Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKIndonesia mulai mengekspor LNG sejak tahun 1977 dan akan tetap memimpin sebagi eksportir LNG di dunia di tahun-tahun mendatang. Penerimaan dari ekspor LNG ini telah banyak membantu pembangunan di Indonesia untuk mensejahterakan kehidupan rakyat sesuai dengan UUD 1945 pass! 33. Dengan semakin banyaknya eksporter LNG baru dan terus berkembang, kompetisi untuk memperebutkan pasar tradisional ke Jepang, Korea dan Taiwan menjadi semakin ketat.Natuna merupakan salah satu sumber gas alam yang dimiliki Indonesia akan menjadi jawaban untuk dikembangkan untuk memenuhi pemakai LNG baru di Asia Pasifik seperti : Thailand, India, Gina dan Pakistan.Natuna memiliki kandungan hidrokarbon sekitar 60 TCF dari total cadangan sebesar 212 TCF yang berkomposisi 71% C02, 28% hidrokarbon dan impurities.Untuk mencari menanggulanginya, Pertamina dan para mitra kerjanya perlu mempertimbangkan untuk membangun kilang LNG dan gas pipa dan menghitung volume minimum gas pipa dan LNG yang akan dijual kepada calon pembeli dengan harga yang paling ekonomis bagi penjual maupun pembeli.Pertimbangan keekonomian seperti evaiuasi proyek, peluang pasar dan waktu yang tepat untuk memasuki pasar perlu diterangkan secara mendetail. Dengan menggunakan metode matematika yang dikenal sebagai Vogel Approximation Method NAM), akan dihitung prakiraan biaya ttransportasi minimum dari sumber suplai ke pelabuhan tujuan.Evaluasi proyek menghasilkan bahwa harga minimum LNG dan gas pipa masing-masing sebesar US$ 4.0/MBTU dan US$ 3.0/MMBTU. Sedang IRR dan pay back period untuk proyek LNG adalah 10% dan 9.37 tahun. Waktu yang tepat untuk membangun lapangan Natuna hingga berproduksi adalah setelah tahun 2007. Pada saat itu, produksi LNG kilang Arun hanya sebesar 1,3 juta ton/tahun.Proyek gas Natuna masih mungkin untuk dikembangkan dalam skala LNG dan gas pipa walaupun memerlukan biaya investasi yang tinggi. Sangat panting untuk menerapkan suatu metode yang mengijinkan LNG dapat diangkut dari sumber manapun sebagai pengganti dedicated vessel untuk dedicated buyers. Melalui implementasi cara inl maka biaya transportsi dalam rangkaian perdagangan LNG dapat diminimalkan. Beberapa usaha teknis juga perlu dipertimbangkan untuk mengurangi biaya seperti menaikkan kapasitas kilang, pemilihan proses pencairan, sistem penyimpanan dan pemuatan, penggunaan kapal yang lebih besar.

---

ABSTRACT

Indonesia has been exporting LNG since 1977, and will be still leading as LNG exporter in the world some years ahead. The LNG revenues has been used as development capital to Indonesian society as stated in Article 33 of Indonesian Foundation Decree. But as many LNG exporters emerge and grow, the competition to get market share, especially in traditional market such as Japan, Korea and Taiwan becoming harder.

Natuna is one of Indonesian gas deposits in Indonesian archipelago, would be an answer to be developed to fulfill the new LNG user in Asia Pacific such as : Thailand, India, China and Pakistan.

Natuna has 60 TCF hydrocarbon recoverable from 212 TCF total gas reserve with its composition 71% C02, 28% hydrocarbon and impurities.

To overcome the problem, Pertamina and its partner should develop both the gas pipe and LNG, and calculate the minimum volume of gas pipe and LNG to be sold to the buyers candidates at the best price for buyers and seller.

The economical consideration such as project evaluation, market opportunity and the expected time to enter the market will be explored in detail. By using a mathematical method which is known as Vogel Approximation Method (VAM), would be calculated the minimum transportation cost from source of supplies to destinations.

