contoh kontrak tenaga kerja dalam bidang minyak dan gas

1. PENGUSAHAAN KEGIATAN
HULU MINYAK DAN GAS
Oleh
BAMBANG YASMADI

2. DASAR HUKUM
PENGUSAHAAN MIGAS
UUD 1945 PASAL 33, AYAT 2 DAN 3, YANG BERBUNYI :
2 TJABANG-TJABANG PRODUKSI JANG PENTING BAGI NEGARA DAN
MENGUASAI HADJAT HIDUP ORANG BANYAK DIKUASAI OLEH NEGARA;
3 BUMI DAN AIR DAN KEKAJAAN ALAM JANG TERKANDUNG DI
DALAMNYA DIKUASAI OLEH NEGARA DAN DIPERGUNAKAN UNTUK
SEBESAR-BESARNJA KEMAKMURAN RAKJAT.
UU No.44 1960 PASAL 2 MENYATAKAN :
SEGALA BAHAN GALIAN MINJAK DAN GAS BUMI JANG ADA DI DALAM
WILAYAH HUKUM PERTAMBANGAN INDONESIA MERUPAKAN
KEKAJAAN NASIONAL JANG DIKUASAI OLEH NEGARA.

3. DASAR HUKUM
PENGUSAHAAN MIGAS
APA ARTI MENGUASAI?
SALAH SATU INTERPRETASI ADALAH BAHWA
PEMERINTAH ATAS NAMA NEGARA MENGUASAI
SEMUA HAK YANG TERKANDUNG DALAM
SUMBERDAYA MIGAS, YAITU HAK MILIK
(PROPERTY RIGHT – MINERAL RIGHT), HAK
MEMPERGUNAKAN (MINING RIGHT), DAN HAK
MENJUAL (ECONOMIC RIGHT).

4. DASAR HUKUM
PENGUSAHAAN MIGAS
• PERATURAN PEMERINTAH PENGGANTI UNDANG-UNDANG NO.44
TAHUN 1960 TENTANG PERTAMBANGAN MIGAS.
• UNDANG-UNDANG NO.8 TAHUN 1971 TENTANG PERUSAHAAN
PERTAMBANGAN MINYAK DAN GAS BUMI NEGARA (PERTAMINA).
• KEPUTUSAN PRESIDEN NO.11 TAHUN 1990 TENTANG POKOK-POKOK
ORGANISASI PERTAMINA. DI DALAMNYA TERDAPAT BADAN
PEMBINAAN PENGUSAHAAN KONTRAKTOR ASING (BPPKA).
• ADANYA UNDANG-UNDANG NO.22 TAHUN 2002 MENJADIKAN PRP
UU No.44/1960 DAN UU No.8/1971 MENJADI TIDAK BERLAKU, TETAPI
PERATURAN PELAKSANAANNYA TETAP BERLAKU SEPANJANG
TIDAK BERTENTANGAN DENGAN UU No.22/2002 ATAU BELUM ADA
PENGGANTINYA (BAB XIV KETENTUAN PENUTUP, PASAL 66)

5. AKTIFITAS EKSPLORASI & PRODUKSI
EVALUASI CEKUNGAN
INDENTIFIKASI PROSPEK
PENGEMBANGAN DAN PRODUKSI AWAL
Eksplorasi
EVALUASI KEMBALI RENCANA PENGEMBANGAN
PEMBORAN INFILL DAN WORKOVERS
ENHANCED RECOVERY
MENINGGALKAN LAPANGAN
PEMBORAN EKSPLORASI
DREVEENLCOAPMNEAN PT EPLNAGNENIMNGBANGAN
PENURUNAN PRODUKSI LAPANGAN

6. ALUR KEGIATAN EKSPLORASI DAN PRODUKSI MIGAS
A. TAHAP EKSPLORASI
Survei
Eksplorasi
Pemboran
Eksplorasi
Penemuan
Cadangan
Migas
Pemboran
Delineasi
Perhitungan
Cadangan
Plan of
Devlpm
(POD)
Sumur Kering Survei Seismik
Tambahan
B. TAHAP PRODUKSI
Plan of
Development
Pembangunan
Fasilitas
Produksi
Produksi
Kilang
Review
Perhitungan
Cadangan
Pemboran
Pengembangan
Pengapalan

