasi Kegiatan eksplorasi meliputi penyelidikan topografi, geologi, geofisika, pemboran sumur eksplorasi dan pemboran sumur uji stratigrafi.

15 of 64


Perlakuan biaya eksplorasi dapat menggunakan baik metode Full Cost (FC) maupun Succesful Efforts (SE). Menurut metode Full Cost (FC) semua biaya dikapitalisasi sebagai bagian dari asset minyak dan gas bumi di dalam suatu negara sebagai pusat biaya. Menurut metode Succesful Efforts (SE), semua biaya-biaya eksplorasi, di luar biayabiaya yang dialokasikan ke sumur-sumur eksplorasi (termasuk sumur eksplorasi tipe stratigrafi) yang mempunyai cadangan terbukti, diperlakukan sebagai beban pada periode akuntansi yang bersangkutan. Selanjutnya, kecuali tanah yang mempunyai nilai ekonomis, biaya-pemboran sumur eksplorasi, baik tak berwujud maupun berwujud, dikapitalisasi kalau ditemukan cadangan terbukti atau diperlakukan sebagai beban kalau cadangan terbukti tersebut tidak ditemukan.

16 of 64


BAB III AKUNTANSI PENGEMBANGAN 1. Definisi Pengembangan Pengembangan merupakan setiap kegiatan yang dilakukan dalam rangka mengembangkan cadangan terbukti minyak dan gas bumi sampai siap berproduksi. Pengernbangan cadangan meliputi kegiatan-kegiatan sebagai berikut: a. Penyediaan peralatan dan persediaan b. Penambangan, pengaliran, pengumpulan dan penyimpanan minyak dan gas bumi. c. Penyediaan sistem pengurasan yang telah diperbaiki. 2. Uraian Kegiatan Pengembangan Masing- masing kegiatan pengembangan tersebut dijelaskan berikut ini. Penyediaan peralatan dan fasilitas meliputi a. Penyediaan angkutan alat-alat berat. b. Pembuatan jalan dan lokasi pemboran c. Pengadaan alat dan fasilitas pemboran yang antara lain terdiri dari rig unit, mud logging unit, wireline Jogging unit, cementing unit, platform dan base camp. Kegiatan penambangan minyak dan gas bumi meliputi: a. Meneliti lokasi sumur untuk menentukan lokasi titik pemboran. b. Membangun jalan masuk ke lokasi sumur pemboran. c. Menyiapkan lahan untuk lokasi pemboran. d. Mengalihkan jalan umum, saluran gas, saluran air, jaringan listrik, dan jaringan telepon, sejauh diperlukan untuk mengembangkan cadangan terbukti. e. Membor dan melengkapi sumur pengembangan, sumur uji stratigrafi dan sumur penunjang dengan peratatan yang diperlukan.

Kegiatan pengaliran minyak dan gas bumi : a. Menyiapkan jaringan pipa penyalur, manifold, separator, treater dan heater. b. Menyiapkan sarana daur ulang dan pemrosesan gas alam.

Kegiatan pengumpulan dan penampungan minyak dan gas bumi meliputi penyiapan peralatan pengukur, tangki penampungan dan fasifitas pembuangan limbah produksi. Kegiatan penyediaan sistem pengurasan yang telah diperbaiki.

17 of 64


3. Jenis Biaya Pengembangan Biaya pengembangan meliputi biaya-biaya penyediaan peralatan dan fasilitas penambangan, pengaliran, pengumpulan dan penyimpanan minyak dan gas bumi serta penyediaan sistem pengurasan yang telah diperbaiki. Dilihat dari sifatnya, biaya yang berkaitan dengan pengembangan sumur minyak dan gas bumi terdiri dari biaya pemboran sumur pengembangan baik yang tidak berwujud maupun yang berwujud. Biaya pemboran sumur pengembangan yang tidak berwujud untuk membor sumur pengembangan, seperti gaji operator (rig), bahan bakar dan perbaikan. Pengeluaran tersebut tidak dan terjadi di dalam pemboran sejak persiapan sumur sampai atau gas.

meliputi pengeluaran perangkat pemboran mempunyai nilai sisa memproduksi minyak

Selanjutnya biaya yang tidak berwujud dalam pemboran sumur pengembangan tersebut diklasifikasikan menurut tahap penyelesaian : biaya sebelum pemboran, biaya selama pemboran, biaya penyelesaian sumur dan biaya setelah penyelesaian sumur.

Biaya sebelum pemboran meliputi : a. Biaya penyelidikan geologi dan geofisika untuk menentukan tokasi pemboran. b. Biaya membersihkan lokasi sumur, penggalian penampungan limbah pemboran dan pembuatan jalan. c. Biaya pembuatan pondasi untuk perangkat pemboran (batuan dan lain-lain) dan biaya pembangunan jembatan. d. Biaya pemasangan jaringan pipa air, dan pernasangan tangki air serta bahan bakar untuk pemboran. e. Biaya untuk pemindahan dan menegakkan perangkat pemboran. f.

Biaya pembuatan rak sarana penyimpanan pipa bor, berbagai macam pipa lainnya yang digunakan dalam proses pemboran.

g. Biaya lain-lain. Biaya selama pemboran meliputi a. Biaya pengadaan air, bahan bakar dan bahan-bahan lain yang diperlukan dalam pemboran sumur. b. Biaya penanaman jangkar penahan yang digunakan untuk menstabilkan perangkat pemboran. c. Biaya pemboran yang tarif biayanya dihitung berdasarkan kedalaman sumur atau tarif harian. d. Biaya penggunaan jasa teknik selama kegiatan pemboran yang dilakukan oleh ahli teknik, ahli geologi, teknisi fluida. 18 of 64


e. Biaya lain-lain. Biaya penyelesaian sumur meliputi a. Biaya perekaman sumur (lagging) dan uji kandung lapisan (drill stem rest) serta pengujian lain-lainnya seperti pengujian contoh batuan inti dan contoh dinding sumur. b. Biaya melubangi dinding pipa selubung, penyemenan, penyedotan peretakan dan pengasaman. c. Biaya transportasi dan pemasangan peralatan di bawah tanah. d. Biaya peralatan yang disewa untuk penyimpanan minyak selama pengujian. e. Biaya lain-lain. Biaya setelah penyelesaian sumur metiputi a. Biaya mengembalikan perangkat pemboran (yang dimiliki perusahaan) dari lokasi pemboran ke tempat penyimpanan. b. Biaya rehabilitasi lokasi di sekitar sumur. c. Biaya perbaikan lingkungan. d. Biaya penyemenan dan pemasangan selubung bagian atas. e. Biaya pengangkutan pipa selubung dan pipa sembur dari tempat penyimpanan. f.

Biaya pelubangan pipa selubung, termasuk perekaman dengan teknik aliran listrik (electrical logging). g. Biaya penyuntikan air, uap air dan gas bumi dalam rangka mengangkat minyak dari zone produksi. h. Biaya penutupan sumur. i. Biaya meninggalkan lokasi sumur yang tidak menghasilkan. j.

Biaya lain-lain.

Biaya pemboran sumur pengembangan yang berwujud meliputi semua biaya aktiva berwujud termasuk pipa sembur (tubing) di bawah permukaan tanah, antara lain: a. b. c. d. e. f. g. h.

Pipa produksi (tubulargoods) Kepala selubung (casing head) Pompa-pompa, tangki penimbunan Pipa-pipa saluran Separator Peralatan dan fasilitas produksi Sarana dan peralatan tainnya Biaya sistem pengurasan yang telah diperbaiki (secondary recoveries).

4. Perlakuan Akuntansi terhadap Jenis Biaya Pengembangan Kegiatan pengembangan meliputi penyediaan peralatan dan fasilitas penambangan, pengaliran, pengumpulan dan penyimpanan minyak dan gas bumi serta penyediaan sistem pengurasan yang telah diperbaiki.

19 of 64


Menurut metode FC maupun SE semua biaya pengembangan dikapitalisasi sebagai bagian dari aset minyak dan gas bumi yang meliputi aset sumur dan peralatan sumur.

20 of 64


BAB IV AKUNTANSI PRODUKSI 1. Definisi Produksi Produksi adalah semua kegiatan dalam rangka pengangkatan minyak dan gas bumi ke permukaan bumi dari cadangan terbukti serta pengangkutannya ke stasiun pengumpul yang antara lain meliputi kegiatan sebagai berikut : a. Pengangkatan minyak dan gas bumi ke permukaan bumi. b. Proses pemisahan antara minyak, gas bumi dan endapan dasar & air (Basic Seiliment & Water = BS&W). c. Pengangkutan minyak dan gas dari permukaan bumi ke stasiun pengumpul atau pusat pengumpul produksi dan selanjutnya ke lokasi distribusi. d. Pengumpulan minyak mentah di tangki penimbun.

2. Uraian Kegiatan Produksi Kegiatan produksi meliputi pengangkatan minyak dan gas bumi ke permukaan bumi (lifting), pemisahan minyak, gas bumi dan BS&W, pengangkutan serta pengumpulan minyak di lapangan produksi dan di lokasi distribusi. a. Pengangkatan minyak dan gas ke permukaan (lifting) merupakan kegiatan yang berhubungan dengan pengangkatan minyak dan gas dari cadangan terbukti sampai batas kepala sumur. Kegiatan ini dapat dilakukan melalui tiga tahap pengurasan. Pengurasan tahap pertama dapat terjadi meialui tekanan alamiah (naturallift), sembur buatan (artificial lift) dengan bantuan gas alam (gas lift) dan penyedotan dengan pompa. Tekanan alamiah tejadi kalau di dalam cadangan terdapat kandungan air atau gas tekanan tinggi dengan tenaga untuk mendorong minyak ke permukaan bumi melalui lubang sumur.

Kalau tekanan alamiah tersebut tidak cukup kuat untuk mendorong minyak ke permukaan bumi, maka digunakan sumur buatan dengan bantuan gas alam (gas lift) atau dengan pompa (pumping unit).

Pengurasan tahap kedua dilakukan setelah produksi minyak dan gas bumi dengan melalui pengurasan tahap pertama menjadi kurang ekonomis. Pengurasan pada tahap ini dilakukan dengan menginduksikan suatu dorongan (tenaga) buatan ke datam formasi. Metode peluapan air adalah metode yang paling umum digunakan yaitu dengan mengalirkan air bertekanan tinggi ke 21 of 64


dalam sumur injeksi untuk mendorong minyak dan di dalam lapisan ke permukaan bumi. Pengurasan tahap ketiga dilakukan dengan metode "enhanced oil recovery", yakni dengan menambah energi pada cadangan dengan cara penginjeksian bahan kimia atau energi ke dalam sumur untuk mendorong minyak di dalam lapisan ke permukaan bumi sehingga sumur yang tidak berproduksi dapat berproduksi kembali. b. Proses pemisahan minyak meliputi pemisahan gas dan cairan separator dan pemisahan minyak mentah, endapan dasar dan air melalui dehydrator. c. Proses pengangkutan meliputi kegiatan mengangkut minyak dari permukaan sumur ke tempat penimbunan sementara kemudian ke instalasi pemisahan, dan selanjutnya ke tempat penimbunan di lapangan produksi dan yang akhirnya ke lokasi distribusi. d. Proses pengumpulan meliputi : I. Pengumpulan sementara minyak dan gas bumi dari sumur ke tempat penimbunan sementara sebelum proses pemisahan minyak, gas bumi, dan BS&W di instalasi pemisahan. II. Pengumpulan minyak dari instalasi pemisahan ke lokasi stasiun pengumpul dan/atau pusat pengumpulan produksi di lapangan. Fungsi produksi pada umumnya dianggap berakhir pada saat minyak dan gas bumi ke luar melalui katup saluran di pusat pengumpulan produksi. Dalam keadaan di mana secara fisik atau operasional tidak seperti biasanya, fungsi produksi berakhir pada saat minyak, gas bumi atau kondensat untuk pertama kaii dialirkan ke pipa utama, kendaraan pengangkut, pengilangan atau ke terminal laut. 3. Jenis Beban Produksi Beban produksi meliputi beban lifting, beban pemisahan, beban pengangkutan dan beban pengumpulan. Beban Lifting antara lain meliputi : 1. Beban pengurasan tahap pertama terdiri dari beban-beban yang terlibat dalam pengurasan di bawah tanah ke atas tanah (dari kepala selubung bawah sampai kepala selubung atas). 2. Beban pengurasan tahap kedua terdiri dari beban-beban yang terlibat dalam water flooding, gas injection, steam combustion dan insitu combustion dan beban lain-lain. 3. Beban pengurasan tahap ketiga. Beban pengumpulan meliputi beban pengangkutan dan pengiriman minyak mentah dan gas dari tempat penyimpanan di lapangan ke tempat penyimpanan utama sebelum penjualan atau pemindahan ke pengolahan untuk diolah.