The project evaluation indicated that the floor price of LNG and Gas Pipe price are US$ 4.0/MBTU and US$ 3.01MMBTU respectively. The IRR and pay back period are 10% and 9.37 years for LNG project. And, the expected time to develop Natuna to be on stream is the year beyond 2007. At that time, the Arun LNG production will be around 1.3 Million ton/year.

Natuna gas project still has possibility to be developed as LNG and gas pipe scale projects although it needs a big investment. It is important to allow LNG vessel to load LNG at any source of supply instead of current dedicated vessel for dedicated buyers. By allowing this rule to be implemented, the LNG chain business cost could be minimize. Some technical effort should be considered to reduce cost of project such as increasing train capacity, choosing of liquefaction process, storage and loading system, bigger vessel size and optimizing LNG chain."

"Bahaya psikososial berpengaruh terhadap kesehatan kerja melalui persepsi dan pengalaman yang dialami pekerja. Bahaya psikososial tak hanya berkaitan dari individu pekerja, melainkan konteks pekerjaan, sosial dan perusahaan atau organisasinya. Peneliti melihat bagaimana tingkat risiko psikososial yang dihadapi oleh para pekerja di sektor migas dengan menggunakan HSE Management Standard Indicator Tool dari HSE UK yan bertujuan untuk menghasilkan gambaran sesuai dengan tingkatan dan kategori, yaitu demand, control, manager support, peer support, relationship, role, dan change. Penelitian berhasil mendapatkan 63 responden pengisi kuesioner dengan sebelumnya menggunakan pendekatan rumus besar sampel jenuh dari data sekunder dan secara umum, gambaran kondisi psikososial di PT X berada pada level 4.

---

Psychososial hazards affect occupational health through perceptions and experiences experienced by workers. Psychososial hazards are not only related to individual workers, but also to the work, sosial and corporate context or organization. Researchers see how the level of psychososial risk faced by workers in the oil and gas sector by using the HSE Management Standard Indicator Tool from HSE UK which aims to produce a picture according to levels and categories, namely demand, control, manager support, peer support, relationship, role, and change. The study succeeded in getting 63 respondents to fill out the questionnaire by previously using a saturated sample size formula approach from secondary data and in general, the description of psychososial conditions at PT X was at level 4."

"Pengembangan lapangan migas marjinal wilayah lepas pantai pada skema Production Sharing Contract (PSC) gross split memiliki tantangan teknis dan ekonomis. Pada penelitian ini berfokus pada analisis secara ekonomis terhadap pengembangan lapangan migas lepas pantai marjinal. Metode pengembangan lapangan menggunakan tiga skenario yaitu skenario I dengan Konvensional Platform; skenario II dengan Floating Production Storage and Offloading (FPSO); skenario III dengan Sea Moveable Platform (SMP). Analisis ekonomis menggunakan indikator penganggaran modal, seperti NPV, IRR, dan Payback Period. Evaluasi keekonomian dilakukan untuk mencari metode terbaik pengembangan lapangan migas marjinal dengan menerapkan skema PSC Gross Split. Diharapkan dari skenario pengembangan tersebut, mampu meningkatkan keekonomian perusahaan. Selanjutnya dilakukan analisis sensitivitas untuk mengetahui sensitivitas perubahan parameter berikut: biaya kapital (CAPEX), biaya operasi produksi (OPEX), dan harga minyak dan gas berpengaruh terhadap nilai NPV, IRR, dan bagian pemerintah. Hasil penelitian menunjukkan bahwa skenario terbaik adalah Skenario I untuk produksi 7 tahun maupun produksi 10 tahun. Analisis keekonomian menunjukkan bahwa Skenario I dengan waktu produksi 7 tahun memberikan NPV sebesar USD 37,6 juta, IRR sebesar 30,1% dengan Payback Period 3 tahun. Sedangkan untuk waktu produksi 10 tahun diperoleh NPV sebesar USD 35,9 juta, IRR sebesar 25,2% dengan Payback Period 3 tahun.