7. REGION I
REGION II
REGION III

8. PETA EKSPLORASI REGION SUMATERA UTARA - SUMATERA TENGAH - NATUNA
BADAN PELAKSANA KEGIATAN
USAHA HULU MINYAK DAN GAS BUMI
U
Skala 1 : 6.500.000
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
: Bumi Siak Psk. CPP (Prod.)
: Caltex C&T Siak (Prod.)
: Caltex Kisaran (Eks.)
: Caltex C&T MFK (Prod.)
: Caltex PS Rokan (Prod.)
: Conoco Philips Na. B (Prod.)
: Conoco Philips Nila (Eks.)
: Conoco Phil. Tungkal (Prod.)
A
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
13
14
15
: Batas Region
: Conoco Phil. Sum. A (Prod.)
: ENI Krueng Mane (Eks.)
99°
102°
105°
108°
6° 6°
18
3° 3°
20
07
05
13
19
17
16
27
11
01
23
26
04
06
0° 0°
25
A
06
08
21
22
14
09
24
28
10
12
03
02
15
29
09
3° 3°
99°
102°
105°
108°
: Exxon Mobil B Blok (Prod.)
: Exxon Mobil Langsa (Eks.)
: Exxon Mobil NSO (Prod.)
: ESSO Natuna (Prod.)
: Kondur Petroleum (Prod.)
: Petro China Jabung (Prod.)
: Petronas Cari. Tj. Jab. (Eks.)
: Petro Selat (Prod.)
: Premier Natuna A (Prod.)
: Santos (Bentu No.2) (Prod.)
: Santos Korinci (Eks.)
: Star Energy Kakap (Prod.)
: Conoco Phil. Jambi B (Eks.)
: Exxon Mobil Pase (Prod.)
: Asia Petroleum Asahan (Eks.)
: COSTA Gebang (Prod.)
: Sinopec Petroleum Intl. (Eks.)
: Titan NE Natuna (Eks.)
29
: Exspan C/S Sumatera (Prod.)
Eks BPMIGAS/bayu
: Exspan Merangin I (Eks.)
Keterangan :
A
: Masuk dalam Region Sumatera Selatan dan Jawa

9. PETA EKSPLORASI REGION SUMATERA SELATAN - JAWA
BADAN PELAKSANA KEGIATAN
USAHA HULU MINYAK DAN GAS BUMI
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
: KNOC Nemone Madura I (Eks.)
: KNOC Nemtwo Madura II (Eks.)
: Lapindo Brantas (Prod.)
: Lundin B.V. Banyumas (Eks.)
: Lundin B.V. Blora (Eks.)
: Medco Madura (Eks.)
: ORNA Rembang Java (Eks.)
: PetroChina Bangko (Eks.)
: PetroChina Tuban (Prod.)
: Petronas Carigali K. (Eks.)
: Santos Madura (Eks.)
: Santos N. Bali I (Eks.)
: Santos Sampang (Eks.)
: Sebana Bulu NE Java (Eks.)
: Sele Raya S Sumatra (Eks.)
: Talisman Ogan (Prod.)
30
31
32
33
34
35
: YPF Jambi 36 Merang (Prod.)
103°
106°
109°
112°
115°
0° 0°
3° 3°
: Conoco Phi. Ketapang (Eks.) 04 02
16
17
18
: Kodeco W. Madura (Prod.)
: BP. Ind. Kangean (Prod.)
: Eksindo S. Madura (Eks.)
: Exspan Bar. Rimau (Prod.)
: Exspan C/S Sum. (Prod.)
: Exspan Lematang (Prod.)
: Exxon Mob. Madura (Prod.)
: Golden Spike Pasir. (Eks.)
: Golden Spike Pend. (Prod.)
: Greka Energy Jabar (Eks.)
: Indo Pasific Bawean (Prod.)
13
14
15
: Amerada Pangkah (Eks.)
: BP. Ind. Bawean (Eks.)
: BP. Ind. Muriah (Eks.)
: BP. Ind. ONWJ (Prod.)
: CNOOC SE Sum. (Prod.)
: Conoco Phi. Corridor (Prod.)
: Conoco Phi. S.kemang (Eks.)
6° 6°
01
05
06
03
08
09
23
11
12
13
14
17
18
22
25
16
15
28
29
35
27
36
24
07
10
20
34
31
33
26
07
21
32
30
19
37
9° 9°
103°
106°
109°
112°
115°
U
Skala 1 : 8.000.000
: Batas Region
37 : Tately N.V. Jambi (Eks.)
Eks BPMIGAS/bayu
Keterangan :
17
: Sedang dalam proses total Relinquishment

