Mengutipketerbukaan informasi Bursa Efek Indonesia (BEI), temuan minyak baru tersebut sedang dalam proses sertifikasi oleh Gaffney, Cline & Associates, yang merupakan salah satu konsultan migas terkemuka di dunia.

Jakarta Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia IATMI merekomendasikan beberapa hal terkait proyek hulu minyak dan gas migas, antara Kontraktor Kontrak Kerja Sama dan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Migas SKK Migas. Salah satunya, rekomendasi keterbukaan data terkait efisiensi dan strategi pembiayaan proyek migas di Indonesia. Hal ini dipercaya dapat mendorong perubahan strategi pengelolaan dan alih tukar praktik terbaik antar KKKS. Sehingga mendukung target produksi nasional unconstraint sebesar 1 juta barel minyak per hari dan 12 millar standar kaki kubik gas per hari pada 2030 yang dicanangkan oleh pemerintah. ā€œIATMI juga memberikan beberapa rekomendasi yang menyoroti perlunya akselerasi proses persetujuan izin pengembangan lapangan Plan of Development/PoD migas, terutama bagi lapangan-lapangan tua di Indonesia,ā€ kata Ketua Umum IATMI, John Hisar Simamora, Kamis 15/4/2021. IATMI juga merekomendasikan perlunya revisi terkait penyederhaan aturan dalam pedoman tata kerja PTK. Target produksi migas nasional 1 juta barel minyak per hari dan 12 millar standar kaki kubik gas per hari pada 2030, yang didasarkan pada masukan rencana jangka panjang Long Term Plan dari setiap KKKS di Indonesia tersebut, memang memiliki tantangan teknik dan non-teknis. Oleh karena itu, selain dengan menemukan sumber daya dan mengembangkannya dengan optimal dengan biaya yang efisien, dukungan dari pemerintah dalam bentuk insentif baik fiskal maupun non-fiskal menjadi sangat penting. Selain itu penerapan teknologi untuk meningkatkan tingkat pengurasan lapangan seperti injeksi air, Enhanced Oil Recovery EOR dan stimulasi produksi serta pengembangan sumber migas non-konvensional MNK juga akan membantu upaya peningkatan produksi. John mengatakan jika melihat kondisi sektor migas Indonesia saat ini, dimana produksi migas banyak disokong oleh lapangan-lapangan tua, maka penerapan teknologi tepat guna akan memegang peranan kunci. ā€œIATMI juga menyoroti aspek efisiensi biaya, baik dari sisi biaya operasi untuk mempertahankan bisnis dan biaya pengembangan proyek untuk dapat meningkatkan produksi,ā€ kata kata John yang juga Direktur Strategic Planning & Business Development, Pertamina Subholding Upstream. Beberapa hal bisa membantu efisiensi biaya ini seperti penerapan teknologi digital, implementasi metode perbaikan proses bisnis seperti lean sigma dan sharing knowledge serta benchmarking antar perusahaan. Rekomendasi IATMI tersebut berdasarkan hasil konferensi internasional bertajuk ā€œBending the production curve and transitioning to new energy landscapeā€ yang digelar secara virtual, Sabtu, 10 April 2021. Konferensi yang membahas beragam topik migas tersebut dihadiri 600 peserta, dari hampir seluruh pemangku kepentingan sektor migas mulai dari unsur pemerintah, Kontraktor Kontrak Kerja Sama KKKS, lembaga kajian, akademisi serta asosiasi keprofesian migas. Konferensi juga diikuti sejumlah diaspora profesional migas Indonesia di Malaysia, Kuwait, Qatar, Rusia, Norwegia, Inggris, Australia dan beberapa negara lainnya. Pemerintah telah menetapkan PT Pertamina Persero sebagai pengelola blok minyak dan gas migas Rokanā€Ž setelah 2021. Keputusan ini merupakan kado pemerintah untuk rakyat Indonesia menjelang hari kemerdekaan ke-73.

Bebasberkonsultasi atas semua kebutuhan informasi tentang perizinan & syarat adm perusahaan anda, meliputi berbagai sektor pekerjaan seperti : Konstruksi, Migas, Tambang, Kelistrikan, Pengadaan Barang, hingga Sertifikasi Perusahaan maupun tenaga kerja anda.

Minyak dan gas migas adalah salah satu sumber daya alam penghasil energi yang paling dibutuhkan dalam kehidupan manusia pada saat ini. Sumber daya alam ini tidak bisa lepas dari aktivitas sehari-hari karena memberikan sejumlah manfaat. Di Indonesia, energi minyak dan gas masih menjadi andalan utama perekonomian, baik sebagai penghasil devisa maupun pemasok kebutuhan energi dalam negeri. Oleh karena itu, kehadiran minyak dan gas sangat penting bagi kehidupan di Indonesia. Untuk mengetahui lebih lanjut mengenai apa itu migas minyak dan gas, bagaimana industrinya, dan apa saja produk-produknya, mari kita simak bersama penjelasan berikut ini. Apa Itu Migas Minyak dan Gas? Minyak dan gas bumi migas adalah sumber daya alam berbentuk zat cair dan zat padat yang tersimpan di dalam reservoir bumi. Reservoir itu sendiri adalah pori-pori batuan pada suatu kolam di perut bumi. Secara ilmiah, minyak dan gas bumi memiliki unsur senyawa yang sangat kompleks. Migas memiliki dua unsur utama, yaitu atom hidrogen H dan karbon C. Oleh karena itu, dalam ilmu kimia, unsur dalam minyak dan gas ini disebut dengan senyawa hidrokarbon CxHy. Migas berperan penting sebagai sumber energi utama di seluruh dunia. Selain itu, minyak dan gas juga merupakan bahan baku untuk produk obat-obatan, kimia, pupuk, pelarut, plastik, dan pestisida. Hampir seluruh sektor industri membutuhkan minyak dan gas. Sebagai komoditas vital yang perannya penting, migas menguasai hajat hidup orang banyak. Oleh karena itu, untuk mengelola minyak dan gas dalam sebuah industri, Pemerintah RI telah menetapkan sejumlah peraturan yang tertuang dalam peraturan perundang-undangan beserta instrumen pelaksanaannya. Tata kelola atau peraturan pengelolaan industri vital ini mengatur semua lingkup aktivitas usaha, mulai dari kegiatan hulu hingga hilir. Di Indonesia, pengelolaan minyak dan gas migas diatur dalam Undang-Undang Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi. Baca Juga Apa itu Hidrokarbon? Pengertian hingga Urgensinya Industri migas atau perminyakan bukan sebuah industri baru. Bisnis atau industri minyak dan gas telah berkembang sejak awal 1900-an, yaitu pada era Rockafeller dengan standar oilnya. Kegiatan usaha inti core business di industri migas dibedakan menjadi dua, yaitu