22 of 64


Beban ini antara lain terdiri dari a. b. c. d. e.

Beban Beban Beban Beban Beban

tangki penimbun stasiun pemanas pipa saluran minyak/gas instalasi penghasil lain-lain.

Beban pemisahan terdiri dari : a. Beban instalasi penghasil b. Beban instalasi pembantu. Beban angkutan utama merupakan beban pemeliharaan dan pengoperasian fasilitas tempat penyimpanan utama dan pipa saluran utama yang membawa minyak mentah dan gas bumi ke fasilitas pemuatan atau pengolahan. 4. Perlakuan Akuntansi terhadap Beban Produksi. Kegiatan produksi meliputi pengangkatan minyak dan gas bumi ke permukaan bumi, pemisahan minyak, gas bumi, BS&W, dan pengangkutan minyak di lapangan produksi serta lokasi distribusi. Semua beban yang menyangkut kegiaran produksi diperlakukan sebagai beban pada saat terjadinya.

23 of 64


BAB V AKUNTANSI PENGOLAHAN

1. Definisi Pengolahan Yang dimaksud dengan pengolahan minyak dan gas bumi adalah proses pengolahan minyak mentah dan gas bumi menjadi produk yang terdiri dari BBM dan Non BBM serta pengolahan dari gas dan Non BBM meniadi produk petrokimia. Yang dimaksud dengan BBM adalah avigas, avtur, super, premium, kerosene, solar (Automotive Diesel Oil = ADO) minyak diesel (Industrial Diesel Oil = IDO), minyak bakar (Fuel Oil = FO) dan sebagainya. Yang dimaksud dengan produk Non BBM adalah hasil kilang di luar BBM, yaitu low sulphur waxy residu (LSWR), naptha, bahan pelumas, asphalt dan sebagainya.

Yang dimaksud dengan produk petrokimia adalah hasil pengolahan dari gas dan produk Non BBM yaitu purified terephtalic acid (PTA), methanol, polypropylene, olefin, paraxylene dan lain-lain. 2. Uraian Kegiatan Pengotahan Pengolahan meliputi semua kegiatan dalam rangka proses pengolahan minyak mentah dan gas bumi menjadi produk yang terdiri dari BBM dan Non BBM serta pengolahan dari gas dan Non BBM menjadi produk petrokimia, yang meliputi : a. Menentukan jenis dan banyaknya minyak mentah yang akan diolah dan produk minyak yang akan dihasilkan dengan memperhatikan karakteristik dan kapasitas kilang, dan persediaan serta permintaan produk. b. Mengolah minyak mentah dan gas bumi yang meliputi proses pengolahan pertama, proses pengolahan kedua, proses pengolahan lain dan proses treating unit. Proses pengolahan pertama meliputi : I.

Mengolah minyak mentah dengan menggunakan unit destilasi untuk menghasilkan fraksi gas, naptha, kerosene, ADO dan long residu sesuai spesifikasi yang diperlukan. II. Mengolah kembali fraksi hasil minyak yang tidak sesuai dengan fraksi yang dikehendaki (off srade) serta hasil slops dengan menggunakan unit destilasi ulang untuk menghasilkan antara lain FO. III. Mengolah long residu dari hasil bottom crude destiller dengan menggunakan vacuum unit untuk menghasilkan flashed gas oil dan short residu yang seterusnya diolah pada proses pengolahan kerja.

24 of 64


Proses pengolahan kedua yang meliputi : I.

Mengolah minyak berat (heavy gas oil) dengan menggunakan unit perengkah (cracking unit) menjadi produk lain seperti migas, kero dan diesel. II. Meningkatkan kadar oktan dari migas dengan menggunakan unit reforming unit. III. Mengolah gas atau fraksi ringan yang mengandung propane dan butane menjadi liquifiedpetroleum gas (LPG), butane dan butylene menjadi avigas dan propylene menjadi polypropytene. Proses pengolahan lain yang meliputi : I.

Mengolah flashed gas oil menjadi bahan lilin dengan menggunakan wax plant II. Mengolah flashed gas oil menjadi Tube base dengan menggunakan lube plant. III. Mengolah short residu menjadi bitumen asphalt dengan menggunakan asphalt plant. IV. Mengolah short residu menjadi coke dengan menggunakan coker unit. V. Menghilangkan/mengurangi kontaminasi yang tidak dikehendaki pada produksi intermediate yang telah memenuhi spesifikasi atau pada produk hasil minyak lain dengan menggunakan treating unit. c. Memeriksa jenis produk yang dihasilkan untuk menentukan kualitasnya agar sesuai dengan spesifikasi yang telah ditentukan melalui proses analisa laboratorium. d. Menyalurkan produk hasil kilang : melalui pipa sampai ke kapal tanker atau tenki timbun distribusi. 3. Jenis Beban Pengolahan Beban pengotahan meliputi beban yang diperlukan dalam rangka mengolah minyak mentah dan gas bumi hingga menjadi produksi BBM dan Non BBM serta pengolahan dari gas bumi dan Non BBM menjadi produk petrokimia, yang terdiri dari Beban proses pengolahan pertama, meliputi : a. b. c. d. e. f. g. h.

Beban Beban Beban Beban Beban Beban Beban Beban

pengolahan untuk penyulingan pada unit destilasi. pengolahan untuk penyulingan ulang pada unit destilasi ulang. pengolahan untuk penyulingan hampa pada vacuum unit. pemeliharaan dan perbaikan unit-unit di atas. utilitas seperti uap, listrik dan air pendingin. refinery fuel dan gas. penerimaan dan penimbunan minyak mentah dan produksi. laboratorium pengujian minyak mentah dan produk.

25 of 64


Beban proses pengolahan kedua yang meliputi : a. Beban pengolahan untuk merengkah minyak berat pada unit perengkah' b. Beban meningkatkan kadar oktan dari migas pada reforming unit.

c. Beban pengolahan gas dan fraksi ringan pada LPG plant polypropylene plant. d. Beban pemeliharaan dan perbaikan unit dan plant di atas.

e. Beban utililas seperti uap, listrik dan air pendingin. f. Beban penimbunan produk. g. Beban laboratorium pengujian produk.

Beban proses pengolahan lainnya, antara lain meliputi beban pengolahan : a. Flashed gas oil pada wax plant b. Flashed gas oil pada lube plant c. Short residu pada asphalt plant d. Short residu pada coker unit e. Pada treating unit f. Gas alam pada methanol plant g. Etylene pada olefin plant h. Paraxylene pada aromatic plant i.

Beban pabrik penunjang lainnya, seperti drumplant, oxygen plant dan lain-lain.

Beban umum pengolahan, meliputi : a. Beban umum langsung seperti beban sewa peralatan, beban tenaga ahli, beban asuransi tenaga kerja langsung dan lain-lain. b. Beban umum tak langsung seperti beban asuransi umum, beban penyusutan aktiva tetap, beban pajak, beban overhead pengolahan dan lain-lain.

4. Harga Perolehan Aktiva Tetap Pengolahan

Harga perolehan Aktiva Tetap Pengolahan (ATP), baik pengolahan langsung maupun tidak langsung meliputi : 26 of 64


a. Harga perolehan ATP yang berhubungan dengan proses pengolahan pertama. b. Harga perolehan ATP yang berhubungan dengan proses pengolahan kedua c. Harga perolehan ATP yang berhubungan dengan proses pengolahan lain. d. Harga perolehan ATP yang berhubungan dengan fasilitas pengolahan (storage, handling dan blending facilities). e. Harga perolehan ATP yang berhubungan dengan prasarana pengolahan (utilities dan auxiliaries). f. Harga perolehan ATP Vang berhubungan dengan aktiva tetap tidak bergerak umum. g. Harga perolehan ATP yang berhubungan dengan sarana pengangkutan. h. Harga perolehan ATP yang berhubungan dengan bangunan kantor, wisma dan perumahan. i. Harga perolehan ATP yang berhubungan dengan aktiva tetap umum bergerak. 5. Perlakuan Akuntansi terhadap Jenis Beban dan Harga Perolehan ATP Kegiatan pengolahan meliputi semua kegiatan dalam rangka proses pengolahan minyak mentah dan gas bumi menjadi produk yang terdiri dari BBM dan Non BBM serta pengolahan gas bumi dan Non BBM menjadi produk petrokimia. Perlakuan Akuntansi terhadap Beban Proses Pengolahan Pertama

Semua beban yang timbul dalam unit-unit proses pengolahan pertama diperlakukan sebagai beban operasi pengolahan. Beban-beban yang timbul dalam proses ini dikelompokkan dalam tiga aktivitas, yaitu :

a. Aktivitas unit-unit proses pengolahan I.

Beban penyulingan pada crude distiller, atmospheric distilling, dan topping unit. II. Beban penyulingan ulangan pada redistiller dan rerun pipe still. III. Beban penyulingan hampa pada vacuum unit, vacuum pipe still, vacuum flash unit. b. Aktivitas instalasi utilitas : I. Beban II. Beban III. Beban IV. Beban

instalasi instalasi instalasi instalasi

pembangkit tenaga listrik. penghasil uap panas. air pendingin, dan sebagainya. utilitas lainnya.

c. Aktivitas jasa pemeliharaan : Antara lain meliputi beban perbaikan/pemeliharaan, beban utilitas, beban penimbunan, beban laboratorium pengujian, beban transportasi, dan sebagainya.

27 of 64


Perlakuan Akuntansi terhadap Beban Proses Pengolahan Kedua Semua beban yang timbul dalam unit-unit proses pengolahan kedua diperlakukan sebagai beban operasi pengolahan. Beban-beban yang timbul dalam proses ini dikelompokkan dalam tiga aktivitas: a. Aktivitas unit-unit proses pengolahan: I.

Beban perengkahan pada thermal cracking, fluid catalytic cracking unit, hydrocracker, dan visbreaker. Beban reforming pada thermal reforming dan platformer. II. Beban unit-unit proses pengolahan gas dan fraksi ringan seperti LPG plant dan polypropylene plant. Beban unit proses pengolahan gas alam (natural gas fractination). b. Aktivitas instalasi utilitas: I. Beban II. Beban III. Beban IV. Beban


pembangkit tenaga listrik. penghasil uap panas. air pendingin, dan sebagainya. utilitas lainnya.

c. Aktivitas jasa pemeliharaan: I. Beban perbaikan/pemeliharaan. II. Beban utilitas. III. Beban penimbunan, beban laboratorium pengujian dan beban transportasi pipeline. IV. Beban utilitas lainnya. Perlakuan akuntansi terhadap beban proses pengolahan lainnya. Semua beban Vang timbul dalam unit-unit proses pengolahan lainnya diperlakukan sebagai beban operasi pengolahan. Beban-beban yang timbul dalam proses ini dikelompokkan dalam tiga aktivitas : a. Aktivitas unit-unit proses pengolahan. I.