---

The development of marginal oil and gas fields in the offshore area in the gross split Production Sharing Contract (PSC) scheme has technical and economic challenges. This research focuses on economic analysis of the development of marginal offshore oil and gas fields. The field development method uses three scenarios, scenario I with Conventional Platforms; scenario II with Floating Production Storage and Offloading (FPSO); scenario III with Sea Moveable Platform (SMP). The duration of production time uses 7 years and 10 years. Economic analysis uses capital budgeting indicators, such as NPV, IRR, and Payback Period. An economic evaluation was carried out to find the best method for developing marginal oil and gas fields by applying the Gross Split PSC scheme. It is expected from the development scenario, it can improve the companys economy. The sensitivity analysis is then performed to determine the sensitivity of the following parameter changes: capital costs (CAPEX), production operating costs (OPEX), and oil and gas prices affect the value of NPV, IRR and the Government take. The results show that the best scenario is Scenario I both of production time 7 years and 10 years. The economic analysis show that Scenario I with production time 7 years is attributed to NPV of USD 37.6 million, IRR of 30.1% with Payback Period of 3 years. While for production time 10 years, NPV of USD 35.9 million, IRR of 25.2% with Payback Period of 3 years.

"

"Skripsi ini membahas mengenai empat permasalahan. Pertama, mengenai konsep cost recovery pelaksanaan bioremediasi di dalam industri hulu minyak dan gas bumi dalam keuangan negara berdasarkan peraturan perundang-undangan. Kedua, mengenai penerapan konsep cost recovery pelaksanaan bioremediasi di dalam industri hulu minyak dan gas bumi dalam keuangan negara pada Putusan Kasasi Nomor 2330 K/Pid.SUS/2013. Ketiga, mengenai konsep kerugian negara atas cost recovery bioremediasi berdasarkan peraturan perundang-undangan. Keempat, mengenai penerapan konsep kerugian negara atas cost recovery bioremediasi pada Putusan kasasi Nomor 2330 K/Pid.SUS/2013. Berdasarkan hal tersebut, kasus yang tertuang di dalam Putusan Kasasi Nomor 2330 K/Pid.SUS/2013 menjadi objek dalam penelitian skripsi ini. Aparat penegak hukum memutuskan bahwa kasus ini telah merugikan keuangan negara. Namun, ketidak cermatan aparat penegak hukum membuat kasus ini dalam mengidentifikasikan kerugian negara penting untuk diteliti dan dianalisis dengan cermat.

---

This Thesis is discussing about four problems. First, it discuss about cost recovery in bioremediation concept in the oil and gas industry based on the positive law. Secondly, it discuss about the concept in bioremediation cost recovery in the oil and gas industry in public finance based on Putusan Kasasi Nomor 2330 K/Pid.SUS/2013. Thirdly, it discuss about the concept of state loss in the bioremediation cost recovery based on the positive law. The last one, it discuss about the concept of state loss in the bioremediation cost recovery based on Putusan Kasasi Nomor 2330 K/Pid.SUS/2013. Based on those things, the case inside Putusan Kasasi Nomor 2330 K/Pid.SUS/2013 will be the object of this thesis. The law enforcer decide that this case has been made some loss for the state. However, the incautious act of law enforcer made this case important to be researched an analyzed further."