kegiatan hulu dan kegiatan hilir. Kegiatan hulu industri migas meliputi eksplorasi, pengembangan lapangan migas, produksi atau eksploitasi, dan pengangkatan lifting minyak bumi atau gas alam. Setelah itu, ada kegiatan usaha hilir minyak dan gas yang terdiri atas kegiatan usaha pengolahan, pengangkutan, penyimpanan, dan niaga pemasaran. Industri perminyakan memiliki peran penting dalam perekonomian Indonesia. Migas menjadi sumber pendapatan APBN dan sumber energi, khususnya BBM. Minyak dan gas di Indonesia menjadi penggerak berbagai sektor kehidupan. Oleh karena itu, industri ini penting kehadirannya bagi masyarakat. Dunia industri migas minyak dan gas bumi mencakup pemrosesan minyak bumi secara global, yaitu mulai dari eksplorasi, ekstraksi, kilang minyak, transportasi, pemasaran, dan penjualan produk minyak bumi. Transportasi dalam industri migas biasanya melalui tanker minyak. Apabila dilihat dari total pendapatannya, proses produksi, distribusi, pengilangan, dan penjualan minyak bumi merupakan industri paling besar di dunia. Di Indonesia, hampir seluruh kegiatan eksplorasi migas dilakukan oleh kontraktor minyak asing yang bekerja sama dengan Pemerintah. Industri migas bersifat industri global, penuh resiko, dan juga mahal karena membutuhkan biaya yang besar. Untuk memastikan adanya hidrokarbon di bawah lapisan bumi, industri migas ini memerlukan peralatan dengan teknologi yang canggih. Baca Juga Mengenal Gas Alam sebagai Suplai Vital Energi Dunia Perusahaan Migas Minyak dan Gas Di Indonesia, ada beberapa perusahaan yang bergerak dalam industri minyak dan gas. Tiga perusahaan migas terbesar yaitu Mobil Cepu Ltd, PT Chevron Pacific Indonesia, dan PT Pertamina. Di antara ketiga perusahaan itu, salah satunya merupakan perusahaan BUMN, yaitu PT Pertamina. Umumnya, pekerja di perusahaan minyak dan gas terdiri dari beberapa bidang, yaitu teknik, kesehatan masyarakat, hukum, dan ekonomi. Latar belakang teknik yang dibutuhkan di perusahaan migas juga bermacam-macam, misalnya teknik lingkungan, perminyakan, kimia, fisika, metalurgi, kelautan, dan lainnya. Perusahaan migas pada umumnya memiliki sembilan divisi penting, yaitu Health, Safety, Security, Environment Technician Engineering Technology Wells Project Trading Commercial Business Infrastructure atau Shared System Klasifikasi Produk Industri Migas Minyak dan Gas Untuk mendapatkan manfaat secara optimal dari minyak dan gas bumi, para ahli melakukan sejumlah pengolahan yang telah disesuaikan dengan kebutuhan. Berdasarkan kebutuhan itu, muncul beberapa klasifikasi yang penting untuk membedakan tipe minyak dan gas bumi yang dijadikan produk siap pakai. Dalam industri migas, ada lima klasifikasi produknya, yaitu 1. Kondensat Klasifikasi pertama adalah kondensat. Kondensat adalah minyak mentah yang bersifat ringan. Gas bumi ini memiliki jenis hidrokarbon yang merupakan produk ikutan dari sumur gas. Kondensat memiliki kandungan gas bumi dalam jumlah yang sangat besar. 2. Gas Kering Klasifikasi produk yang kedua adalah gas kering. Gas kering merupakan fluida yang berada di dalam sebuah reservoir dalam bentuk fase gas yang kemudian tetap dalam kondisi gas ketika dialirkan. Gas alam dianggap keringā€™ ketika terdiri dari hampir seratus persen metana murni. 3. Gas Basah Klasifikasi ketiga adalah gas basah. Gas basah merupakan gas bumi yang hampir seluruh komposisinya molekul metana. Biasanya, kandungan metana gas basah berkisar antara 80 persen hingga 90 persen. Selain metana, kandungan gas basah adalah etana, pronana, butana, dan komponen lainnya. 4. Minyak Ringan Klasifikasi keempat adalah minyak ringan. Jenis minyak bumi ini berasal dari hasil sulingan minyak bumi. Minyak bumi yang melalui proses penguapan dan pengembunan pada tekanan atmosfer akan menghasilkan minyak ringan. Kandungan kadar logam dan belerang dalam minyak rendah. Selain logam dan belerang, minyak ringan hanya memiliki sedikit kandungan gas bumi. 5. Minyak Berat Klasifikasi terakhir adalah minyak berat. Minyak berat adalah minyak mentah dengan komposisi hidrokarbon berat yang besar. Gas bumi dalam minyak berat sangat sedikit. Bahkan, kandungan gas bumi kadang tidak ada sama sekali. Dari kelima pengklasifikasian produk industri itu, minyak dan gas bumi selanjutnya diolah menjadi produk siap pakai untuk kebutuhan sehari-hari. Produk siap pakai itu misalnya untuk LPG, pupuk, tinta, cat, plastik, petrokimia, bahan bakar diesel, minyak tanah, dan lain-lainnya. Baca Juga Mengenal Minyak Bumi, Sumber Daya Alam penting dalam Kehidupan Manusia Komoditas Ekspor Migas Minyak dan Gas Indonesia memiliki sejumlah komoditas ekspor migas yang unggul di pasar global. Melansir CNN, ada tiga komoditas unggulan minyak dan gas Indonesia, yaitu minyak mentah, hasil minyak dan gas. PT Pertamina Persero sebagai perusahaan BUMN yang bergerak di bidang minyak dan gas bertugas sebagai pengekspor produk migas Indonesia. Contoh komoditas ekspor migas antara lain avtur, pelumas, Marine Fuel Oil MFO, High Speed Diesel HSD, dan lain-lainnya. Kesimpulan Minyak dan gas bumi migas adalah sumber daya alam berbentuk cair padat yang terletak di dalam pori-pori batuan pada suatu kolam di perut bumi. Di Indonesia, minyak dan gas menjadi komoditas utama yang menyumbang pendapatan negara. Oleh karena itu, industri migas menjadi salah satu industri penting. Kegiatan industri migas di Indonesia terdiri dari kegiatan hulu dan kegiatan hilir. Keduanya berperan penting dalam menghasilkan produk-produk minyak dan gas. Produk-produk industri ini dikelompokkan dalam lima klasifikasi, yaitu kondensat, gas kering, gas basah, minyak ringan, dan minyak berat. Seluruh produk dalam industri minyak dan gas bumi ini menjadi komoditas yang penting. Bahkan, beberapa produk itu menjadi komoditas ekspor yang menyumbang keuntungan bagi perekonomian Indonesia. Solar Industri menyediakan pemesanan Bio Solar B30 Non-Subsidi Pertamina, jasa bunker service, dan pembuatan tangki solar di seluruh wilayah Indonesia. Untuk proses pembelian, silakan hubungi kontak kami yang telah tersedia.