Beban pada wax plant, lube plant, asphalt plant, coker unit dan lainlain. II. Beban pada treating unit. b. Aktivitas instalasi utilitas. I. Beban II. Beban III. Beban IV. Beban


pembangkit tenaga listrik. penghasil uap panas. air pendingin dan sebagainya. utilitas lainnya.

c. Aktivitas jasa pemeliharaan

28 of 64


Beban yang timbul dalam aktivitas ini antara lain adalah beban perbaikan dan pemeliharaan, beban utilitas, beban penimbunan, beban laboratorium pengujian, dan beban transportasi produk. Perlakuan akuntansi terhadap beban umum pengolahan Semua beban umum yang timbul dalam aktivitas pengolahan baik yang langsung berhubungan dengan aktivitas pengolahan maupun yang tidak langsung, diperlakukan sebagai beban operasi pengolahan yang dialokasikan menurut departemen atau unit kegiatannya masingmasing. Perlakuan akuntansi terhadap harga perolehan ATP. Pengeluaran ini merupakan pengeluaran modal: a. Harga perolehan ATP b. Pengeluaran untuk penggantian bagian suatu unit ATP yang menambah kapasitasnya, c. Nilai tunai dari pembayaran sewa guna dalam rangka capital lease,

d. Biaya bunga masa konstruksi atas dan pinjaman yang dipakai untuk pembangunan proyek

29 of 64


BAB VI AKUNTANSI TRANSPORTASI 1.

Definisi Transportasi

Transportasi adalah pengangkutan minyak ,entah dan produk (termasuk Liquified Natural Gas = LNG dan LPG) dengan kapal atau alat apung lain melalui laut dan atau sungai dari pelabuhan muat ke lokasi pelabuhan bongkar secara langsung maupun melalui sarana timbun apung. 2. Uraian Kegiatan Transportasi Transportasi melalui kapal atau alat apung lain meliputi kegiatan penerimaan, pengangkutan dan penyerahan muatan minyak mentah dan produk dari pelabuhan muat ke pelabuhan bongkar dengan menggunakan kapal milik, kapai sewa beli maupun kapal charter. 3. Jenis Beban Transportasi Beban transportasi meliputi beban-beban yang timbul dalam rangka kegiatan penerimaan, pengangkutan dan penyerahan minyak mentah dan produk dengan kapal atau alat apung lain yang meliputi: Beban pengoperasian kapal milik Vang terdiri dari : a. Beban yang terlibat dalam mempersiapkan pengoperasian kapal agar berada dalam keadaan laik laut dan siap beroperasi (running cost) yang meliputi bebanbeban : I. Jasa pengurusan kapal II. Pengawakan kapal III. Pengadaan proviand IV. Pengadaan material (perlengkapan) kapal V. Reparasi kapal (running repair) VI. Kerusakan yang ditimbulkan oleh kapal VII. Komunikasi kapal VIII. Asuransi kapal b. Beban untuk pengoperasian kapal dalam pelaksanaan pelayarannya (operating cost), yang meliputi beban-beban: I. Kepelabuhan (port charges & clearance) II. Air tawar kapal III. Keagenan kapal IV. Bahan bakar kapal (bunker) V. Bonus cargo tank cleaning VI. Uang harian ke luar negeri VII. Asuransi kapal

30 of 64


Beban pengoperasian kapal charter terdiri dari : a. Beban sewa kapal b. Beban operasi kapal dalam hal beban tersebut menjadi tanggungan dari pihak penyewa sesuai dengan kontrak. 4. Harga Perolehan Aktiva Tetap Transportasi Harga perolehan aktiva tetap transportasi pengangkut minyak mentah dan produk serta penunjangnya diperoleh dengan cara membangun sendiri dan beli langsung serta sewa guna modal (capital lease) yang meliputi perolehan kapal tanker dan kapal ringan. 5. Perlakuan Akuntansi terhadap Jenis Beban Transportasi dan Harga Perolehan Aktiva Tetap Transportasi Kegiatan transportasi minyak mentah dan produk meliputi kegiatan dalam rangka penerimaan, pengangkutan dan penyerahan minyak mentah dan produk dengan kapal atau alat apung lain dengan perlakuan akuntansi adalah sebagai berikut : a. Terhadap pengoperasian kapal milik, beban yang terjadi diperlakukan sebagai beban langsung selama periode operasi kapal. b. Perlakuan akuntansi terhadap kapal sewa (charter) sesuai dengan perjanjian dan kesepakatan sewa menyewa kapal (charter party) yang meliputi :

(i) Time charter Beban sewa dan operasi kapal yang didasarkan pada masa sewa dalam jangka waktu yang telah ditetapkan diperlakukan sebagai beban. (ii) Voyage charter Beban sewa yang didasarkan pada pengangkutan muatan tertentu dari pelabuhan muat ke pelabuhan bongkar diperlakukan sebagai beban sedangkan beban operasinya akan ditagih kembali kepada pemilik kapal. (iii) Bareboat charter Beban penyewaan kapal tanpa awak kapal dan beban operasinya untuk jangka waktu yang telah ditetapkan diperlakukan sebagai beban.

31 of 64


c. Perlakuan akuntansi terhadap harga perolehan aktiva tetap transportasi adalah sebagai berikut: I.

Kapal tanker dan/atau kapal ringan yang diperoleh dengan cara membangun sendiri dan/atau membeli langsung dikapitalisasi sebesar harga perolehan yang didasarkan pada satu kesatuan kapal termasuk perlengkapannya dalam kondisi kapal siap pakai. II. Kapal tanker yang diperoleh dengan cara sewa guna modal dikapitalisasi atas dasar nilai tunai (present value) dari seluruh jumlah angsuran yang dilakukan selama masa kontrak. III. Pengeluaran tambahan untuk memperoleh perlengkapan kapal di luar perlengkapan semula, dikapitalisasi sebagai kesatuan nilai kapal semula. IV. Pengeluaran yang terjadi sehubungan dengan perubahan umur ekonomis dan perubahan kapasitas kapal dikapitalisasi.

32 of 64


BAB VII AKUNTANSI PEMASARAN 1. Definisi Pemasaran Pemasaran adalah semua kegiatan yang berkaitan dengan penjualan minyak mentah, gas bumi dan produk kepada pemakai atau penyalur di dalam dan di luar negeri. 2. Uraian Kegiatan Pemasaran Kegiatan pemasaran meliputi pembekalan dalam negeri dan ekspor minyak mentah, gas bumi serta produk lainnya. a. Kegiatan penyediaan dan penjualan BBM dan Non BBM kepada pemakai dan penyalur dalam negeri, meliputi I. Analisa pasar II. Perencanaan penjualan dan pemakaian sendiri III. Pengadaan yang mencakup antara lain pencampuran dan pengisian produk ke dalam kemasan serta penyalurannya. IV. Pelaksanaan penjualan V. Penyuluhan, pengendalian mutu, pembinaan saluran penjualan dan promosi VI. Pemeliharaan sarana penjualan. b. Kegiatan penyediaan dan penjualan minyak mentah dan produk untuk diekspor, meliputi I. Analisa pasar II. Perencanaan kebutuhan penyediaan dan pemasaran minyak mentah dan produk untuk diekspor. III. Perencanaan pemenuhan kebutuhan para pembeli / caIon pembeli minyak mentah dan produk kilang. IV. Pengembangan pangsa pasar minyak mentah dan produk kilang. V. Penetapan harga/allowance/premium dan biaya administrasi. VI. Persiapan dan penyelesaian kontrak penjualan minyak mentah dan produk kilang. VII. Pengaturan jadwal pengapalan ekspor minyak mentah dan produk kilang serta pelaksanaannya. VIII. Pemberitahuan data pengapalan kepada pembeli IX. Pengawasan kualitas minyak mentah dan produk kilang yang diekspor. X. Penyiapan dan penyelesaian faktur. c. Kegiatan penyediaan dan penjualan gas yang meliputi I. Analisa pasar II. Perencanaan penjualan dan pemakaian sendiri III. Pengadaan yang mencakup antara lain pencampuran dan pengisian produk ke dalam kemasan serta penyalurannya. 33 of 64


IV. Pelaksanaan penjualan V. Penyuluhan, pengendalian mutu, pembinaan saluran penjualan dan promosi VI. Pemeliharaan sarana penjualan. 3.Jenis Beban Pemasaran Beban pemasaran menurut jenis produk dan lokasi adalah sebagai berikut : a. Untuk pemasaran produk kilang di dalam negeri meliputi I. Beban II. Beban III. Beban IV. Beban V. Beban VI. Beban VII. VIII. IX. Beban

pengadaan dan penyaluran fabrikasi dan pengemasan sarana pemasaran promosi penyuluhan jasa teknik Beban pengendalian mutu Beban penelitian dan pengembangan umum.

b. Beban pemasaran gas di dalam negeri, meliputi: I. Beban II. Beban III. Beban IV. Beban V. Beban

rumah pompa, kompresor dan booster stasiun pemanas pipa saluran gas telemetering lain-lain.

c. Beban pemasaran minyak mentah dan produk kilang yang diekspor ke luar negeri meliputi beban umum dalam rangka peningkatan pemasaran minyak dan produk kilang, penutupan kontrak dan beban administrasi lainnya. 4.Harga Perolehan Aktiva Tetap Pemasaran Aktiva tetap pemasaran merupakan sarana pemasaran dalam negeri. Biaya aktiva tetap tersebut meliputi harga perolehan: a. b. c. d. e. f. g. h.

Instalasi, depot, DPPU, SPBU Pipa saluran produk dan gas Sarana angkutan darat Sarana angkutan air Pabrik drum dan pabrik tabung LPG Rumah pompa, kompresor dan booster Stasiun pemanas Telemetering.

34 of 64


5.Perlakuan Akuntansi terhadap Beban Pemasaran dan Harga Perolehan Aktiva Tetap Pemasaran Perlakuan akuntansi terhadap beban pemasaran hasil produksi di dalarn dan di luar negeri serta biaya perolehan aktiva tetap adalah sebagai berikut : a. Semua beban pemasaran produk di dalarn negeri diperlakukan sebagai beban operasi pemasaran, sedang beban fabrikasi dan pengemasan termasuk dalam harga pokok produk. b. Semua beban pemasaran gas di dalam negeri diperlakukan sebagai beban operasi pemasaran. c. Semua beban pemasaran minyak mentah dan produk kilang ke luar negeri diperlakukan sebagai beban operasi pemasaran. d. Semua harga perolehan aktiva tetap dalam kegiatan pemasaran dikapitalisasi dan disusutkan sebagaimana mestinya

35 of 64


BAB VIII AKUNTANSI LAIN-LAIN Akuntansi lainnya terdiri dari : A. Akuntansi pelabuhan khusus

B. Akuntansi telekomunikasi C. Akuntansi kontrak bantuan teknis (TAC)

D. Akuntansi unitisasi E. Akuntansi pengurasan tahap kedua (secondary recovery) F. Akuntansi joint operation A. AKUNTANSI PELABUHAN KHUSUS 1.

Definisi Pelabuhan Khusus

Yang dimaksud dengan pelabuhan khusus adalah pelabuhan yang dimiliki dan dioperasikan PERTAMINA untuk menunjang operasi migas. 2.

Uraian Kegiatan Pelabuhan Khusus

Kegiatan pelabuhan khusus menyangkut kepelabuhanan, sarana kepelabuhan dan lindungan lingkungan. a. Kepelabuhanan, meliputi : I. Penyediaan sarana tambat II. Perencanaan, pelaksanaan dan pengendalian pembangunan serta penyelenggaraan pemeliharaan dan perbaikan pelabuhan. III. Pelaksanaan survai hidrografi untuk mendeteksi kedalaman alur IV. Pelaksanaan kegiatan test tanah (soil test dalam pembangunan atau pendirian fasilitas pelabuhan dan lindungan lingkungan V. Pengurusan dan pemprosesan perizinan kepelabuhan, antara lain pandu, izin berlayar dan lain-lain. b. Sarana pelabuhan, meliputi : I.

Pengadaan sarana kepil dan kapal ringan serta pengkoordinasian pelayaran terhadap olah gerak kapal di pelabuhan khusus II. Pemungutan uang jasa pelabuhan terhadap kapal yang menggunakan fasilitas pelabuhan khusus dan menyetorkan sebagian dari pungutan tersebut ke Perum Pelabuhan. 36 of 64


c. Lindungan lingkungan yaitu : I.