"ABSTRACTIndustri minyak dan gas bumi termasuk dalam indsutri pertambangan yang regulasinya diatur secara khusus karena karakteristik industrinya berbeda dengan industri pada umumnya. Demi menjaga amanat UUD 1945, pemerintah perlu mengatur secara khusus indikator pelaksanaan operasi pada sektor migas terutama regulasi perpajakannya. Pada akhir tahun 2010, pemerintah membentuk Peraturan Pemerintah Nomor 79 Tahun 2010 yang mengatur terkait biaya operasi pada indsutri migas dan perlakuan pajak penghasilannya. Selanjutnya, pada tanggal 21 Juni 2017, pemerintah melakukan perubahan pada PP 79 Tahun 2010. Diantara perubahan tersebut terdapat perubahan biaya operasi yang tidak dapat dikembalikan menjadi biaya operasi yang dapat dikembalikan dalam penghitungan bagi hasil dan pajak penghasilan. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui dasar pertimbangan dilakukannya perubahan ketentuan tersebut dilihat dari azas perpajakan dan meneliti bagaimana implikasi perpajakan pada yang terjadi pada industri migas. Penelitian ini menggunakan metode kualitatif deskriptif. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa dilakukannya perubahan biaya operasi yang tidak dapat dikembalikan menjadi biaya operasi yang dapat dikembalikan didasarkan atas pertimbangan azas keadilan (equity) dan azas kemudahan administrasi (easy of administration) yaitu azas kepastian (certainty) dan azas kenyamanan (convenience). Implikasi perpajakan yang terjadi pada penghitungan bagi hasil antara pemerintah dengan kontraktor yaitu cost recovery menjadi semakin besar yang menyebabkan Equity To Be Split menjadi semakin kecil. Sehingga, pajak yang dikenakan atas bagi hasil yang diterima kontraktor semakin kecil pula.

---

ABSTRACTThe oil and gas industry is included in the mining industry whose regulations are specifically regulated because the characteristics of the industry are different from the industry in general. In order to maintain the mandate of the 1945 Constitution, the government needs to specifically regulate the indicators of the implementation of operations in the oil and gas sector, especially its tax regulations. At the end of 2010, the government established Government Regulation Number 79 of 2010 which regulates the operational costs of the oil and gas industry and income tax treatment. Furthermore, on June 21, 2017, the government made changes to Government Regulation Number 79 of 2010. Among these changes there were changes in non recoverable costs to recoverable costs in the calculation of profit sharing and income tax. This study aims to find out the basis for considering the changes in the provisions according to the taxation principle and examines how the taxation implications occur in the oil and gas industry. This study uses descriptive qualitative methods. The results of this study indicate that the change of non recoverable costs to recoverable costs is based on the consideration of the principle of equity and the ease of administration principle, between certainty and convenience. The taxation implications that occur in calculating revenue sharing between the government and contractors are that the cost recovery becomes increasingly large which causes the Equity To Be Split become smaller. So, the tax imposed on the profit received by the contractor is also smaller."

"Sebelum berlakunya UU No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi di Indonesia adalah didasarkan pada Kontrak Bagi Hasil (PSC- Profit Sharing Contract). Setelah berlakunya UU No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, merubah PSC menjadi Kontrak Kerjasama (KKKS). Undang-Undang ini sekaligus mengalihkan pengelolaan kontrak dengan perusahaan pertambangan dari Pertamina kepada Badan Pelaksana Kegiatan Hulu Minyak dan Gas Bumi (BPMIGAS). Menurut ketentuan Pasal 44 ayat (3) huruf g Undang-undang Nomor : 22 Tahun 2001 tersebut dan ketentuan Pasal 11 huruf g Peraturan Pemerintah Nomor : 42 Tahun 2002, BPMIGAS bertugas untuk menunjuk Penjual Gas Bumi bagian Negara, termasuk dalam hal ini Liquified Natural Gas (LNG) yang merupakan ekstraksi dari Gas Bumi. Tujuan pekerjaan ini adalah menilai dan melakukan komparasi secara obyektif mengenai kemampuan teknis dari calon Penjual LNG Bagian Negara dalam berbagai aspek terkait kegiatan penjualan LNG dan memberikan rekomendasi calon penjual LNG Bagian Negara kepada BPMIGAS untuk ditunjuk sebagai Penjual LNG Bagian Negara yang dapat memberikan manfaat dan penerimaan yang maksimal bagi negara untuk kemakmuran rakyat. Rekomendasi yang akan diajukan sebagai hasil dari studi teknis ini adalah penilaian kualifikasi dari calon penjual LNG yang meliputi Pertamina sebagai perwakilan dari BUMN, perwakilan dari KKKS, dan Badan Usaha lain Metode yang digunakan dalam kajian ini diawali dengan penentuan Critical Success Factor (CSF) dengan Focus Group Discussion (FGD), kemudian menentukan bobot variabelnya dengan Analytical Hierarchy Process (AHP) yang digunakan untuk perhitungan Competitive Profile Matrix (CPM) dan dilanjutkan dengan Risk Analysis. Berdasarkan hasil analisis yang didapatkan dari CPM, menunjukkan bahwa perusahaan Pertamina memiliki posisi yang lebih menguntungkan dengan nilai total CPM adalah 3,2885 dibandingkan dengan posisi perusahaan saingannya yang mewakili KKKS (BP) dengan jumlah nilai total bedasarkan CPM adalah 2,9885, dengan pro-kontra resiko dan dampak resiko masing-masing. Dari hasil kajian ini berdasarkan UU Migas No 22/2001, maka BPMIGAS memiliki wewenang untuk memutuskan penunjukan penjual LNG bagian negara.