Daftarlengkap direktori Oil Industry Consultant di Others @ Indonesia
ļ»æKompasiana adalah platform blog. Konten ini menjadi tanggung jawab bloger dan tidak mewakili pandangan redaksi Kompas. [caption id="attachment_126817" align="alignright" width="300" caption="Ilustrasi/Admin Shutterstock"][/caption] Hasil pengelolaan migas di Indonesia memainkan peranan penting dalam proses pembangunan di Indonesia. Jika dilihat dalam APBN, hasil penerimaan migas mencapai 30% dari total penerimaan pemerintah. Dengan alasan inilah industri migas dikatakan industri strategis yang memainkan peranan penting dalam pembangunan. Namun tidak semua stakeholder terutama masyarakat umum mengerti pola pengelolaan migas yang saat ini diterapkan di Indonesia. Model Kontrak Bagi Hasil Production Sharing Contract yang banyak diadopsi oleh negara lain merupakan model yang dikembangkan oleh Indonesia. Tulisan dibawah ini mencoba untuk menggambarkan secara umum pengelolaan migas di Indonesia dalam bentuk Question and Answer. Tulisan ini tidak akan memberikan gambaran mendetail, tetapi mencoba memberikan informasi kepada masyarakat berupa informasi-informasi umum mengenai kontrak migas. Semoga kita bisa lebih memahami mengenai pengelolaan migas dan bisa lebih membuat pengelolaan migas menjadi lebih baik di masa depan Karakteristik Kontrak Bagi Hasil Q Apa itu Kontrak Bagi Hasil Production Sharing Contract/PSC? A Adalah kontrak bagi hasil dimana produksi dibagi berdasarkan prosentase tertentu yang disepakati. Kontrak pengelolaan migas yang ada/pernah ada di Indonesia adalah 1. Konsesi kontraktor memiliki kekuasaan penuh atas minyak yang ditambang dan wajib membayar royalti kepada negara. Kontrak ini tidak ada lagi sejak 1961 2. Kontrak karya merupakan kontrak profit sharing dimana manajemen ada di kontraktor. Kontrak ini tidak ada lagi sejak 1983 3. Production Sharing Contract 4. Technical Assistance Contract produksi yang dibagi hanya diperoleh dari pertambahan produksi setelah secondary recovery. Bukan dari total produksi 5. Joint Operating Body. Kontrak ini sama seperti PSC namun pemerintah/pertamina ikut serta dalam permodalan sehingga komposisi menjadi 50 50. Q Bisa diuraikan secara singkat mengenai contoh Kontrak Bagi Hasil diluar minyak bumi? A Misalkan Anda memiliki lahan seluas 3 ha di Lembang. Anda bekerja di Jakarta sebagai karyawan. Mungkin dengan kesibukan anda saat ini, anda belum bisa mengolah lahan itu menjadi lahan pertanian yang menguntungkan. Untuk optimalisasi, mungkin anda bisa menyewakan lahan tersebut kepada petani setempat. Lahan tersebut bisa disewakan selama waktu tertentu anda mendapatkan uang sewa atau anda bisa meminta mereka akan mengelowa lahan itu dengan sistem bagi hasil. Dari hasil panen yang dihasilkan, anda mungkin mendapatkan 30% dan sisanya menjadi hak petani. Seperti itulah kontrak bagi hasil. Pemerintah memberikan hak kepada perusahaan minyak untuk mengeksplorasi dan mengeksploitasi wilayah kerja tertentu selama periode tertentu. Hasil yang diperoleh akan dibagi sesuai dengan perjanjian Q Apa karakterisitk dari PSC? A Dalam kontrak PSC, semua resiko ada di kontraktor. Negara tidak memiliki eksposure atas resiko kegagalan dalam proses eksplorasi. Jangka waktu kontrak adalah 30 tahun termasuk 6-10 tahun untuk eksplorasi. Seluruh peralatan yang dibeli dalam rangka kontrak PSC menjadi milik negara dan serta adanya kewajiban Domestic Market Obligation DMO untuk kontraktor migas Q Bagaimana perkembangan PSC di Indonesia? A PSC di Indonesia sudah melewati 3 generasi. Generasi pertama 1965 - 1978 dimana cost recovery dibatasi sebesar 40%, bagian kontraktor adalah 35% bersih dan DMO tanpa grace period. Generasi kedua 1978 - 1988 dimana cost recovery tidak ada pembatasan, bagian kontraktor 15% bersih, investment credit sebesar 20% dan DMO dengan harga pasar untuk 5 tahun. Generasi ketiga 1988 - skrg dimana mulai dikenalkan adanya FTP First Tranche Petroleum yang besarnya 20% dari produksi gross serta DMO yang bervariasi antara harga ekspor. Q Mengapa Indonesia memberikan hak kepada perusahaan minyak, terutama asing, untuk mengolah Sumber Daya Migas dibandingkan mengelola sendiri atau melalui BUMN? A Industri minyak dan gas bumi memiliki karakteristik padat modal, padat teknologi dan penuh ketidakpastian resiko. Tidak ada yang bisa menjamin bahwa didalam perut bumi terkandung minyak dan gas yang memiliki jumlah yang ekonomis. Pada saat awal berdirinya republik, kita belum memiliki modal dan teknologi untuk mencari dan mengelola migas sendiri. Oleh karena itu, kita mengundang perusahaan asing untuk mengelola sumber daya migas kita. Diharapkan terjadi alih teknologi sehingga suatu saat kita bisa mengelola migas sendiri semoga.... Q Mengingat jumlah penduduk Indonesia yang besar dan tentunya membutuhkan minyak dalam kehidupan sehari-harinya,bagaimana pemerintah menjamin ketersediaan BBM di dalam negeri? A Berdasarkan kontrak bagi hasil, diatur bahwa kontraktor migas harus menjual bagiannya paling banyak 25% ke dalam negeri. Ini bertujuan untuk menjamin ketersediaan BBM di pasar dalam negeri. Namun berdasarkan hasil uji materi atas UU no 22/2001 yang diputuskan oleh Mahkamah Konstitusi MK, ketentuan tersebut diubah menjadi wajib 25% dari paling banyak. Harga