Pencegahan terhadap kemungkinan tertumpahnya minyak di perairan pelabuhan serta penanggulannya II. Pemungutan jasa lindungan lingkungan. 3.Jenis Beban Pelabuhan Khusus a. Untuk pelabuhan terdiri dari : I. Beban sewa perairan II. Beban dermaga III. Beban lain-lain. b.Untuk sarana pelabuhan terdiri dari : I. Beban II. Beban III. Beban IV. Beban V. Beban VI. Beban

labuh dan tambat kapal operasi kapal tunda operasi kapal tambat operasi kapal pengangkut anak buah kapal operasi tongkang air lain-lain.

c.Untuk lindungan lingkungan terdiri dari : I. Beban pencegahan tumpahan minyak II. Beban personil III. Beban lain-lain. 4.Harga Perolehan Aktiva Tetap Pelabuhan Khusus Biaya perolehan aktiva tetap pelabuhan khusus meliputi harga perolehan : a. b.

Fasilitas dan perlengkapan pelabuhan. Fasilitas perlengkapan lindungan lingkungan.

5.Perlakuan Akuntansi terhadap Jenis Beban dan Harga Perolehan Aktiva Tetap Pelabuhan Khusus Kegiatan pelabuhan khusus meliputi semua kegiatan pelabuhan yang dimiliki dan dioperasikan PERTAMINA untuk menunjang operasi migas dan aktiva lainnya. Perlakuan akuntansi yang menyangkut kegiatan ini adalah sebagai berikut :

a.

Semua beban yang timbul dalam pengelolaan kepelabuhan, sarana pelabuhan dan lindungan lingkungan diperlakukan sebagai beban operasi pelabuhan khusus. 37 of 64


b.

Semua harga perolehan fasilitas dan perlengkapan pelabuhan khusus dan lindungan lingkungan dikapitalisasi dan disusutkan sebagaimana mestinya.

B. AKUNTANSI TELEKOMUNIKASI 1.Definisi Telekomunikasi Yang dimaksud telekomunikasi adalah seluruh jaringan serta perangkat komunikasi dengan radio, telepon, telex facsimile guna menunjang operasi PERTAMINA. 2.Uraian Kegiatan Telekomunikasi Telekomunikasi meliputi semua kegiatan perencanaan, pengadaan, pengelolaan, pembinaan dan pengawasan yang berkaitan dengan data atau informasi dalam berbagai bentuk seperti voice, naskah, gambar, data komputer, dan data navigasi dengan menggunakan berbagai sarana telekomunikasi. 3.Jenis Beban Telekomunikasi Beban telekomunikasi metiputi semua beban dalam rangka kegiatan komunikasi guna menunjang operasi PERTAMINA yang terdiri dari : a. b.

Beban sewa saluran (leased channal) Beban izin komunikasi dan hak penyelenggaraan

c.

Beban sambungan/pemasangan/pemindahan saluran

d.

Beban pelangganan saluran telepon instansi di luar PERTAMINA yang menunjang operasi PERTAMINA

e.

Beban lain-lain.

4.Harga Perolehan Aktiva Tetap Telekomunikasi Biaya perolehan aktiva tetap telekomunikasi meliputi harga perolehan fasilitas dan perlengkapan telekomunikasi. 5.Perlakuan Akuntansi Terhadap, Jenis Beban dan Harga Perolehan Aktiva Tetap Telekomunikasi a. b.

Beban telekomunikasi. Semua beban yang timbul dalam pengoperasian telekomunikasi diperlakukan sebagai beban operasi telekomunikasi. Harga perolehan aktiva tetap telekomunikasi. Semua biaya perolehan aktiva tetap telekomunikasi dikapitalisasi dan disusutkan sebagaimana mestinya, kecuali aktiva tetap telekomunikasi yang diserahkan ke Perumtel yang dibukukan sebagai aktiva lain-lain (biaya yang ditangguhkan).

38 of 64


C. STANDAR AKUNTANSI KONTRAK BANTUAN TEKNIS (TECHNICAL ASSISTANCE CONTRACT = TAC) 1.Definisi Kontrak Bantuan Teknis Kontrak bantuan teknis merupakan suatu behtuk hubungan kerja, antara dua atau lebih perusahaan minyak, di mana pihak pertama memiliki lapangan minyak untuk dikembangkan dan pihak kedua berjanji untuk menyediakan dana dan jasa guna merehabilitasi dan mengembangkan lapangan tersebut dengan menanggung seluruh biaya pengelolaan untuk meningkatkan produksi lapangan. Pihak yang menyediakan dana dan jasa akan memperoleh bagian dari pertambahan produksi tersebut sesuai kontrak. 2.Uraian Kegiatan Kontrak Bantuan Teknis. Kegiatan kontrak bantuan teknis meliputi kegiatan rehabilitasi, pengembangan dan produksi. Tugas dan kegiatan pihak yang memiliki lapangan adalah sebagai berikut:

a. Menyerahkan lapangan yang akan direhabilitasi dan dikembangkan untuk dikeloia oleh pihak pemberi dana dan jasa. b. Mengendalikan pelaksanaan pengelolaan lapangan tersebut. c. Memeriksa, meneliti, dan menyetujui beban pengelolaan lapangan tersebut sebagai

pengurang dari tambahan hasil produksi (cost recovery). Tugas dan kegiatan pihak yang menyediakan dana dan jasa adalah sebagai berikut: (i) Mengelola rehabilitasi dan mengembangkan lapangan untuk menghasilkan produksi yang melebihi produksi lapangan sebelum direhabilitasikan dan dikembangkan. (ii) Memperhitungkan biaya pengelolaan lapangan tersebut sebagai biaya produksi yang harus dipulihkan (cost recovery) oleh pihak pemilik lapangan sesuai kontrak.

3.Jenis Biaya dan Beban Kontrak Bantuan Teknis Biaya dan beban kontrak bantuan teknis meliputi biaya pengembangan dan beban produksi. Jenis biaya pengembangan dan beban produksi telah diatur sebelumnya dalam akuntansi pengembangan dan produksi. 4.Perlakuan Akuntansi Terhadap Jenis Biaya dan Beban Kontrak Bantuan Teknis Biaya pengembangan dan beban produksi yang timbul dalam pengelolaan tersebut masingmasing diperlakukan sebagai biaya yang dikapitalisasi dan sebagai beban.

39 of 64


D.STANDAR AKUNTANSI UNITISASI 1.Definisi Unitisasi Unitisasi adalah bentuk kerja sama antara dua atau lebih perusahaan minyak untuk mengusahakan pengembangan dan produksi dua atau lebih lapangan minyak dan gas bumi yang secara geologis berdekatan dengan menanggung biaya dan membagi produksinya sesuai dengan perjanjian. Dalam operasi unitisasi pada umumnya terkait suatu kerja sama antara perusahaan yang bertindak sebagai operator dan non operator. Perusahaan operator adalah perusahaan yang melaksanakan operasi unitisasi, sedang perusahaan non operator adalah peserta lain dalam unitisasi yang tidak ikut dalam pelaksanaan operasi unitisasi. 2.Uraian Kegiatan Unitisasi Unitisasi meliputi kegiatan pengernbangan dan produksi. Dalam unitisasi terkait kerja sama antara perusahaan yang berfungsi sebagai operator dan perusahaan yang, berfungsi sebagai non operator. a.

Tugas dan kegiatan perusahaan operator adalah sebagai berikut: I.

Membiayai sebagian dari biaya operasi sesuai dengan kesepakatan yang dinyatakan dalam perjanjian. II. Melaksanakan operasi yang meliputi kegiatan pengembangan dan produksi lapangan. III. Menerima sebagian biaya operasi dari perusahaan non operator untuk membiayai operasi sesuai perjanjian. IV. memberikan pertanggungjawaban atas pengeluaran biaya operasi yang menjadi bagian perusahaan non operator. b. Perusahaan non operator wajib rnenyerahkan uang/barang/jasa untuk membiayai sebagian dari operasi kepada perusahaan operator sesuai dengan kesepakatan yang dinyatakan dalam perjanjian. 3.Jenis Biaya dan Beban Unititas Biaya dan beban unitisasi meliputi biaya pengernbangan dan beban produksi. Jenis biaya pengembangan dan beban produksi telah diatur sebelumnya dalam standar akuntansi pengembangan dan standar akuntansi produksi. 4.Perlakuan Akuntansi Terhadap Jenis Biaya dan Beban Unitisasi Biaya dan beban yang timbul dari pengelolaan unitisasi dibagi sesuai dengan kesepakatan bersama antara perusahaan operator dan non operator. Perlakuan akuntansi terhadap biaya dan beban yang menjadi tanggungan masingmasing perusahaan dicatat sesuai dengan kebijakan akuntansi perusahaan yang

40 of 64


bersangkutan. Pada umumnya biaya pengembangan pengeluaran untuk produksi diperlakukan sebagai beban.

dikapitalisasi

sedangkan

E.AKUNTANSI KONTRAK PENGURASAN TAHAP KEDUA 1. Definisi Pengurasan Tahap Kedua (secondaryrecoveries) Pengurasan tahap kedua merupakan metode pengurasan minyak dan gas bumi dengan menginduksikan suatu tenaga dorongan buatan ke dalam formasi untuk meningkatkan produksi di atas tingkat produksi yang dapat dicapai dengan cara pengurasan tahap pertama. Pengurasan tahap kedua dapat dilaksanakan sendiri atau dalam bentuk kontrak dengan pihak lain. Sub bab ini hanya mengatur pegurasan tahap kedua yang dilaksanakan dalam bentuk kontrak.

Pengurasan tahap kedua yang dilakukan sendiri telah diatur dalam bab akuntansi produksi.

2.Uraian Kegiatan Pengurasan Tahap Kedua Kontrak pengurasan tahap kedua mengatur tugas dan kewajiban sebagai berikut : a. Tugas dan kewajiban perusahaan yang memiliki lapangan minyak dan gas bumi adalah sebagai berikut : I.

Menyerahkan kegiatan pengembangan dan produksi lapangan minyak dan gas bumi tua kepada pihak yang akan mengusahakan pengurasan tahap kedua. II. Melaksanakan pengendalian biaya-biaya yang terjadi dalam operasi pengurasan tahap kedua yang dikeluarkan oleh pihak yang melaksanakannya. III. Membiayai sebagian dari biaya operasi sesuai dengan kesepakatan yang dinyatakan dalam kontrak, jika pihak pemilik lapangan minyak dan gas bumi turut berperan serta dalam operasi tersebut. b. Tugas dan kewajiban perusahaan yang melaksanakan pengurasan tahap kedua adalah sebagai berikut : I.

Melaksanakan pekerjaan pengembangan lapangan minyak dan gas bumi yang meliputi pemboran kembali guna menilai tingkat ekonomis kandungan hydrocarbon. 41 of 64


II. Melaksanakan pengurasan (produksi) minyak dan gas bumi ke permukaan bumi. III. Memberikan pertanggungjawaban atas biaya-biaya yang telah dikeluarkan kepada pemilik lapangan minyak dan gas bumi. 3.Jenis Biaya dan Beban Pengurasan Taha p Kedua Biaya dan beban pengurasan tahap kedua meliputi biaya pengembangan dan beban produksi. Jenis-jenis biaya dan beban adalah sama seperti yang dirinci dalam standar akuntansi pengembangan dan produksi. 4.Perlakuan Akuntansi Terhadap Jenis Biaya dan Beban Pengurasan Tahap Kedua Perlakuan akuntansi terhadap biaya pengembangan dan beban produksi yang timbul dalam operasi pengurasan tahap kedua masingmasing diperlakukan sebagai biaya yang dikapitalisasi dan sebagai beban.

F.AKUNTANSI JOINT OPERATION 1.Definisi Joint Operation Joint operation adalah suatu bentuk kerja sama permodalan antara dua atau lebih perusahaan minyak untuk mengusahakan eksplorasi, pengembangan dan produksi suatu wilayah kerja pertambangan minyak dan gas bumi, dengan menanggung biaya dan produksinya sesuai dengan kontrak. 2.Uraian Kegiatan Joint Operation Joint operation dimaksudkan untuk mengurangi resiko perusahaan-perusahaan yang mengadakan kerja sama.

dan

menekan

biaya

Joint operation meliputi kegiatan eksplorasi, pengembangan dan produksi. Dalam joint operation terkait kerja sama antar perusahaan yang berfungsi sebagai pengelola suatu wilayah pertambangan (operator) dengan perusahaan lain yang ikut dalam penyertaan (non operator). Kerja sama tersebut, dapat terjadi dalam berbagai bentuk joint operation antara lain Joint Operating Agreement (JOA) dan Joint Operating Body (JOB). Dalam hal JOA, PERTAMINA bertindak sebagai non operator sedangkan kontraktor asing bertindak sebagai operator. Dalam JOB, PERTAMINA sebagai operator dan kontraktor asing sebagai non operator. Tugas dan kewajiban operator adalah sebagai berikut : a.