---

Prior to the enactment of Law No. 22 of 2001 concerning Oil and Gas, exploration and production of oil and gas in Indonesia is based on Production Sharing Contracts (PSC-Profit Sharing Contract). After the enactment of Law No. 22 of 2001 concerning Oil and Gas, changed the PSC to a Cooperation Contract (KKKS). This law also transfers the management of contracts with mining companies from Pertamina to the Executive Agency for Upstream Oil and Gas Activities (BPMIGAS). According to the provisions of Article 44 paragraph (3) letter g of Law Number: 22 of 2001 and the provisions of Article 11 letter g of Government Regulation Number: 42 of 2002, BPMIGAS is tasked with appointing the Seller of Natural Gas for the State's share, including in this case Liquified Natural Gas (LNG) which is the extraction of Natural Gas. The purpose of this work is to objectively assess and carry out a comparison regarding the technical capabilities of the prospective State Share LNG Seller in various aspects related to LNG sales activities and provide recommendations for the State Share LNG prospective seller to BPMIGAS to be appointed as a State Share LNG Seller who can provide benefits and revenues that are for the country for the prosperity of the people. Recommendations that will be put forward as a result of this technical study are an assessment of the qualifications of LNG seller candidates which include Pertamina as a representative from KKKS, representatives from PSC Contractors, and other business entities. The method used in this study begins with determining the Critical Success Factor (CSF) with a Focus Group Discussion (FGD), then determines the weight factor of the variable using the Analytical Hierarchy Process (AHP) which is used to calculate the Competitive Profile Matrix (CPM) and continues with Risk Analysis. Based on the results of the analysis obtained from the CPM, it shows that the Pertamina company has a more profitable position with a total CPM value of 3.2885 compared to the position of its rival companies representing PSC Contractors (BP) with a total value based on CPM of 2.9885, with pro- cons of risk and the impact of each risk. From the results of this study based on the Oil and Gas Law No. 22/2001, BPMIGAS has the authority to decide on the appointment of sellers of the state's share of LNG."

"ABSTRAKSkripsi ini membahas tentang bentuk-bentuk pengusahaan minyak dan gas bumiyang pernah berlaku di Indonesia sejak zaman Hindia Belanda hingga pada saatini yang kemudian dicarilah bentuk pengusahaan yang paling ideal dan sesuaidengan konsep Hak Menguasai Negara sebagaimana terdapat di Pasal 33 ayat (2)dan ayat (3) Undang-Undang Dasar Republik Indonesia 1945 dan ResolusiMajelis Umum Perserikatan Bangsa-Bangsa. Penelitian ini menggunakan bentukpenelitian normatif atau dikenal juga dengan sebutan penelitian hukumkepustakaan dengan tipologi deskriptif serta dengan menggunakan metodekualitatif. Hasil penelitian menyarankan bahwa konsesi merupakan bentukpengusahaan minyak dan gas bumi yang paling ideal untuk diterapkan diIndonesia.