yang ditetapkan bisa berdasarkan harga pasar atau harga tertentu. Ketentuan ini dikenal dengan istilah Domestic Market Obligation DMO. Kontraktor akan mendapatkan DMO fee atas hal ini. Regulator Kegiatan Operasional Migas Q Institusi pemerintah mana yang mengatur kegiatan operasional migas? A Terdapat dua institusi pemerintah yang terlibat dalam kegiatan hulu migas. Yang pertama adalah Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral ESDM melalui Direktorat Jenderal Minyak dan Gas bumi Ditjen MIGAS serta Badan Pelaksana Kegiatan Hulu Minyak dan Gas Bumi BPMIGAS Q Lantas apa peranan pertamina dalam pengelolaan Migas? A Pertamina, dalam hal ini PT Pertamina EP, merupakan salah satu kontraktor migas nasional yang mendapatkan hak atas beberapa wilayah kerja di seluruh Indonesia. Jadi posisi Pertamina, dalam hal ini Pertamina EP, sama dengan kontraktor migas lain seperti Medco, Chevron, Exxon. Sebelum adanya UU no 22 tahun 2001 mengenai Minyak dan Gas Bumi, Pertamina merupakan pemegang Kuasa atas pengelolaan migas di Indonesia. Sehingga kontraktor migas menandatangani kontrak dengan Pertamina. Namun dengan UU tsb, dilakukan pemisahan antara regulator dan player. Fungsi regulator diserahkan kepada badan Pelaksana dalam hal ini BPMIGAS sedangkan pertamina disamakan fungsinya seperti kontraktor migas lainnya Q Apa beda BPMIGAS dengan BPH Migas? Apakah keduanya merupakan institusi yang sama A Dalam UU no 22 tahun 2001 mengenai Migas, kegiatan industri migas dibagi menjadi kegiatan hulu mencari sampai menghasilkan produk migas dan kegiatan hilir pemasaran migas. Dahulu kegiatan hilir dikuasi oleh Pertamina, namun sekarang sudah dibuka 100% buat perusahaan lain diluar pertamina. Sehingga bukan hanya SPBU Pertamina yang sering kita lihat tetapi SPBU Shell dan Petronas sudah mulai masuk Indonesia. Institusi yang mengatur kegiatan hulu adalah BPMIGAS sedangkan institusi yang mengatur kegiatan hilir adalah BPH Migas H nya adalah hilir Perhitungan Bagi Hasil Secara Umum Q Berapa besarnya prosentase bagi hasil antara pemerintah dengan kontraktor migas? A Secara umum, prosentase bagi hasil antara pemerintah dan kontraktor sebesar 85 15 untuk minyak dan 70 30 untuk gas. Namun perhitungan secara detail diatur dalam perjanjian masing-masing Q Jika diperoleh minyak sebesar US$ 1,000 apakah pemerintah memperoleh US$ 850? A Pemerintah tidak secara serta merta mendapatkan 85% dari hasil yang diperoleh. Hasil perolehan minyak itu harus dikurangi dulu dengan biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor migas sebelum dibagi ke pemerintah dan kontraktor sesuai prosentase yang diatur dalam kontrak Q Berapa bagian pemerintah jika seandainya ada biaya sebesar US$ 400 dan menghasilkan minyak sebesar US$ 1,000 A Bagian pemerintah adalah 85% dari US$ 600 atau sebesar US$ US$ 510. Sedangkan bagian kontraktor sebesar US$ 490 US$ 400 merupakan penggantian biaya ditambah 15% dari US$ 600 Q Berarti prosentase bagi hasil yang disebutkan diatas bukan prosentase gross tetapi prosentase net? A Benar. Prosentase tersebut adalah prosentase net dimana hasil penerimaan minyak dikurangi biaya-biaya produksi minyak. Biaya ini dimulai dari biaya dalam tahap eksplorasi mencari cadangan migas sampai dengan biaya dalam tahap produksi. Biaya-biaya inilah yang dikenal dengan istilah cost recovery. Dalam contoh perhitungan diatas, porsi pemerintah menjadi 51% sedangkan kontraktor 49% dari penerimaan Biaya Eksplorasi dan Eksploitasi Q Apakah pemerintah langsung mengganti biaya kontraktor migas setiap tahun sesuai dengan jumlah yang mereka keluarkan? A Tidak. Pemerintah akan mulai mengganti biaya kontraktor ketika wilayah kerjanya dinyatakan ekonomis. Maksudnya seluruh biaya dalam tahap eksplorasi mencari cadangan migas tidak akan diganti apabila wilayah kerja tersebut belum dinyatakan komersil memenuhi kriteria ekonomis untuk di eksploitasi Q Berarti ada kemungkinan biaya yang dikeluarkan kontraktor migas tidak diganti oleh pemerintah? A Ya. Biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor migas tersebut tidak diganti apabila kontraktor migas tidak menemukan cadangan minyak atau menemukan cadangan migas namun cadangan yang ditemukan tidak dinyatakan ekonomis oleh pemerintah. Sehingga dalam hal ini, pemerintah tidak menanggung resiko sama sekali jika ada pengeboran yang gagal Q Kapan suatu wilayah kerja dinyatakan komersil? A Wilayah kerja dinyatakan komersil apabila perkiraan cadangan migas dapat menutup biaya yang telah dikeluarkan dalam tahap eksplorasi dan menutup biaya produksi migas mengambil dan mengolah migas dari perut bumi Q Apa yang dimaksud tahap ekspolitasi? A Tahap ekslploitasi merupakan tahap lanjutan dari tahap eksplorasi. Jika dalam tahap eksplorasi, tujuan utamanya adalah mencari cadangan migas terbukti proven reservoir maka tahap eksploitasi bertujuan untuk mengambil cadangan tersebut dari perut bumi Q Berarti dalam tahap ini mulai dibangun fasilitas produksi? A Benar. Tahap ini dimulai dari pengeboran sumur produksi sampai dengan pembuatan fasilitas produksi yang diperlukan. Q Apakah biaya yang terjadi di tahap ini langsung diganti oleh pemerintah? A Penggantian biaya kontraktor migas cost recovery dimulai dalam tahap ini. Biaya eksploitasi akan diganti setelah biaya dalam tahap eksplorasi sudah diganti semua. Biaya dalam tahap eksplorasi ini sering dikenal dengan istilah sunk cost Komponen Biaya Cost Recovery Q Bagaimana penggolongan biaya yang bisa di cost recovery? A Biaya yang bisa di cost recovery terdiri dari tiga macam 1. Unrecovered Cost Biaya ini merupakan sunk cost yang belum di cost recovery. 