Berperan serta membiayai sebagian dari biaya operasi dalam pengelolaan kegiatan eksplorasi, pengembangan dan produksi suatu wilayah pertambangan. 42 of 64


b.

Melaksanakan pengelolaan suatu wilayah kerja pertambangan yang meliputi kegiatan eksplorasi, pengembangan dan produksi.

c.

Menerima dari dan mempertanggungjawabkan bagiannya atas biaya operasi pengelolaan wilayah pertambangan tersebut kepada non operator.

Perusahaan non operator berkewajiban menyerahkan uang/jasa untuk membiayai sebagian dari operasi pengelolaan wilayah pertambangan tersebut di atas sesuai perjanjian. 3.Jenis Biaya dan Beban Joint Operation Jenis biaya dan beban joint operation meliputi : a. b. c.

Biaya dan beban eksplorasi Biaya pengembangan Beban produksi.

4.Perlakuan Akuntansi Terhadap Jenis Biaya dan Beban Joint Operation. Biaya dan beban yang timbul dalam rangka pengelolaan wilayah kerja pertambangan dari joint operation dibagi sesuai dengan kesepakatan bersama antara perusahaan operator dan non operator. Perlakuan akuntansi terhadap biaya dan beban tersebut yang menjadi tanggungan masingmasing perusahaan dicatat sesuai dengan kebijakan akuntansi perusahaan yang bersangkutan.

Pada umumnya pengeluaran eksplo rasi dikapitalisasi atau diperlakukan sebagai beban, biaya pengembangan dikapitalisasi dan pengeluaran untuk produksi diperlakukan sebagai beban.

43 of 64


BAB IX TANGGAL BERLAKU Pernyataan ini berlaku efektif selambat-lambatnya untuk penyusunan laporan keuangan mulai tahun buku yang berakhir pada tanggal 31 Maret 1991.

44 of 64


Lampiran 1 SEJARAH PERMINYAKAN DI INDONESIA

1. Sebelum Tahun 1971 a. Zaman penjajahan Hindia Belanda sebelum tahun 1941 Gagasan untuk menambang minyak dan gas bumi di Indonesia muncul sejak ditemukannya cadangan minyak pada tahun 1885 di Telaga Said Sumatera Utara oleh A.J. Zijlker, seorang pengusaha perkebunan berkebangsaan Belanda. Untuk mengatur penambangan minyak dan gas bumi di Indonesia, Pemerintah Hindia Belanda pada tahun 1899 mengeluarkan undang-undang yang disebut sebagai lndische Mijn Wet dan diumumkan dalam Staatsblad Nomor 214 tahun 1899. Dalam undang-undang tersebut, pengusahaan dan penambangan diatur menurut wilayah konsesi penambangan. Pola kerja sama dalam undang-undang tersebut di dasarkan pada pengakuan hak individual secara menonjol. Peta pembagian wilayah konsesi penambangan di Indonesia sampai dengan tahun 1941 adalah sebagai berikut: I.

Wilayah konsesi dari Bataafsche Petroleum Maatschapplj (BPM) dan Caltex terletak di daerah Sumatera Bagian Utara dan Tengah. II. Wilayah konsesi Nederlansch lndische Ardolie MU (NIAM) terletak di daerah Jambi. III. Wilayah konsesi Standard Vacuum Petroleum Maatschappij (SVPM) dan BPM terletak di daerah Sumatera Bagian Selatan. IV. Wilayah konsesi BPM terletak di daerah Jawa Timur dan Cepu. V. Wilayah konsesi NIAM terletak di daerah Kalimantan Timur. VI. Wilayah konsesi Nederlansche Nieuw Guinea Petroleum Maatschappij (NNGPM) terletak di daerah lrian Jaya. b. Zaman Pendudukan Jepang Tahun 1441 - 1945. Selama pendudukan Jepang, kegiatan pengusahaan minyak dan gas bumi oleh perusahaan-perusahaan tersebut di atas terhenti, karena semua ladang minyak diambil alih oleh Jepang yang kemudian melanjutkan operasi dari sebagian besar ladang minyak tersebut. c. Zaman Indonesia Merdeka Pemerintah Indonesia mengambil alih pengusahaan minyak dan gas bumi dengan membentuk tiga badan pengelola yaitu:

45 of 64


I.

Perusahaan Tambang Minyak Nasional Republik Indonesia (PTMNRI) untuk wilayah Sumatera Utara II. Perusahaan Minyak Republik Indonesia (PERMIRI) untuk wilayah Sumatera Selatan. III. Perusahaan Tambang Minyak Nasional (PTMN) untuk wilayah Jawa Timur. Dengan berdirinya Republik Indonesia Serikat (RIS) pada tanggal 19 Desember 1949, terjadi perubahan wilayah konsesi penambangan di Indonesia, yaitu: PTMNRI untuk wilayah Sumatera Utara, CALTEX untuk wilayah Riau daratan, BPM & STANVAC untuk wilayah Sumatera Selatan, BPM & PTMN untuk wilayah Jawa Timur. Selama periode 1951 sampai dengan 1959 terjadi perubahan sebagai berikut:

I.

PTMNRI diganti menjadi Perusahaan Tambang Minyak Republik Indonesia (PTMRI) tahun 1951. II. PTMRI kemudian diganti menjadi Perusahaan Tambang Minyak Sumatera Utara (TMSU) tahun 1954. III. Pada tanggal 10 Desember 1957 TMSU dibubarkan dan diganti menjadi PT Perusahaan Minyak Nasional (PT Permina) tanggal tersebut kemudian dijadikan sebagai tanggal berdirinya PERTAMINA. IV. Pemerintah RI membeli NIAM dan diganti menjadi PT Pertambangan Minyak Indonesia (PT Permindo) pada tahun 1959. Pengusahaan minyak dan gas bumi di Indonesia telah diatur dalam pasal 33 ayat (2) dan (3) UndangUndang Dasar (UDD) 1945. Karena pada waktu itu belum ada undang-undang yang mengatur maka, meskipun tidak sesuai dengan UUD 1945, cara konsesi masih diberlakukan sampai dengan tahun 1959. Pada tahun 1960 dikeluarkan Peraturan Pemerintah (PP) No. 19 pengganti undang-undang tentang Perusahaan Negara. Badan usaha ini merupakan pengelola bidang-bidang produksi tertentu yang harus dikuasai negara. Selanjutnya dikeluarkan Undang-undang (UU) Nomor 4 tahun 1960 tentang Pertambangan Minyak dan Gas Bumi, di mana antara lain diatur. Pasal (1) - bahan galian minyak dan gas bumi merupakan kekayaan nasional yang harus dikuasai oleh negara. Pasal (3) - pengusahaannya Perusahaan Negara.

hanya

oleh

negara

yang

dilaksanakan

oleh

Pasal (5) - kontraktor hanyalah pihak yang bekerja untuk membantu Perusahaan Negara dan menerima imbalan untuk hasil kerja tersebut.

46 of 64


Sejak berlakunya Undang Undang Nomor 44 Tahun 1960 praktis lndishce Mijn Wet tidak berlaku lagi di Indonesia. Pada waktu itu di Indonesia terdapat tiga perusahaan besar: I.

PT Shell Indonesia yang beroperasi di daerah sekitar Balikpapan dan Piaju. II. PT Caltex Pasific Indonesia (PT CPI) yang beroperasi di daerah Riau Daratan. III. PT Stanvac Indonesia (PTSI) yang beroperasi di Sumatra Selatan dan Riau Daratan. Pada tahun 1961 pemerintah mendirikan tiga perusahaan yaitu: I.

Perusahaan Negara Pertambangan Minyak Indonesia (PN Pertamina) dengan daerah operasi Sumatra Selatan dan Riau Daratan. II. Perusahaan Negara Pertambangan Minyak dan Gas Nasional (PN Permigan) yang mempunyai daerah operasi di Jawa Timur/Cepu. III. Perusahaan Negara Pertambangan Minyak Nasional (PN Permina) yang mempunyai daerah operasi di Sumatra Utara. PN Pertamina pada tahun 1963 menandatangani perjanjian Kontrak Karya (KK = Contract of work) dengan PT CPI sedangkan PN Perniagaan menandatangani kontrak yang serupa dengan PTSI. Pada tahun 1965 PN Perniagaan dibubarkan dan daerahnya diserahkan kepada PN Pertamina dan PN Permina. Di lain pihak tugas pembekalan bahan bakar minyak (BBM) dalam negeri ditangani oleh PN Pertamin sedangkan pemasaran luar negeri oleh PN Permina. Berhubung perjanjian KK kurang sesuai dengan semangat UUD 1945 dan hasiinya kurang memuaskan maka sejak tahun 1963 kerja sama dengan kontraktor asing diatur dengan Kontrak Bagi Hasil (KBH = Production Sharing Contract). Pada tahun 1968 keluar PP Nomor 27 yang isinya melebur PN Pertamina dan PN Permina menjadi PN Pertamina.

2. Sesudah Tahun 1971 Pada tahun 1971 lahirlah UU Nomor 8 yang memberikan bentuk khusus kepada PN Pertamina. Dengan adanya undang-undang ini PN Pertamina menjadi PERTAMINA. UU Nomor 8 ini terdiri dari 14 bab yaitu: Ketentuan umum, Ketentuan Pendirian, Tujuan dan Lapangan Usaha, Modal, Kuasa Pertambangan, Tugas dan Kewajiban Perusahaan, Dewan Komisaris Pemerintah, Direksi, Tahun Buku, Anggaran Perusahaan, Laporan Perhitungan Tahunan, Pembubaran, Ketentuan Peralihan, dan Ketentuan Penutup. Mengenai undang-undang ini akan dibahas lebih lanjut dalam Lampiran 2. Mengingat perkembangan harga minyak yang meningkat pada tahun 1974 maka pemerintah mengadakan perubahan atas kewajiban kontraktor. Pembagian dari Net Operating Income KK sebesar 60 : 40 untuk keuntungan pemerintah dan pembagian dari hasil produksi dikurangi biaya 47 of 64


operasi KBH sebesar 65 : 35 untuk keuntungan pemerintah berubah menjadi : pembagian dari lima dollar pertama (base price) tetap seperti semula, sedangkan selebihnya dibagi 85 : 15 untuk keuntungan pemerintah. Perubahan ini kemudian kita kenal sebagai New Deal. Pada tahun 1976 diadakan lagi perubahan-perubahan yang pada umumnya lebih menguntungkan Indonesia yaitu dihapuskannya base price dan pembagian antara Pemerintah dengan kontraktor menjadi 85 : 15 yang kemudian dikenal sebagai New Term. Sedangkan Pembagian yang menyangkut gas tidak mengalami perubahan yaitu tetap 65 : 35. Di dalam bagian Pemerintah Indonesia ini sudah termasuk kewajiban pajak dan pungutan lain dari kontraktor. Dengan berakhirnya KK pada tanggal 27 Nopember 1983, pembagian keuntungan khusus untuk Caltex berubah menjadi KBH dengan pembagian keuntungan 88 : 12. Bentuk kerja sama antara PERTAMINA dengan kontraktor asing adalah sebagai berikut :

a. Kontrak Karya Hanya tiga perusahaan yang pernah terikat dengan kontrak ini yaitu PT CPI, PT SI dan PT Calasiatic & Topco (C&T). Dalam kontrak ini pembagian didasarkan pada keuntungan, sedangkan manajemen dan pemilikan assets berada di tangan kontraktor. Kontrak dengan PT. SI akan berakhir tahun 1992, sedangkan kontrak dengan PT C&T akan berakhir tahun 2001. b. Kontrak Bagi Hasil Ciri yang menonjol dari kontrak jenis ini adalah manajemen dan pemilikan assets berada di tangan PERTAMINA, serta yang dibagi adalah produksi setelah dikurangi biaya operasi. c. Kontrak Lainnya

48 of 64


Selain dari kedua bentuk kontrak tersebut di atas juga dikenal bentuk-bentuk kontrak sebagai berikut: I.