---

ABSTRACTThis thesis discusses the forms of exploitation of oil and gas that ever applies inIndonesia since the days of the Dutch East Indies colonization until today. Later,this thesis is looking for the most ideal form of contract in accordance with theconcept of Permanent Sovereignity over Natural Resources as contained in Article33 paragraph (2) and paragraph (3) of the Constitution of the Republic ofIndonesia in 1945 and the United Nations General Assembly resolutions. Thisstudy uses a form of normative research or also known as legal research with adescriptive typology and using qualitative methods. The results of the studysuggest that the concession is the most ideal form of contract for oil and gasoperation to be applied in Indonesia."

"Laporan magang ini membahas mengenai kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi di Indonesia yang dikelola melalui Kontrak Kerja Sama, dan bagaimana pemilihan mekanisme perhitungan bagi hasil yang berbeda akan memengaruhi penerimaan Pemerintah dan kontraktor. Sejak dahulu, perhitungan bagi hasil dilakukan dengan mekanisme pengembalian biaya operasi cost recovery. Namun, pada awal tahun ini Pemerintah menetapkan mekanisme baru, yaitu gross split, yang tidak lagi mengenal pengembalian biaya operasi bagi kontraktor. Hasil analisis menunjukkan bahwa jika dilihat secara keseluruhan, penggunaan mekanisme gross split memberikan hasil yang lebih baik bagi kontraktor, sedangkan bagi Pemerintah penggunaan mekanisme cost recovery memberikan hasil yang lebih baik.

---

This internship report analyzes about how Indonesia's upstream oil and gas operations is governed using Production Sharing Contract PSC between the Government and contractor, and how the selection of a production sharing mechanism will affect each party's take. Cost recovery mechanism has always been the choice, but early this year the Government proposes a new mechanism, gross split, where the Government no longer has to pay back the amount spent by contractor in conducting upstream oil and gas operations. The case study results indicate that contractor will be better off by using gross split mechanism, and the contrary applies for the Government."

"Merebaknya pandemi COVID-19 di akhir tahun 2019 telah melumpuhkan semua sektor baik sosial, budaya dan perekonomian. Tidak terlepas dari dampak tersebut, industri migas Indonesia juga merasakan dampak dari COVID-19 khususnya pada sektor hulu. Penelitian ini akan membahas implikasi COVID-19 pada salah satu proyek pengembangan di sektor hulu migas dengan mengidentifikasi dampak- dampak secara spesifik di masing-masing fase proyek dan keterkaitannya terhadap time & cost overrun. Melalui research question yang disusun, didapat dampak secara spesifik pada masing masing fase proyek (Engineering, Procurement, Construction & Installation) antara lain overrun pada labor cost, biaya cancellation akibat early termination pada chartered vessel, biaya extension untuk penyimpanan material dan biaya remobilisasi kembali untuk marine spread pada offshore campaign berikutnya. Berdasarkan penelitian didapat dampak terhadap proyek 8- 14 bulan keterlambatan dari sisi schedule dan 25%-27.5% dampak overrun terhadap cost.

---

The outbreak of the COVID-19 pandemic at the end of 2019 has impacted all social, cultural and economic sectors. As part of the outbreak, oil and gas industry in Indonesia is also experience the impact of COVID-19, especially in the upstream sector. The study will discuss the implications of COVID-19 as case study the development project in the upstream oil and gas sector by identifying specific impacts in each project phase and their relationship to time & cost overrun. Through the research questions, specific impacts of each phase of the project (Engineering, Procurement, Construction & Installation) are obtained, including overrun in labor costs, cancellation costs due to early termination of the chartered vessel, extension costs for material storage and costs. remobilization for marine spread in the next offshore campaign. Based on the research, there is 8-14 months impact on the project schedule and 25%-27.5% overrun on cost impact.

"