2. Current Year Operating Cost 3. Current Year Depreciation atas Capital Cost Jika dalam tahun tertentu total biaya belum bisa ditutup oleh hasil migas, maka biaya tersebut akan dibawa ke tahun berikutnya untuk diperhitungkan kembali sisa biaya yang masih belum di cost recovery Q Apakah pemerintah mengganti seluruh biaya kontraktor migas? A Pada dasarnya, konsep bagi hasil yang dianut oleh Indonesia akan mengganti biaya kontraktor migas sebesar 100%. Tidak ada pembatasan atas biaya-biaya yang bisa diganti oleh pemerintah. Namun ketentuan ini sudah berubah. Hasil audit BPK menemukan adanya biaya-biaya yang tidak sepatutnya jika diganti oleh pemerintah misal biaya yang terkait dengan kegiatan CSR perusahaan ditindaklanjuti dengan menerbitkan Permen ESDM no 22 tahun 2008 yang mengatur biaya-biaya yang tidak bisa di ganti oleh pemerintah non cost recovery antara lain pembebanan dana community development pada masa eksploitasi, technical training untuk ekspatriat, biaya konsultan pajak. Q Apa yang dimaksud dengan investment Credit? A Investment Credit merupakan bentuk insentif pemerintah kepada kontraktor migas untuk lebih memberikan daya saing investasi migas di Indonesia dibandingkan negara lain. Jika kontraktor migas mendapatkan fasilitas investment credit berarti dia memperoleh hak untuk meminta ganti kepada pemerintah sebesar prosentase tertentu atas nilai investasi yang berhubungan langsung dengan pembangunan fasilitas produksi Q Bukannya investasi mereka sudah pasti diganti oleh pemerintah? A Benar. Seluruh investasi mereka akan diganti oleh pemerintah melalui mekanisme cost recovery. Namun dalam rangka menarik minat investasi migas, khususnya dikawasan timur indonesia dan diwilayah yang tergolong laut dalam, pemerintah memberikan fasilitas investment credit. Yang berarti, mereka bisa meminta ganti atas investasi selain yang sudah diganti lewat cost recovery. Misalnya nilai investasi mereka sebesar US$ 1,000. Maka nilai 1,000 itu akan diganti seluruhnya melalui cost recovery ditambah sekian persen dari nilai US$ 1,000 yang merupakan investment credit. Investment credit merupakan hak kontraktor namun hanya diberikan dengan persetujuan pemerintah Q Apakah pemerintah mengeluarkan uang tunai untuk mengganti cost recovery? A Tidak. Pemerintah tidak mengeluarkan uang tunai untuk mengganti cost recovery. Tetapi dari hasil produksi minyak dalam barel atau gas dalam MMSCFD langsung dikurangi cost recovery. Q Bagaimana jika hasil produksi migas tidak cukup untuk mengganti cost recovery? Apakah pemerintah tidak mendapatkan bagi hasil? A Secara umum, prosentase bagi hasil merupakan prosentase net dimana hasil produksi harus dikurangi dulu dengan biaya produksi sebelum dibagi ke dua belah pihak. Sehingga dengan konsep ini, maka pemerintah tidak mendapatkan bagi hasil apabila hasil produksi belum cukup untuk mengganti biaya produksi. Namun untuk menjamin adanya penerimaan negara atas migas, walaupun hasilnya belum menutup biaya produksi, di kenalkan mekanisme FTP First Tranche Petroleum. Dimana pemerintah secara otomatis memperoleh 20% dari produksi sebelum hasil produksi tersebut dikurangkan cost recovery dan investment credit . FTP ini diperhitungkan kembali sebagai bagian dari prosentase bagi hasil Q Bagaimana cara menghitung bagi hasil migas? Q Mengapa diatas tertulis indonesia portion 73,2143% sedangkan di bagian paling bawah tertulis 85% untuk oil? A 85 15 untuk oil dan 70 30 untuk gas adalah prosentase yang dihitung dari Equity to be split. Ini bagi hasil yang dijamin dalam kontrak bagi hasil. Namun untuk mendapatkan angka ini, terdapat perhitungan DMO, DMO fee dan Tax. Sehingga perlu dilakukan perhitungan gross up atas prosentase di bagian ETBS ssehingga secara bottom nilai prosentasenya mencapai 85 15 dan 70 30 Q Dengan rate tax yang berbeda-beda sesuai dengan rejim perpajakan sewaktu penandatangan kontrak PSC, bagaimana perhitungan gross up split antara Kontraktor dan pemerintah sehingga net bagian pemerintah adalah 85% dan kontraktor sebesar 15% A Berikut adalah perhitungan gross up dengan rate tax yang berbeda-beda NET SPLITSGOV TAXGROSSEP-UP SPLITS PEMERINTAH 34,090948%71,1538 1 2 Lihat Money Selengkapnya LawFirm Prof. Dr. Juanda S.H., M.H & Partners serta Ogiandhafiz Juanda & Lawyers adalah Law Firm terbaik di Jakarta dan Kantor pengacara profesional di Indonesia yang didukung oleh pengacara terbaik di jakarta dan advokat terbaik di indonesia juga menangani perkara untuk kota-kota lain di Indonesia seperti Jakarta, Bandung, Bogor, Tangerang, Bekasi, Banda Aceh, Medan, Pekanbaru, Padang, Bengkulu, Palembang, Bandar Lampung, Batam, Bogor, Surabaya, Malang, Denpasar Bali, Mataram, Sumbawa Jakarta ANTARA News - Ikatan Konsultan Nasional Indonesia Inkindo meminta pelaku usaha sektor minyak dan gas migas agar melonggarkan persyaratan tender untuk memberi kesempatan kepada konsultan dalam negeri