Kontrak Unitisasi. Kontrak ini dilakukan dalam bentuk kerja sama antara dua atau lebih perusahaan minyak untuk mengusahakan pengembangan dan produksi lapangan minyak dan gas bumi yang secara geologis berdekatan dengan menanggung biaya dan membagi produksi sesuai dengan perjanjian. II. Kontrak Bantuan Teknis (Technical Assistance Contract = TAC). Ciri yang menonjol dari kontrak ini adalah usaha untuk meningkatkan produksi sumur tua milik PERTAMINA yang sudah menurun. Kontraktor melakukan semua kegiatan dan menanggung seluruh biayanya. Produksi minyak yang melebihi produksi semula dibagi antara PERTAMINA dan kontraktor setelah memperhitungkan biaya produksi dan pembagiannya berdasarkan ketentuan KBH. I.

Perianjian Operasi Bersama (Joint Operotion Agreement). Merupakan suatu bentuk kerja sama permodalan antara dua atau lebih perusahaan minyak untuk mengusahakan eksplorasi, pengembangan dan produksi suatu wilayah kerja pertambangan minyak dan gas bumi, dengan menanggung biaya dan produksinya sesuai dengan ketentuan kontrak. II. Kontrak Secondary Recovery (Secrec ). Merupakan suatu bentuk kontrak pengurasan tahap kedua atas lapangan minyak dan gas bumi dengan menginduksikan suatu tenaga dorongan buatan ke dalam formasi untuk meningkatkan produksi di atas tingkat produksi yang dapat dicapai dengan cara pengurasaan tahap pertama. III. Perjanjian Pinjaman (Loan Agreement). Ciri khusus dari jenis kontrak ini adalah bahwa PERTAMINA meminjam uang dari pihak asing untuk melakukan eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas di dalam wilayah kerja PERTAMINA. Bila PERTAMINA tidak berhasil menemukan minyak dan gas bumi di wilayah tersebut, maka PERTAMINA dibebaskan dari kewajiban mengembalikan hutangnya. Tetapi apabila berhasil, PERTAMINA berkewajiban mengembalikan hutang, bunga dan premi secara berangsur untuk jangka waktu tertentu dalam bentuk minyak. Pajak dari badan yang memberi pinjaman menjadi tanggungan PERTAMINA. 3. Perkembangan Akuntansi Perminyakan di Indonesia a. Akuntansi perminyakan adalah akuntansi perusahaan minyak yang meliputi akuntansi untuk : I. Mencari dan mengembangkan cadangan minyak dan gas bumi. II. Menaikkan minyak dan gas bumi ke permukaan bumi. III. Mengangkut minyak dan gas bumi ke kilang atau terminal penyerahan lainnya. IV. Mengolah minyak dan gas bumi menjadi hasil minyak dan gas serta mengolah lebih lanjut untuk menghasilkan bahan kimia dari hidrokarbon dan bahan setengah jadi lainnya (petrokimia). V. Mengangkut dan memasarkan hasil minyak, gas dan bahan kimia ke sarana pemasaran dan / atau langsung ke konsumen, dan 49 of 64


VI. Melakukan kegiatan lainnya yang menunjang perusahaan minyak. VII. Perkembangan akuntansi perminyakan di Indonesia dapat ditelusuri baik dari jalur perusahaan minyak asing maupun dari jalur perusahaan minyak negara. Perusahaan minyak asing Akuntansi perminyakan di Indonesia pada mulanya dilakukan oleh perusahaanperusahaan minyak asing yang beroperasi di wilayah Hindia Belanda. Perusahaanperusahaan ini pada umumnya merupakan afiliasi dari perusahaan minyak raksasa internasional. Sebelum kemerdekaan, ada tiga kelompok besar perusahaan minyak asing yang beroperasi di wilayah Hindia Belanda. Kelompok pertama adalah perusahaan Royal Dutch Shell yang merupakan penggabungan dari Royal Petroleum Company atau De Koninklijke Nederlandsche Petroleum Maatschappij dan Shell Transport and Trading Company (1907). Kelompok ini membentuk Perusahaan afiliasi BPM, perusahaan afiliasi Asiatic Petroleum dan perusahaan afiliasi Anglo Saxon Petroleum Company.

BPM melakukan operasi eksplorasi dan produksi di daerah-daerah Langkat, Sumatra Utara (lapangan Telaga Said dan Perlak), Kalimantan Timur (lapangan Sanga-sanga, Tarakan, Samboja, Bunyu, Tanjung), Jawa (lapangan Cepu), operasi pipa penyalur minyak dari lapangan Perlak ke Pangkalan Brandan dan operasi pengolahan di kilang-kilang Pangkalan Brandan, Balikpapan dan Plaju.

Usaha pemasaran dilakukan oleh perusahaan afiliasi Asiatic Petroleum dan usaha pengangkutan minyak dilakukan oleh perusahaan afiliasi Anglo Saxon Petroleum Company. Untuk pengelolaan operasi yang tersebar di berbagai daerah yang luas ini, BPM membentuk 5 unit pusat administrasi yaitu di Pangkalan Brandan, Plaju, Cepu, Balikpapan dan Tarakan.

Kelompok kedua adalah NV. SVPM, yang kemudian dikenal STANVAC, yang merupakan gabungan antara perusahaan Nederlandsche Koloniale Petroleum Maatschappij (NKPM) dengan perusahaan Standard Oil of New Jersey pada tahun 1933. Kelompok ini beroperasi di Sumatra bagian tengah dan selatan (lapangan Talang Akar, Sago, Ukui, Andan, sungai Pulai, Keruh di Lirik). Di Pulau Jawa STANVAC menemukan minyak di lapangan-lapangan dekat Cepu yakni Trembul, Lusi dan Pilang Bango. STANVAC juga mendirikan kilang di sungai Gerong.

Kelompok ketiga adalah NV Caltex Pacific Petroleum Maatschappij yang merupakan gabungan usaha antara NV Nederlandsche Pacific Petroleum Maatschappij (NPPM), 50 of 64


yang merupakan anak perusahaan dari Standard Oil Company of Califomia (SOCAL) dengan Texas Oil Company (TEXACO) pada tahun 1936. Kelompok ini beroperasi di Sumatra bagian tengah (Blok Rokan, lapangan sebanga, Duri, Minas). Ketiga kelompok usaha di atas juga melakukan pemasaran BBM di dalam negeri yang meliputi pengadaan, penyimpanan dan distribusi dengan tujuan utama mencari keuntungan. Di samping ketiga kelompok perusahaan minyak asing tersebut terdapat perusahaan minvak asing yang beroperasi di Daerah lrian Barat (Nederiands Nieuw Guinea), yakni NNGPM yang merupakan usaha patungan dari BPM, Stanvac dan Far Pacific Investment Coy (mewakili saham Caltex). Perusahaan ini melanjutkan usaha BPM dengan mengadalian eksplorasi daerah konsesi "Nieuw Guinea Block".

Setelah Indonesia merdeka, beberapa peraturan perundangan yang dikeluarkan pemerintah di bidang perminyakan mempengaruhi praktik akuntansi perusahaan minyak asing yang beroperasi di Indonesia ini. Beberapa kebijakan pemerintah yang mempengaruhi praktik akuntansi ini antara lain:

I. Pembatasan harga jual BBM di dalam negeri (1958) II. Kewajiban prorata (1962) III. Subsidi dan upah pembekalan BBM dalam negeri (1963) IV. Kontrak Karya dengan tata cara ekspor minyak mentah, impor dan ekspor barang operasi, reparasi peralatan di luar negeri, pengalihan barang milik yang tidak digunakan lagi dalam operasi perminyakan, pembagian keuntungan antara pemerintah dan perusahaan minyak asing (1963). Pada tahun 1964, PN Permina menandatangani perjanjian dengan Refining Associates of Canada, Ltd. (REFICAN), yang merupakan perusahaan minyak asing pertama yang bekerja sama berdasarkan prinsip bagi hasil. Perusahaan perusahaan minyak asing lainnya kemudian mengikuti jejak REFICAN dengan menandatangani kontrak bagi hasil. Bagi perusahaan-perusahaan minyak asing ini, usahanya di Indonesia bersifat perluasan geografis dan merupakan bagian dari operasi intemasionalnya. Aspek akuntansi bagi perusahaan-perusahaan ini adalah: I. Penjualan atau pemindahan hak usaha pertambangan di Indonesia kepada pihak lain, dalam hal usaha tersebut menghasilkan produksi komersil. II. Penjabaran transaksi yang dilakukan dalam mata uang lain selain mata uang yang dipakai untuk akuntansi. III. Sifat dari hak dipengaruhi oleh usaha pertambangan yang dimiliki. IV. Peraturan-peraturan perundangan Hindia Belanda atau Indonesia, termasuk di sini klausul-klausul dalam kontrak yang mendasari hak usaha pertambangan perusahaan tersebut. Penetapan harga dan biaya, baik

51 of 64


operasional maupun modal serta penyajian laporan keuangan perusahaan minyak asing tersebut. Dengan demikian pada jalur perusahaan minyak asing yang beroperasi di Indonesia, akuntansi perminyakannya menunjukan ciri-ciri sebagai berikut: I. Sebagai perusahaan afiliasi, pada umumnya mereka memakai sistem akuntansi yang telah digariskan dalam pedoman akuntansi perusahaan induknya, serta kebijakan akuntansi khusus untuk transaksi dan pelaporan dalam mata uang yang berbeda dengan mata uang perusahaan induknya. II. Sistem akuntansi harus mempersiapkan berbagai laporan yang diwajibkan oleh peraturan perundangan di Indonesia, seperti program kerja dan anggaran, produksi, biaya yang boleh diminta kembali, keuntungan untuk dibagi, kewajiban pembekalan dalam negeri, pajak penghasilan, pajak atas bunga dividen dan royalti, dan lainnya beserta segala dasar perhitungan. III. Peraturan perundangan Indonesia juga membawa dampak terhadap beberapa transaksi yang berwujud dalam penetapan harga dan biaya serta penyajian laporan keuangan yang merupakan bagian dari operasi internasional perusahaan induk. Perusahaan minyak negara Pada jalur perusahaan minyak negara, kita melihat bahwa kebijakan dan praktik akuntansi yang berlaku dewasa ini merupakan hasil evolusi sejarah PERTAMINA. Harta benda beserta sistem akuntansi dari berbagai perusahaan minyak asing dibeli oleh Permina yang kemudian bergabung dengan perusahaan minyak negara lainnya menjadi PERTAMINA. Usaha penyeragaman yang dilakukan kemudian banyak mengambil praktik-praktik akuntansi kontinental Eropa (sistem Shell) dengan menambahkan beberapa praktek akuntansi Amerika sejak permulaan tahun enam puluhan. Selanjutnya setelah itu tejadi beberapa perubahan dalam akuntansi sebagaimana yang ditampung dalam peraturan perundangan nasional mengenai industri perminyakan. Kebijakan dan praktik akuntansi yang ditimbulkannya kemudian menyatu menjadi sistem akuntansi PERTAMINA, walaupun proses integrasi akuntansi ini masih berkelanjutan. Sesuai dengan Undang-undang, tujuan PERTAMINA adatah: "..... membangun dan melaksanakan pengusahaan minyak dan gas bumi dalam arti seluas-tuasnya untuk sebesar-besar kemakmuran rakyat dan Negara serta menciptakan Ketahanan Nasional" (Pasal 5, Bab III Undang-undang PERTAMINA).