10. BADAN PELAKSANA KEGIATAN
USAHA HULU MINYAK DAN GAS BUMI
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
: Medco Simenggaris (Eks.)
: Pearl Oil Sebuku (Eks.)
: PetroChina Kpl. Brg. (Prod.)
: PetroChina Salawati (Prod.)
: Ramu Rombebai (Eks.)
: Total Dongala (Eks.)
: Total Mahakam (Prod.)
: Total Saliki Kal. (Eks.)
: Unocal Sesulu (Eks.)
: Vico Kaltim (Prod.)
: Zodan N.V. Popodi (Eks.)
: Zudavi N.V. Papalang (Eks)
43
44
45
: Total Tengah (Prod.)
: Unocal East Kal. (Prod.)
: Unocal Ganal (Eks.)
: Unocal Rapak (Eks.)
: Unocal Sangkarang (Eks.)
: Unocal Selat Mks. (Prod.)
13
14
15
16
19
20
21
23
26
: Lundin B.V. Sareba (Eks.)
: Permintracer Tj. Utara (Eks.)
24
25
: BP. Ind. E. Arguni (Eks.)
: BP. Ind. W. Arguni (Eks.)
: Exspan Benggara I (Eks.)
: Exspan Tomori (Prod.)
: Inpex Attaka (Prod.)
: KNOC Wokam (Eks.)
: Kalrez Bula Seram (Prod.)
: Kuffec Non Bula (Prod.)
: ENI Muara Bakau (Eks.)
17
18
: Amerada Tj. Aru (Eks.)
: BP. Ind. Babo (Eks.)
: BP. Ind. Wiriagar (Prod.)
: BP. Ind. Teluk Berau (Prod.)
: British Gas Muturi (Prod.)
: EE Teluk Bone (Eks.)
: EECL Sengkang (Prod.)
: ENI Bukat (Eks.)
22
: ENI Ambalat (Eks.)
112° 119° 126° 133° 140°
10
21
03
04
07
06
09
28
20
11
12
41 39
44
27
13
14
18
36
25
48
37
49
45 43
24
46
38
45
33
05
26
32 42
40
41
08
29
47
01
31
15
19
35
16
17 23
22
34
30
02
U
Skala 1 : 17.500.000
Ek s BPMIGAS/ ba yu
: Exspan Tarakan (TAC)
: Provident Tarakan (Eks.)
: Continental Benggara 2 (Eks.)
: Exspan Yapen (Eks.)
: Inpex Masela (Eks.)
46
: Halmahera Petroleum (Eks.)
: PEARL OIL Salawati (Eks)
47
48
8°
1°
6°
8°
1°
6°
13° 13°
49
112° 119° 126° 133° 140°
: Asia Petroleum Biliton (Eks)
PETA EKSPLORASI REGION KALIMANTAN - INDONESIA BAGIAN TIMUR
: ConocoPhilips Warin (Eks.)
: Eksindo Pet. Bontang (Eks.)
: Elnusa Bangkanai (Eks.)