menggarap proyek berskala besar. "Selama ini baik BPH Migas, BPN Migas, PGN, Pertamina, bahkan Ditjen Migas mengenakan syarat yang sulit dipenuhi pelaku jasa konsultan di Indonesia," kata Ketua Umum Dewan Pimpinan Nasional DPN Inkindo, Bachder Djohan di Jakarta, Kamis. Usai diskusi mengenai "Peran Konsultan Nasional dalam Percepatan Investasi Produksi, Transmisi, dan Kilang Minyak dan Gas, Bachder mengatakan, akibat syarat yang sangat ketat tersebut membuat peserta tender konsultan di sektor migas hanya diikuti perusahaan-perusahaan asing, kalaupun ada, konsultan lokal hanya menjadi bagian kecil dari kegiatan itu. "Kita ingin dilibatkan dalam porsi yang lebih besar. Itu baru bisa dicapai apabila syarat yang ditetapkan dapat diturunkan. Kalau tidak diberi kesempatan kapan lagi kita dapat mengikuti proyek tersebut," ucapnya. Bachder menyampaikan akibat kebijakan di sektor migas yang sangat ketat ini membuat dari Badan Usaha anggota Inkindo di DKI Jakarta dari total seluruh Indonesia yang terlibat sebagai konsultan migas mungkin hanya 10 sampai 15 badan usaha saja. "Itupun bermain dalam skala yang lebih kecil," ujarnya. Sementara itu menurut Sekjen DPN Inkindo, Laksmo Imawanto, ke depan potensi di sektor migas sangat besar sesuai dengan target pemerintah seperti peningkatan produksi minyak bumi mencapai 1,3 MMBOD sampai dengan tahun 2010, pemenuhan gas domestik sampai 3,8 BCFD tahun yang sama, pemenuhan kapasitas kilang ton lebih, serta rencana menyalurkan gas bumi dari daerah produsen di Sumatera dan Kalimantan ke konsumen di Pulau Jawa. Laksmo juga menyampaikan, sejumlah potensi yang dapat digarap diantaranya rencana BP Migas meminimalkan biaya operasi dan peningkatan penyerapan sumber daya nasional sampai dengan 55 persen, upaya Ditjen Migas untuk menemukan cadangan baru, serta target Pertaminan di sektor hulu dan hilir sampai dengan Rp15,2 triliun. Menurut Bachder, selama ini badan usaha Inkindo yang terlibat langsung dalam proyek migas masih dibawah 30 persen, padahal idealnya untuk proyek di negara sendiri seharusnya dapat 80 persen. Bachder menyampaikan, sebenarnya peluangnya sangat besar karena sebagian anggota Inkindo memiliki kemampuan dalam hal survai, pemetaan sampai ke dalam tanah, studi kelayakan, sampai Analisa Manajemen dan Dampak Lingkungan Amdal. Tetapi karena tidak diberi kesempatan akhirnya proyek-proyek migas banyak yang dikuasai asing. Bachder mengatakan, sebenarnya untuk memberdayakan konsultan nasional tidak terlalu sulit. Paling penting saat ini kemauan dari instansi di sektor migas untuk lebih terbuka dan berpihak kepada konsultan nasional. Diakuinya tenaga ahli yang dimiliki belum memadai, namun apabila tidak diikutkan dalam proyek di dalam negeri kekurangan tenaga ahli akan terus terjadi bahkan semakin parah. Menurutnya, syarat yang diajukan kepada konsultan lokal terkadang-kadang tidak masuk akal. "Anggapan saya instansi maupun pelaku di bidang migas memang sengaja diberikan syarat yang berat agar tidak dapat ikut tender," ujar Bachder.*Editor Suryanto COPYRIGHT Ā© ANTARA 2007
Sistemyang digunakan di Indonesia saat ini jelas menganut model ini, secara konseptual hal ini memang dianggap oleh para pengambil kebijakan sebagai sistem yang paling sesuai dengan amanat Undang-Undang Dasar 1945 (UUD 1945). Tentu kita juga harus mempertimbangkan kemampuan keuangan Negara dan karakteristik sektor hulu migas Indonesia yang
JAKARTA-Industri hulu minyak dan gas bumi migas di Indonesia tetap memegang peran penting sebagai penggerak perekonomian nasional. Pemerintah terus berusaha menciptakan iklim investasi yang menarik guna mencapai target produksi minyak bumi sebesar 1 juta barel per hari dan 12 miliar kaki kubik per hari gas bumi BSCFD pada tahun 2030. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral ESDM Arifin Tasrif yang menyaksikan secara langsung berbagai penandatanganan strategis sektor hulu migas ini mengungkapkan, tren global dan lokal yang muncul, seperti revolusi minyak serpih shale oil di Amerika Serikat, transisi energi, pandemi Covid dan harga minyak yang rendah telah menciptakan pasar yang sangat kompetitif untuk mendapatkan investasi di bisnis hulu migas. Menurut perusahaan konsultan migas seperti Woodmac, IHS atau Rystad, Indonesia dianggap sebagai tempat yang menarik untuk investasi. Daya tarik tersebut lebih didorong oleh prospek sumber daya migas. Sementara, pada sistem fiskal dan risiko minyak dan gas, terdapat begitu banyak ruang untuk perbaikan. "Kita harus membangun kesadaran bahwa kita sedang bersaing dengan negara-negara penghasil minyak lain di seluruh dunia untuk mendapatkan investasi dan oleh karena itu kita harus memperbaiki iklim investasi kita," ungkap Arifin pada acara Oil And Gas Investment Day, di Jakarta, Kamis 17/6. Arifin juga menjelaskan bahwa Kementerian ESDM hari ini akan mengumumkan Penawaran Wilayah Kerja WK Migas Konvensional Tahap I Tahun 2021 yang akan diumumkan oleh Dirjen Migas. "Untuk meningkatkan iklim investasi dan menarik investor, Pemerintah Indonesia akan meluncurkan Syarat dan Ketentuan baru yang diharapkan lebih kompetitif dan menyukseskan Putaran Lelang tahun ini," jelas Arifin. Guna mewujudkan hal tersebut dirinya mengajak seluruh pemangku kepentingan berkontribusi dalam mengembangkan sektor migas Indonesia. "Kita harus membangun kemitraan strategis antara Pemerintah, dunia usaha, dan masyarakat," ucap Arifin. Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto menjelaskan, untuk meningkatkan daya tarik investasi, perlu dilakukan percepatan proses perumusan kebijakan yang melibatkan Kementerian ESDM, Kementerian Keuangan dan SKK Migas. "Untuk mempercepat peluncuran kebijakan fiskal yang lebih efektif yang mampu mendorong investor untuk meningkatkan kegiatan produksi dan eksplorasi di Indonesia," ungkap Dwi. Senada, Presiden Indonesian Petroleum Association IPA Gary Selbie menyatakan bahwa acara yang diselenggarakan bersama oleh Kementerian ESDM dan IPA, menjadi momentum investor untuk dapat mendengar lebih banyak tentang kemajuan terkini mengenai investasi hulu migas di Indonesia. IPA percaya bahwa prospek industri hulu migas Indonesia tetap sangat positif dengan beberapa cekungan dan target eksplorasi baru di banyak wilayah di Indonesia. "Serta memiliki kesempatan untuk menyaksikan penandatanganan penting antara pemerintah dan berbagai investor minyak dan gas bumi. Kami juga mendapat kehormatan untuk mendengar dari Pak Tutuka, Dirjen Migas, tentang proses tender untuk beberapa blok migas baru yang akan segera dibuka," ujarnya. I. Penandatangan Perjanjian Strategis Hulu Migas 1. Penyerahan Persetujuan Revisi Rencana Pengembangan POD Pertamina Hulu Mahakam PHM dengan insentif fiskal berdasarkan Peraturan Pemerintah PP Nomor 27 tahun 2017. Ini adalah lapangan produksi pertama yang diberikan insentif fiskal berdasarkan PP 27 tahun 2017 Pemerintah telah menyetujui usulan insentif fiskal yang diajukan oleh Operator Blok Mahakam, PT Pertamina Hulu Mahakam PHM. Ini merupakan paket insentif pertama yang diberikan kepada blok Indonesia dalam tahap produksi. Persetujuan paket insentif ini akan memungkinkan PHM untuk mengerjakan proyek pengembangan yang tertunda, memaksimalkan pemulihan sumber daya, dan menjamin kelangsungan bisnis dan operasi Blok Mahakam hingga akhir kontrak pada tahun 2037. Paket Insentif Mahakam diberikan sesuai dengan ketentuan yang diatur dalam PP 27 tahun 2017 dan terdiri dari Relaksasi First Tranche Petroleum FTP Pemberian investment credit Depresiasi yang dipercepat Fasilitas PPN yang tidak ditagih dan pengurangan Land Building Tax Pajak Bumi dan Bangunan/PBB untuk kegiatan bawah permukaan Pembebasan biaya sewa penggunaan Barang Milik Negara BMN 2. Amandemen Rencana Pengembangan Lapangan Plan of Development/POD Coal Bed Methane CBM menggunakan skema Gross Split di Blok Tanjung Enim. Ini adalah kali pertama skema Gross Split diterapkan pada blok migas non-konvensional CBM produksi. Perubahan Kontrak Kerja Sama KKS dari skema Cost Recovery menjadi skema Gross Split telah disetujui pada 4 Mei 2021 oleh Menteri ESDM. KKS Tanjung Enim pertama kali ditandatangani pada tahun 2009. Kontraktor KKS CBM Tanjung Enim terdiri dari Operator Dart Energy Tanjung Enim Pte. Ltd. "Dart Energy" dan mitranya, PT Bukit Asam Metana Enim BAME dan PT PHE Metra Enim. Hingga tahun 2018 KKS CBM Tanjung Enim telah melakukan beberapa kegiatan eksplorasi, antara lain pemboran 3 sumur Eksplorasi, 6 core drilling dan 7 production test. Berdasarkan data eksplorasi dan evaluasi bawah permukaan, Area A dan B memiliki cadangan CBM sebesar 127,93 BSCF dari Formasi Muara Enim. 3. Kesepakatan Penjualan Gas Penandatanganan ini sebagai bagian dari milestone hulu migas Indonesia untuk mendukung pengembangan pabrik pupuk dan lifting minyak. a. Penandatanganan Memorandum of Understanding MoU antara Genting Oil Kasuri Pte Ltd GOKPL dengan PT Pupuk Indonesia, untuk pengembangan Proyek Amoniak-Urea dan Metanol di Bintuni Penandatanganan HoA ini membuktikan dukungan besar Pemerintah Indonesia terhadap pengembangan gas bumi di wilayah timur khususnya di Wilayah Papua. Perjanjian ini akan menjamin pemanfaatan gas bumi sekitar 1,66 Trillion Cubic Feet TCF dari lapangan Asap, Kido dan Merah untuk Pabrik Amoniak, Urea dan Metanol yang didirikan oleh PT Pupuk Indonesia dan anak perusahaannya. Proyek ini akan mendorong pembangunan ekonomi regional provinsi Papua Barat, terutama penciptaan lapangan kerja baru dan meningkatnya peluang investasi daerah. Proyek ini diperkirakan akan onstream pada tahun 2025 dengan jumlah pasokan harian untuk Ammonia Urea adalah sebesar 112,6 MMSCFD dan untuk Methanol sebesar 109,3 MMSCFD. b. Penandatanganan MOU antara PetroChina International Jabung Ltd PIJL dengan PT Pupuk Sriwidjaja Pusri untuk pengembangan Proyek Pusri-3B yang diperkirakan onstream pada 2036 dengan jumlah pasokan harian 60 BBTUD; dan Pertamina Hulu Rokan PHR atas pasokan gas untuk operasi Steam Flood di Blok Rokan dengan jumlah pasokan harian sebesar 50 BBTUD yang diperkirakan onstream pada tahun 2023 mendatang. c. Penandatanganan MOU antara Repsol Sakakemang dengan PT Pupuk Sriwidjaja yang diperkirakan onstream pada 2024 dengan jumlah pasokan harian 38 BBTUD; dan PT Pertamina Hulu Rokan PHR dengan jumlah pasokan harian 15 BBTUD. d. Penandatanganan MOU antara Kangean Energy Indonesia KEI dan PT Petrokimia Gresik PKG yang diperkirakan akan onstream setelah tahun 2027 mendatang. 