Untuk mewujudkan pertanggungjawaban PERTAMINA dalam usahanya mencapai tujuan ini kepada pemerintah Direksi PERTAMINA melakukan hal-hal sebagai berikut:

I. Menyusun anggaran tahunan dan meminta persetujuan kepada Dewan Komisaris Pemerintah PERTAMINA (KPP). 52 of 64


II. Menyajikan laporan triwulan mengenai pelaksanaan anggaran dan kegiatan penting mengenai pelaksanaan anggaran dan kegiatan penting tainnya kepada DKPP. III. Menyajikan laporan keuangan tahunan (sekurang-kurangnya Neraca dan Laporan Laba Rugi) kepada DKPP baik yang belum diaudit maupun yang telah diaudit BPKP. Untuk memudahkan pengelolaan usaha serta pertanggungjawabannnya, telah disusun berbagai pedoman antara lain Pedoman Anggaran, Pedoman Akuntansi, Pedoman Perhitungan Kewajiban Kepada Pemerintah, Pedoman Perhitungan Biaya Pokok BBM, Quantity Accounting Manual, dan Pedoman Perbendaharaan. PERTAMINA sebagai BUMN Vang merupakan agen pembangunan, meskipun merupakan suatu kesatuan ekonomi, menggunakan sistem akuntansi dengan dua sifat dasar yaitu: (i) Sebagai pengemban misi pembekalan BBM dalam negeri dengan beberapa ciri seperti: § Operasi secara impas (break-even) dengan akibat tejadinya subsidi BBM atau Laba Bersih Minyak (LBM). § Prorata yang mempengaruhi rekening pembelian dan persediaan minyak. § Penjualan hasil minyak dan gas tertentu sebagai faktor pengurang biaya bahan bakar minyak. (ii) Sebagai badan usaha ekonomi di luar misi pembekalan BBM dalam negeri dengan ciri khusus bahwa laba bersihnya, dikenakan pajak penghasilan dengan tarif 60%. Dua sifat akuntansi ini merupakan ciri khusus yang menyebabkan laporan keuangan PERTAMINA tidak dapat dibandingkan dengan laporan keuangan perusahaan minyak lainnya.

53 of 64


Lampiran 2 PERTAMINA 1.

Organisasi

Perusahaan dipimpin dan diurus oleh suatu direksi yang terdiri dari seorang direktur utama dan sekurang-kurangnya lima orang direktur. Direksi bertanggung jawab kepada Dewan Komisaris Pemerintah PERTAMINA (DKPP) dan direktur utama perusahaan mewakili direksi dalam pertanggungjawaban tersebut. DKPP yang diangkat dan diberhentikan oleh presiden, menetapkan kebijaksanaan umum perusahaan dan mengusulkan kepada pemerintah langkah yang perlu diambil dalam rangka penyempurnaan pengurusan perusahaan. Dalam melaksanakan tugasnya DKPP bertanggung jawab kepada presiden.

Sepanjang menyangkut segi-segi pengusahaan, yang meliputi pengawasan produksi, pengawasan keselamatan kerja dan kegiatan-kegiatan lainnya dalam pertambangan minyak dan gas bumi yang menyangkut kepentingan umum, direksi bertanggung jawab kepada Menteri Pertambangan dan Energi.

Masing- masing direktur memimpin sebuah direktorat dan pada saat ini ada enam direktorat. Kegiatan keenam direktorat tersebut dapat dibagi dalam fungsi operasional dan fungsi penunjang. Yang termasuk dalam fungsi operasional adalah:

a. b. c.

Direktorat Eksplorasi dan Produksi (Dit EP) Direktorat Penggolahan (Dit P)

Direktorat Pembekalan Dalam Negeri (Dit PDN) 54 of 64


Sedangkan fungsi penunjang terdiri atas : a. b.

Direktorat Umum (Dit Umum) Direktorat Keuangan (Dit Keu).

c.

Direktorat Perkapalan (Dit P&T)

Dalam mengelola perusahaan, direktur utama dibantu oleh: a. b.

Kepala Badan Koordinasi Kontraktor Asing (BKKA) yang mengkoordinasi kegiatan kontraktor asing (KBH dan KK). lnspektur Perusahaan Vang memimpin Satuan Pengawasan lntem (SPI) PERTAMINA.

Berdasarkan keputusan Direksi PERTAMINA, untuk daerah yang mempunyai lebih dari satu fungsi operasi dibentuk PERTAMINA Daerah yang dipimpin oleh seorang Pimpinan Umum Daerah (CPUD) dan dibantu oleh manajer operasi dan manajer penunjang sedangkan untuk daerah yang hanya mempunyai satu fungsi operasi dibentuk PERTAMINA Unit yang dipimpin oleh Pimpinan Unit (PU). PUD bertanggung jawab secara fungsional dan operasional kepada direktur utama sedangkan manajer bertanggung jawab secara fungsional kepada direktur yang bersangkutan dan secara operasional kepada PUD. PU bertanggung jawab secara fungsional maupun operasional kepada direktur yang bersangkutan.

Daerah-daerah tersebut meliputi : a.

Sumatera Bagian Utara dengan PUD berkedudukan di Pangkalan Brandan.

b.

Sumatera Bagian Selatan dengan PUD berkedudukan di Plaju.

c.

Kalimantan dengan PUD berkedudukan di Balikpapan.

PUD membawahi sejumlah Manajer Unit EP; Manajer Unit P; Manajer Unit PDN; Manajer Umum; Manajer Keuangan; Manejer P&T; Kepala Internal Audit; dan Manajer Security. 55 of 64


Di samping tiga Pertamina Daerah terdapat dua Pertamina Unit EP (Cirebon dan Sorong), dua Pertamina Unit P (Dumai dan Cilacap) serta lima Pertamina Unit PDN (Jakarta, Semarang, Surabaya, Ujung Pandang dan Jayapura). PERTAMINA juga memiliki empat kantor perwakilan dan dipimpin oleh seorang kepala perwakilan yang bertanggung jawab langsung kepada direktur utama. Keempat perwakilan tersebut adalah: a. b.

Perwakilan Amerika berkedudukan di Los Angeles Perwakilan Eropa berkedudukan di London

c.

Perwakilan Asia Timur berkedudukan di Tokyo

d.

Perwakilan Asia Tenggara berkedudukan di Singapore.

Di samping PERTAMINA Daerah dan perwakilan luar negeri, dalam organisasi PERTAMINA terdapat proyek-proyek yang melakukan kegiatan-kegiatan khusus yang masih dalam tahap pembangunan. Proyek ini dipimpin oleh seorang pimpinan proyek yang bertanggungjawab langsung kepada direksi. 2. Tujuan dan Tugas Perusahaan Tujuan perusahaan adalah membangun dan melaksanakan pengusahaan minyak dan gas bumi dalam arti seluas-luasnya untuk sebesar-besarnya digunakan bagi kemakmuran rakyat dan negara serta menciptakan ketahanan nasional. Adapun tugas PERTAMINA adalah a. b.

Melaksanakan pengusahaan minyak dan gas bumi dengan memperoleh hasil yang sebesar-besamya bagi kemakmuran rakyat dan negara. Menyediakan dan melayani kebutuhan BBM dan gas bumi untuk dalam negeri yang pelaksanaannya diatur dengan PP.

3. Kegiatan dan Kuasa Pertambangan Perusahaan bergerak di bidang pengusahaan minyak dan gas bumi yang meliputi eksplorasi, eksploitasi, pemurnian dan pengolahan, serta pengangkutan dan penjualan. Dengan persetujuan presiden dapat dilakukan perluasan bidang-bidang usaha, sepanjang masih ada hubungan dengan pengusahaan minyak dan gas bumi termaksud di atas, berdasarkan rencana kerja dan anggaran perusahaan. Untuk kegiatan perumahan disediakan seluruh wilayah hukum pertambangan Indonesia, sepanjang mengenai pertambangan minyak dan gas burni. Kuasa Pertambangan diberikan kepada perusahaan yang batas wilayah dan syaratnya ditetapkan oleh presiden atas usul Menteri Pertambangan dan Energi.

56 of 64


Lampiran 3 METODE AKUNTANSI PERMINYAKAN

Di dalam industri minyak dan gas bumi dikenal dua metode akuntansi utama yang berlaku dan dapat diterima secara umum yaitu rnetode Full Cost (FC) dan metode Successful Efforts (SE). Kedua metode tersebut sangat berbeda satu sama lainnya dengan perbedaan utama yang terletak pada perlakuan akuntansi terhadap sumur dry hole dan biaya eksplorasi lainnya, Di samping itu terdapat juga perbedaan yang menyangkut akuntansi untuk sebagian besar bentuk pemindahan hak penambangan dan dasar perhitungan deplesi, depresiasi serta amortisasi.

1. Metode Full Cost Metode FC didasarkan pada teori 'Single Asset' yang memandang bahwa semua kekayaan dari perusahaan minyak dan gas bumi sebagai satu kesatuan asset. Semua biaya sebelum mencapai tahap produksi dikapitalisasi dan kemudian diamortisasi secara prorata. Dalam pelaksanaannya, definisi tersebut berkembang dari metode single asset menjadi metode country by country (negara sebagai pusat biaya). Biaya-biaya yang terjadi dikapitalisasi dan diamortisasi sesuai dengan cadangan minyak yang terdapat di negara di mana perusahaan tersebut melakukan kegiatannya.

Menurut metode FC perlakuan akuntansi terhadap biaya pencarian dry hole, pemindahan hak penambangan dan perhitungan amortisasi adalah sebagai berikut: 57 of 64


a.

Biaya pencarian dry hole

Biaya pengeboran sumur dry hole merupakan bagian dari biaya perolehan seluruh cadangan yang dimiliki oleh perusahaan di suatu negara dan harus dikapitalisasi. Selama masih di dalam batas negara yang sama, maka meskipun terletak ribuan kilometer dari sumur cadangan terbukti yang dimiliki perusahaan dan dibor untuk menyelidiki formasi geologi yang berbeda, sumur dry hole yang bersangkutan merupakan bagian dari asset yang sama dan biayanya merupakan bagian dari biaya aset tersebut.

b.

Pemindahan hak penambangan

Meskipun hasil penjualan hak penambangan suatu lokasi berbeda dengan harga perolehannya, keuntungan atau kerugian dari penjualan tersebut biayanya tidak diakui karena lokasi yang dijual tersebut merupakan bagian yang tak terpisahkan dari total asset. Keuntungan akan diakui bilamana hasil penjualan lokasi mele bihi nilai total asset (dalam negara yang bersangkutan). Sebaliknya kerugian baru diakui kalau hasil penjualan total asset lebih kecil daripada biaya perolehannya. c.

Perhitungan amortisasi

Amortisasi dari biaya cadangan tidak dihitung per kekayaan tetapi per negara. 2. Metode Successful Efforts Berbeda dengan metode FC yang didasarkan pada teori single asset, metode SE didasarkan pada teori "Multiple Asset" yang menganggap kekayaan perusahaan yang tertanam dalam setiap cadangan sebagai kesatuan asset. Perlakuan akuntansi atas biaya eksplorasi dry hole, pemindahan hak penambangan dan dasar perhitungan amortisasi adalah sebagai berikut :

a.

Biaya eksplorasi dry hole

Biaya eksplorasi ini dibukukan sebagai beban karena kegiatan tersebut tidak menghasilkan cadangan yang ekonomis. Berhubung tiap cadangan merupakan asset 58 of 64


yang terpisah, maka biaya dari sumur dry hole tidak dapat dianggap sebagai bagian dari sumur lain yang menghasilkan. b.

Pemindahan hak penambangan

Keuntungan atau kerugian dari pemindahan hak penambangan suatu cadangan diakui bilamana hasil daripada pemindahan hak penambangan tersebut lebih besar atau lebih kecil dari biaya perolehan cadangan yang bersangkutan. c.