11. PENGUASAAN WILAYAH KERJA
• PENAWARAN WILAYAH KERJA DILAKUKAN MELALUI PROSES
TENDER YANG DISELENGGARAKAN OLEH DITJEN MIGAS
• NO MEMBERSHIP / MAILING LIST
• NO NEGOTIATION
• FIRM COMMITMENT BASED ON ACTIVITIES
• PENANDATANGAN PIHAK PEMERINTAH ADALAH BADAN
PELAKSANA MIGAS
• MEKANISME PENAWARAN WILAYAH KERJA DAPAT MELALUI
DIRECT OFFER TENDER ATAU REGULAR TENDER

16. FFIISSCCAALL TTEERRMM AANNDD CCOONNDDIITTIIOONN
FFIIRRSSTT RROOUUNNDD DDIIRREECCTT OOFFFFEERR TTEENNDDEERR YYEEAARR 22000055
NO BLOCK LOCATION SIZE
(Sq Km)
GOVERNMENT TAKE (%) CONTRACTOR
TAKE (%)
INVESTMENT
AFTER TAX CREDIT FIRST
TRANCHE
PETROLEUM
AFTER TAX
OIL GAS OIL GAS
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 LHOKSEUMAWE NAD 5,908.24 75 60 10 25 40 110
2 WEST KAMPAR RIAU 4,471.31 85 65 10 15 35 -
3 BUNGAMAS SOUTH SUMATRA 2,231.86 80 60 10 20 40 -
4 BENGKULU BENGKULU 6,276.53 75 60 10 25 40 -
5 CITARUM WEST JAVA 4,440.32 75 60 10 25 40 -
6 N.E. MADURA V EAST JAVA 3,785.10 80 65 10 20 35 -
7 NORTH BALI II EAST JAVA 3,954.38 75 55 10 25 45 -
8 EAST KANGEAN EAST JAVA 5,448.00 75 60 10 25 40 -
9 TARITIP MAKASSAR STRAIT 4,150.00 65 60 15 *) 35 40 80 **)
10 SEBATIK EAST KALIMANTAN 2,132.17 65 60 10 35 40 -
(1)

17. FFIISSCCAALL TTEERRMM AANNDD CCOONNDDIITTIIOONN
FFIIRRSSTT RROOUUNNDD DDIIRREECCTT OOFFFFEERR TTEENNDDEERR YYEEAARR 22000055
NO BLOCK LOCATION SIZE
(Sq Km)
GOVERNMENT TAKE (%) CONTRACTOR
TAKE (%)
INVESTMENT
AFTER TAX CREDIT FIRST
TRANCHE
PETROLEUM
AFTER TAX
OIL GAS OIL GAS
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11 AMBORIP V ARAFURA SEA 9,724.00 65 60 15 **) 35 40 -
12 AMBORIP VI ARAFURA SEA 9,649.00 65 60 15 **) 35 40 -
13 WAILAWI ***) EAST KALIMANTAN 30.74 100 100 - - - -
(2)
NOTES :
*) Divide between Government & Contractor
**) For oil and gas dev. for water depth > 1000 m
***) Cost & Fee Agreement

18. KRITERIA PENILAIAN LELANG
KEPUTUSAN METERI ESDM NO. 1480 TAHUN 2004 (Pasal. 15 DAN 18)
A. PENILAIAN TEKNIS :
Dilakukan terhadap rencana kerja untuk 3 (tiga) Tahun Pertama Komitmen Pasti Masa
Eksplorasi (firm commitment) yang didukung oleh evaluasi geologi dan justifikasi
teknis yang ditunjukkan dengan rencana lokasi pemboran sumur taruhan (New Field
Wildcat) serta petroleum system yang didasarkan pada kaidah keteknikan yang baik.
(KRITERIA PENILAIAN UTAMA)
B. PENILAIAN KEUANGAN :
- Besaran kompensasi pemenang (awarded compensation/signature bonus)
- Kemampuan keuangan untuk mendukung rencana kegiatan eksplorasi dan
eksploitasi yang ditunjukkan dalam laporan keuangan tahunan (annual financial
statements) yang terdiri dari neraca dan laporan laba-rugi perusahaan yang telah
diaudit oleh akuntan publik.
C. PENILAIAN KINERJA BU/BUT DILAKUKAN TERHADAP :
- Pengalaman dibidang perminyakan
- Kepatuhan terhadap peraturan perundang-undangan yang berlaku di
Indonesia untuk perusahaan yang pernah beroperasi di Indonesia.

