Rabu, 02 Maret 2011

AKUNTANSI MINYAK DAN GAS BUMI

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 masing- masing 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).
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
a. 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.
b. 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.
c. Pernyataan ini mengatur akuntansi untuk Kegiatan Eksplorasi atau Pencarian, Pengembangan, Produksi, Pengolahan, Transportasi, Pemasaran dan lain-lain dalam industri minyak dan gas bumi.
d. 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.

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 maupun 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
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) Persiapan yang meliputi program kerja, perizinan dan pembebasan tanah.
b) Penyediaan angkutan alat-alat berat.
c) Pembuatan jalan dan lokasi pemboran.
d) 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.
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 sumur eksplorasi antara lain meliputi :
a. Sitang sembur (christmas tree)
b. Semburan kepala sumur (well head)
c. Tubing
d. Pompa
e. 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. 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 biaya -biaya 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.

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.
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 meliputi pengeluaran untuk membor sumur pengembangan, seperti gaji operator perangkat pemboran (rig), bahan bakar dan perbaikan. Pengeluaran tersebut tidak mempunyai nilai sisa dan terjadi di dalam pemboran sejak persiapan sumur sampai memproduksi minyak atau gas.
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.
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. Pipa produksi (tubulargoods)
b. Kepala selubung (casing head)
c. Pompa-pompa, tangki penimbunan
d. Pipa-pipa saluran
e. Separator
f. Peralatan dan fasilitas produksi
g. Sarana dan peralatan tainnya
h. 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.
Menurut metode FC maupun SE semua biaya pengembangan dikapitalisasi sebagai bagian dari aset minyak dan gas bumi yang meliputi aset sumur dan peralatan sumur.

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 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.
Beban ini antara lain terdiri dari :
a. Beban tangki penimbun
b. Beban stasiun pemanas
c. Beban pipa saluran minyak/gas
d. Beban instalasi penghasil
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.

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


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 :
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 instalasi pembangkit tenaga listrik.
II. Beban instalasi penghasil uap panas.
III. Beban instalasi air pendingin, dan sebagainya.
IV. Beban instalasi utilitas lainnya.
c. Aktivitas jasa pemeliharaan :
Antara lain meliputi beban perbaikan/pemeliharaan, beban utilitas, beban penimbunan, beban laboratorium pengujian, beban transportasi, dan sebagainya.

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 instalasi pembangkit tenaga listrik.
II. Beban instalasi penghasil uap panas.
III. Beban instalasi air pendingin, dan sebagainya.
IV. Beban instalasi 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 instalasi pembangkit tenaga listrik.
II. Beban instalasi penghasil uap panas.
III. Beban instalasi air pendingin dan sebagainya.
IV. Beban instalasi utilitas lainnya.
c. Aktivitas jasa pemeliharaan
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 masing- masing.

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

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
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.
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.

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.
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 pengadaan dan penyaluran
II. Beban fabrikasi dan pengemasan
III. Beban sarana pemasaran
IV. Beban promosi
V. Beban penyuluhan
VI. Beban jasa teknik
VII. Beban pengendalian mutu
VIII. Beban penelitian dan pengembangan
IX. Beban umum.

b. Beban pemasaran gas di dalam negeri, meliputi:
I. Beban rumah pompa, kompresor dan booster
II. Beban stasiun pemanas
III. Beban pipa saluran gas
IV. Beban telemetering
V. Beban 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. Instalasi, depot, DPPU, SPBU
b. Pipa saluran produk dan gas
c. Sarana angkutan darat
d. Sarana angkutan air
e. Pabrik drum dan pabrik tabung LPG
f. Rumah pompa, kompresor dan booster
g. Stasiun pemanas
h. Telemetering.

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

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.


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 labuh dan tambat kapal
II. Beban operasi kapal tunda
III. Beban operasi kapal tambat
IV. Beban operasi kapal pengangkut anak buah kapal
V. Beban operasi tongkang air
VI. Beban 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. Fasilitas dan perlengkapan pelabuhan.
b. 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.
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. Beban sewa saluran (leased channal)
b. 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. Beban telekomunikasi. Semua beban yang timbul dalam pengoperasian telekomunikasi diperlakukan sebagai beban operasi telekomunikasi.
b. 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).

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. 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 masing- masing diperlakukan sebagai biaya yang dikapitalisasi dan sebagai beban.



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 masing-masing perusahaan dicatat sesuai dengan kebijakan akuntansi perusahaan yang bersangkutan. Pada umumnya biaya pengembangan dikapitalisasi sedangkan pengeluaran untuk produksi diperlakukan sebagai beban.

E. AKUNTANSI KONTRAK PENGURASAN TAHAP KEDUA
1. Definisi Pengurasan Tahap Kedua (secondary recoveries)
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.
II. Melaksanakan pengurasan (produksi) minyak dan gas bumi ke permukaan bumi.
III. Memberikan pertanggung jawaban 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.
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 masing- masing 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 dan menekan biaya perusahaan-perusahaan yang mengadakan kerja sama.
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.
b. Melaksanakan pengelolaan suatu wilayah kerja pertambangan yang meliputi kegiatan eksplorasi, pengembangan dan produksi.
c. Menerima dari dan mempertanggung jawabkan 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. Biaya dan beban eksplorasi
b. Biaya pengembangan
c. 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 masing- masing 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.

BAB IX
TANGGAL BERLAKU

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

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:
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 hanya oleh negara yang dilaksanakan oleh Perusahaan Negara.
Pasal (5) - kontraktor hanyalah pihak yang bekerja untuk membantu Perusahaan Negara dan menerima imbalan untuk hasil kerja tersebut. 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. 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 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
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.
II. 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.
III. 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.
IV. 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 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. Perusahaan-perusahaan 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 Nederl andsche 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), 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 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).
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.

sumber : file:///F:/PSAK-29-Akuntansi-Minyak-Dan-Gas-Bumi.htm

Tidak ada komentar:

Poskan Komentar