Perhitungan amortisasi

Amortisasi dari biaya cadangan terbukti dihitung per kekayaan atau per cadangan. 3. Perbandingan Metode FC dengan SE Dalam metode FC semua biaya yang terjadi dalam rangka memperoleh hak pengusahaan, eksplorasi dan pengembangan dikapitalisasi pada saat terjadinya dan baru diamortisasi setelah cadangan minyak dan gas bumi berproduksi, dengan suatu batasan bahwa kapitalisasi biaya yang dilakukan tidak melebihi nilai cadangan minyak dan gas bumi yang ditemukan. Biaya hak pengusahaan dan eksplorasi yang ternyata gagal menemukan cadangan minyak dan gas bumi dianggap merupakan biaya yang tak dapat dihindarkan. Dengan demikian, metode FC mengkapitalisasi semua biaya yang dikeluarkan termasuk biaya eksplorasi yang tidak berhasil menemukan cadangan, menunggu sampai mendapatkan cadangan minyak dan gas bumi. Dalam metode SE semua biaya eksplorasi suatu cadangan minyak dan gas bumi untuk sementara dikapitalisasi sampai pada suatu saat di mana diputuskan bahwa eksplorasi minyak dan gas bumi tersebut gagal atau tidak komersil. Kalau eksplorasi tersebut ternyata menemukan cadangan minyak dan gas bumi yang komersil, maka semua biaya yang telah terjadi serta biaya pengembangan selanjutnya akan dikapitalisasi. Sebaliknya kalau pencarian tersebut gagal atau terbukti tidak komersil, maka semua biaya yang telah terjadi akan diperlakukan sebagai beban.

59 of 64


Dalam implementasinya, kedua metode ini tidak terlepas dari kelebihan dan kekurangan, tergantung pada ditemukan tidaknya cadangan minyak dan gas bumi. Bagi perusahaan yang kegiatan eksplorasinya berhasil menemukan cadangan minyak dan gas bumi, penggunaan FC dan SE memberikan pengaruh yang tidak berbeda, kecuali untuk biaya geologi dan geofisika. Sebaliknya bila kegiatan eksplorasi tidak berhasil menemukan cadangan minyak dan bumi, maka penggunaan metode FC dan SE ini akan memberikan pengaruh yang berbeda, khususnya yang menyangkut perlakuan akuntansi atas biaya pencarian. Pada umumnya perusahaan-perusahaan yang relatif kecil cenderung untuk memilih metode FC, sedang perusahaanperusahaan yang relatif besar lebih banyak menggunakan metode SE.

4. Landasan Pemikiran Metode FC dan SE Baik metode FC maupun SE menganggap bahwa keberhasilan suatu perusahaan Vang mencari dan memproduksi minyak dan gas bumi diukur terutama berdasarkan kemampuannya dalam menemukan cadangan minyak dan gas bumi. Metode FC a.

b.

Biaya yang dikeluarkan untuk semua kegiatan, baik yang berhasil maupun tidak berhasil, mutlak diperlukan untuk menemukan cadangan minyak dan gas bumi. Memisahkan biaya eksplorasi dan biaya pengembangan ke dalam kategori yang berbeda tidak menggambarkan keadaan yang sesungguhnya dalam industri minyak dan gas bumi ini. FC memandang keseluruhan usaha pencarian dan pengembangan serta keseluruhan biaya yang dikeluarkan untuk maksud itu sebagai biaya cadangan minyak dan gas bumi yang ditemukan. Meskipun tidak ada hubungan langsung antara biaya pencarian dengan cadangan minyak dan gas bumi yang ditemukan, terdapat suatu hubungan yang logis karena cadangan

60 of 64


c.

d.

minyak dan gas bumi tidak dapat ditemukan tanpa lebih dahulu mengeluarkan biaya tersebut. Asset yang terpenting dari perusahaan minyak dan gas bumi adalah cadangan minyak dan gas bumi yang terkandung di dalam tanah, bukan setiap sumur yang dibor dalam usaha untuk menghasilkan minyak dan gas bumi. Berhubung tidak ada cara yang tersedia untuk menghindarkan kegagalan dalam usaha eksplo rasi, maka biaya sumur dan biaya eksplorasi lain yang tidak produktif merupakan bagian yang diperlukan dari biaya penemuan dan pengembangan cadangan minyak dan gas bumi. Oleh karena itu biaya tersebut harus dikapitalisasi.

Metode FC memungkinkan perbandingan laporan keuangan antara perusahaan-perusahaan dalam industri minyak dan gas bumi. Laporan keuangan yang disusun menurut metode FC menyajikan biaya dan kekayaan yang secara keseluruhan menggambarkan laba atau rugi perusahaan yang didasarkan pada konsep penetapan beban dan pendapatan. Laporan keuangan FC menyajikan informasi yang berkaitan dengan perubahan dalam pengurasan cadangan minyak dan gas bumi yang memungkinkan perbandingan antara hasil kumulatif dan tahun berjalan, dari program eksplorasi dan biaya penemuan dan pengembangan cadangan minyak dan gas bumi.

61 of 64


Metode SE a. b.

c.

Menurut metode SE biaya eksplorasi dan penemuan cadangan minyak bumi tidak perlu dianggap sebagai suatu kesatuan yang menyeluruh. Metode SE hanya mengakui aset, bila aset tersebut benar-benar dapat dilihat mempunyai nilai manfaat di masa depan. Dengan demikian biaya-biaya yang tidak dapat menghasilkan manfaat di masa depan harus dianggap sebagai beban pada periode terjadinya. Mengkapitalisasi biaya pencarian yang gagal menemukan cadangan minyak dan gas bumi sama saja dengan menunda pelaporan kerugian sehingga pendapatan tahun berjalan ditetapkan terlalu tinggi.

Metode SE menggunakan konsep historical cost secara murni. Dalam metode SE keuntungan atau kerugian dari hak penambangan suatu cadangan diakui kalau hasil pemindahan hak tersebut berbeda dengan biaya perolehan dari kekayaan yang tertanam dalam cadangan yang bersangkutan. lni berbeda dengan metode FC di mana keuntungan dari penjualan hak penambangan suatu lokasi biasanya tidak diakui karena lokasi yang dijual tersebut merupakan bagian yang tak terpisahkan dari total asset, meskipun hasil penjualannya melebihi harga perolehan dari lokasi yang bersangkutan. Dalam metode FC, keuntungan baru diakui bilamana hasil penjualan lokasi melebihi nilai total aset (dalam negara yang bersangkutan).

62 of 64


DAFTAR ISTILAH 1.

Atmospheric Distilling - Proses penyulingan pada unit destilasi dengan menggunakan tekanan atmosfir.

2.

Basic Sediment & Water - Sedimen dan air yang terdapat dalam fraksi minyak yang jumlahnya dapat diketahui dengan cara pengetesan laboratorium (ASTM-D 1796).

3.

Casing Head - Perangkat tetap yang dipasang atau dilas pada selubung luar di bagian atas sumur. Perangkat tersebut berfungsi sebagai tempat kedudukan silang sembur. Alat itu juga dapat merupakan saluran keluar untuk gas ikutan.

4.

Christmas Tree - Rangkaian katup-katup untuk mengawasi tekanan di dalam sumur khusus dan kecepatan aliran fluida ke permukaan.

5.

Delineasi Well = Appraisal Well - Kelompok sumur pertama yang akan dibor setelah ditemukan minyak dan gas bumi dengan tujuan menetapkan batas reservoir minyak dan gas bumi, produktivitas sumur, serta ciri minyak dan gas bumi di daerah tersebut.

6.

Development Well - Sumur yang di bor di daerah yang telah terbukti mengandung minyak atau gas dengan tujuan melengkapi pola produksi yang diinginkan di daerah tersebut.

7.

Drill Stem Test - Metode uji untuk menentukan kemungkinan kandungan minyak yang dapat diproduksikan dari suatu lapisan dan dapat dilakukan di dalam lubang berpipa selubung ataupun terbuka dengan memanfaatkan rangkaian pipa bor. Hasil uji tersebut memberikan informasi tentang laju produksi yang dapat diharapkan dari lapisan tersebut.

8.

Dry Hole - Sumur eksplorasi atau pengembangan yang ternyata tidak dapat memproduksi minyak atau gas dalam jumiah yang cukup ekonomis.

9.

Enhanced Recovery - Penambahan energi pada reservoir sehingga sumur yang tidak berproduksi lagi dapat berproduksi kembali.

10.

Geology Survey - Penyelidikan terperinci atas struktur fisik batuan, yang membangun lapisan paling atas kerak bumi. Pekerjaan ini merupakan tahap pendahuluan dalam proses pencarian minyak, dan satu-satunya cara yang paling praktis selain pengeboran dalam penentuan bentuk dan luasnya struktur batuan bawah permukaan yang mungkin mengandung hidrokarbon. Survei gaya berat, seismik dan magnetik adalah jenis survei geofisika yang biasanya mencakup daerah yang luas.

11.

Geofisika Survey - Penyelidikan bersistem, dalam rangka pencarian dan eksploitasi hidrokarbon. Penyelidikan ini tidak hanya meliputi sifat-sifat fisis batuan (survei geologi) akan tetapi juga hidrokarbon (batimetri dan pengukuran arus) dan meteorologi (pencatatan data cuaca).

12.

lnsitut Combustion - Metode peningkatan perolehan minyak di mana panas dihasilkan di dalam reservoir dengan cara menyuntikkan udara dan membakar sebagian dari minyak di tempat.

13.

Manifold - Susunan pipa yang memungkinkan satu aliran dibagi menjadi beberapa aliran, atau yang memungkinkan beberapa aliran menjadi satu aliran. 63 of 64


14.

Pipa Selubung - Pipa baja yang dipasang di dinding sumur minyak atau gas sewaktu pengeboran. Pipa tersebut berguna untuk menahan runtuhnya dinding lubang selama pengeboran, dan menjadi perangkap untuk pengaliran minyak seandainya sumur itu produktif.

15.

Separator - Suatu peralatan yang dapat berbentuk kolo m/ bejana silinder logam/ drum/ tangki/ vessel lagam/ kolom dari concrete bersekat tertentu, yang mempunyai fungsi memisahkan gas dengan cairan minyak, dengan air dari gas, cairan minyak dan air sekaligus.

16.

Topping Unit - Suatu kolom atau vessel yang fungsinya memisahkan fraksi minyak dari kelompok/ range yang bertitik didih rendah sampai dengan titik didih tertinggi pada tekanan atmosfir tersebut dilakukan dengan bantuan pemanasan serta panas uap air (steam). Topping unit disebut juga crude disteller atau athmospheric destilation.

17.

Treating Unit - Suatu unit yang dapat terdiri dari satu kelompok alat atau beberapa kelompok alat yang mempunyai fungsi memperbaiki kualitas dari fraksi minyak agar memenuhi kualitas yang diminta pasaran atau untuk bahan baku proses selanjutnya.

18.

Tubular Goods - Semua jenis pipa. Dalam bidang perminyakan termasuk di dalamnya pipa sembur (tubing), pipa selubung (casing), drill pipe dan line pipe.

19.

Unit Destilasi - Suatu kolom atau vessel yang fungsinya memisahkan fraksi minyak dengan kelompok/ range titik didih tertentu, dapat memisahkan dua fraksi saja atau banyak fraksi, dengan tekanan rendah maupun tinggi. Pemisahan ini dapat dilakukan dengan bantuan panas dari fuel, panas dari steam atau panas dari minyak panas yang lain.

20.

Vacuum Destilation - Kolom atau vessel yang fungsinya memisahkan fraksi minyak berdasarkan atas perbedaan titik didihnya yang tidak dapat dipisahkan dengan topping unit, crude destiller atau athmospheric destillation.

21.

Water Flooding - Metode peningkatan perole han minyak di mana air diinjeksikan ke dalam reservoir untuk mengangkat sejumiah minyak tambahan yang masih tertinggal setelah perolehan pertama. Biasanya water flooding melibatkan penyuntikan air melalui sumur-sumur yang dibuat khusus untuk penginjeksian air tersebut dan pengangkatan air dan minyak dari sumur produksi yang dibor berhubungan dengan sumur injeksi.

22.

Well Logging - Catatan yang mencakup semua data yang dikumpulkan selama pengeboran sebuah sumur. Dengan data tersebut dimungkinkan membentuk gambaran setara yang sangat terperinci.

23.

Will Car - Sumur eksplorasi yang di bor di daerah yang belum terbukti mengandung minyak dan gas bumi, tetapi menurut survey geologi dan geofisika daerah tersebut menunjukkan harapan adanya akumulasi hidrokarbon.

64 of 64

Pernyataan Standar Akuntansi Keuangan (PSAK) No. 29 AKUNTANSI MINYAK DAN GAS BUMI

Recommend Documents