4. Penandatanganan Kerjasama Eksplorasi Hulu Migas, antara ENI Indonesia dan SKK Migas Eksplorasi migas di Indonesia masih memiliki potensi yang sangat besar, oleh karena itu dengan kerjasama teknologi ini, SKK Migas berharap dapat memiliki prospek migas baru. Beberapa tahun terakhir ENI menorehkan sejumlah keberhasilan eksplorasi dengan penemuan volume hidrokarbon yang signifikan karena pendekatan inovatifnya untuk eksplorasi melalui teknologi mutakhir. Kerjasama atau MOU ini bertujuan untuk mengidentifikasi dan mengevaluasi potensi kolaborasi yang terkait dengan bidang melalui pertukaran informasi, data dan ide, dan untuk menentukan kerangka kerja khusus untuk kemungkinan implementasinya di Indonesia. 5. Joint Study Agreement JSA kerjasama eksplorasi antara Pertamina Hulu Energi PHE dengan Posco International Corporation berdasarkan hasil eksplorasi Firmed Commitments oleh PHE Jambi Merang. Joint Study Agreement dan kerjasama antara PT Pertamina Hulu Energi dan POSCO International Corporation didasari oleh semangat yang sama untuk mencari peluang dalam eksplorasi potensi hidrokarbon di area terbuka dimana Pertamina melakukan survei seismik 2D untuk memenuhi komitmen pasti PHE Jambi Merang. Kedua belah pihak bersama-sama mengusulkan studi bersama untuk area seluas km2 di mana rangkaian kejadian hidrokarbon telah diidentifikasi selama 1980-an hingga awal 1990-an melalui kegiatan eksplorasi sebelumnya. Tujuan utama dari Studi Bersama adalah untuk meninjau kembali wilayah yang diusulkan dan menguji kelayakan sistem perminyakan dari batuan induk Pra-Tersier melalui integrasi seismik 2D yang baru diproses ulang dan hasil survei seismik Komitmen Pasti Pertamina Jambi Merang. Kolaborasi antara PT Pertamina Hulu Energi dan POSCO International Corporation diharapkan dapat berkontribusi dalam meningkatkan Cadangan Minyak & Gas Bumi dan Keberlanjutan Energi Indonesia di masa mendatang. II. Pengumuman Penawaran Wilayah Kerja Migas Tahap I 2021 Pemerintah terus berupaya untuk membuat lelang wilayah kerja WK migas yang lebih menarik, yaitu dengan memperbaiki syarat dan ketentuan, seperti peningkatan bagi hasil kontraktor dengan memperhitungkan faktor risiko blok, Open Bid Signature Bonus, FTP 10%, penerapan harga DMO 100% selama masa kontrak, fleksibilitas skema Kontrak Kerja Sama Cost Recovery atau Gross Split, ketentuan pelepasan baru tidak ada kewajiban pelepasan sebagian wilayah pada tahun ke-3 kontrak, akses data yang mudah melalui mekanisme keanggotaan Migas Data Repository MDR, serta insentif dan fasilitas perpajakan sesuai dengan peraturan perundang-undangan yang berlaku. Terdapat 6 WK migas yang ditawarkan, terdiri dari 4 WK melalui mekanisme Penawaran Langsung dan 2 WK melalui mekanisme Lelang Reguler. A. Empat WK Migas melalui mekanisme Penawaran Langsung adalah No Working Area Location Size Km2 Minimum of Firm Commitment 1. South CPP Riau onshore 5, - G&G- 500 Km of 2D seismic- 50 Km2 of 3D seismic- 1 exploration well 2. Sumbagsel South Sumatera onshore 1, - G&G- 1 exploration well 3. Rangkas Banten & West Java onshore 3, - G&G- 300 Km of 2D seismic 4. Liman East Java onshore & offshore 3,135 - G&G- 400 Km of 2D seismic B. Dua WK Migas melalui mekanisme Lelang Reguler adalah No Working Area Location Size Km2 Minimum Firm Commitment 1. Merangin III South Sumatera and Jambi onshore 1, - G&G- 100 Km2 of 3D seismic- 1 exploration well 2. North Kangean East Java offshore 4, - G&G- 200 Km2 of3D seismic- 1 exploration well Pemerintah mengundang perusahaan dalam dan luar negeri BU/BUT di bidang usaha hulu migas yang memiliki kemampuan finansial dan teknis, mampu memenuhi persyaratan Komitmen Pasti minimal 3 tahun, mampu memenuhi syarat dan ketentuan wilayah kerja tender, serta kinerja dan rekam jejak yang baik untuk mengikuti putaran pertama Indonesia Lelang WK Migas 2021 ini, dengan jadwal, sebagai berikut A. Penawaran Langsung Akses Bid Dokumen 17 Juni 2021 - 28 Juli 2021 Penyerahan Dokumen Partisipasi 28 Juli 2021 - 30 Juli 2021 B. Lelang Reguler Akses Bid Dokumen 17 Juni 2021 - 12 Oktober 2021 Penyerahan Dokumen Partisipasi 12 Oktober 2021 - 14 Oktober 2021 Perusahaan yang berminat dapat mendaftar dan mengakses Dokumen Penawaran melalui website e-tender sesuai jadwal. BACA JUGA Ikuti News Analysis News Analysis Isu-Isu Terkini Perspektif Klik di Sini AsosiasiPerusahaan Pemboran Minyak, Gas dan Panas Bumi Indonesia. APMI adalah satu-satunya wadah dari semua perusahaan nasional kontraktor pemboran minyak, gas dan panas bumi di seluruh Indonesia, berdiri pada tanggal 24 April 1980 di Jakarta. APMI Mewadahi perusahaan kontraktor pemboran minyak, gas dan panas bumi dengan wilayah kerja di Kontrakpengelolaan migas yang ada/pernah ada di Indonesia adalah: 1. Konsesi : kontraktor memiliki kekuasaan penuh atas minyak yang ditambang dan wajib membayar royalti kepada negara. Kontrak ini tidak ada lagi sejak 1961 2. Kontrak karya : merupakan kontrak profit sharing dimana manajemen ada di kontraktor. Kontrak ini tidak ada lagi sejak 1983 .
  • de270iu0ji.pages.dev/24
  • de270iu0ji.pages.dev/355
  • de270iu0ji.pages.dev/347
  • de270iu0ji.pages.dev/71
  • de270iu0ji.pages.dev/237
  • de270iu0ji.pages.dev/301
  • de270iu0ji.pages.dev/56
  • de270iu0ji.pages.dev/116
  • de270iu0ji.pages.dev/228

    • konsultan migas di indonesia