19. PEMENANG TTEENNDDEERR DDIIRREECCTT OOFFFFEERR
((PPUUTTAARRAANN II 22000055))
No Companies Blocks Commitments
(UNTUK 3 TAHUN I EKSPLORASI)
1. PT. Sumatera
Persada Energi
West
Kampar
- G & G Study : US$ 501,000
- 2D Seismic Survey : 250 Km
- 3D Seismic Survey : 50 Km2
- Exploratory Wells (New Field Wildcat) :5 Wells
- Awarded Compensation : US$ 1,100,000
2. PT. Erry Guna Bungamas
- G & G Study : US$ 850,000
- 2D Seismic Survey : 425 Km
- Exploratory Wells (New Field Wildcat) : 10 Wells
- Awarded Compensation : US$ 1,100,000
3. PT.
Commisioning
Services Ind.
Bengkulu
- G & G Study : US$ 550,000
- 2D Seismic Survey : 50 Km
- Exploratory Wells (New Field Wildcat) : 2 Wells
- Awarded Compensation : US$ 500,000
AA.. WWIILLAAYYAAHH KKEERRJJAA EEKKSSPPLLOORRAASSII

20. No Companies Blocks Commitments
(UNTUK 3 TAHUN I EKSPLORASI)
4. PT. Bumi Parahyangan
Ranhill Energia Citarum
Citarum
- G & G Study : US$ 750,000
- 2D Seismic Survey :750 Km
- Exploratory Wells (New Field Wildcat): 4 wells
- Awarded Compensation : US$ 2,400,000
5. PT. Star Energy Sebatik
- G & G Study : US$ 950,000
- 2D Seismic Survey : 500 Km
- Exploratory Wells (New Field Wildcat) : 1 Well
- Awarded Compensation : US$ 550,000
6. Zaratex Lhokseumaw
e
- G & G Study : US$ 2,100,000
- 2D Seismic Survey : 1000 Km
- Exploratory Wells (New Field Wildcat) : 1 Well
- Awarded Compensation : US$ 500,000
7. PT Energi Timur Jauh East
Kangean
- G & G Study : US$ 250,000
- 3D Seismic Survey : 350 Km2
- Exploratory Wells (New Field Wildcat) : 2 Well
- Awarded Compensation : US$ 500,000

21. No Companies Blocks Commitments
(UNTUK 3 TAHUN I EKSPLORASI)
8. Conocophillips Amborip VI
- G & G Study : US$ 1,500,000
- 2D Seismic Survey : 2000 Km
- Exploratory Wells (New Field Wildcat) : 2 Well
- Awarded Compensation : US$ 1,250,000
9. BUMD Benuo
Taka
Wailawi
Rencana Kerja untuk 6 tahun
-Fee untuk memproduksi minyak : US$ 5 /bbl
-Fee untuk memproduksi gas: US$ 0.25/ MMBTU
B. WILAYAH KKEERRJJAA PPRROODDUUKKSSII

22. Penyiapan
Wilayah
Kerja
ALUR PROSES PENGELOLAAN BLOK
Komitmen Kerja
Eksplorasi &
Finansial
WKP
WP&B
Project
AFE
POD
Penemuan HC
Eksplorasi
Tidak ada
penemuan HC
Departemen
ESDM
KKS
BPMIGAS
Eksekusi

23. PEMERINTAH
Cq BPMIGAS
Penyisihan Ke-1 Penyisihan Ke-2
WILAYAH
KERJA PSC 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
TOTAL RELINQUISHMENT
Firm Commitment
Masa Eksplorasi Tahap I Masa Eksplorasi Tahap II
Masa Kontrak
PSC berlaku
Selama 30 tahun
t.m.t kontrak
ditandatangani
DIAGRAM ALUR KONTRAK PSC
TAHAP PRODUKSI

24. KOMITMEN EKSPLORASI
KKS
WP & B (Rencana Kerja dan Anggaran)
Proyek
A F E (Authorisation For Expenditure)
EKSEKUSI

25. KARAKTERISTIK USAHA
HULU MIGAS
• RISIKO TINGGI
• SANGAT PADAT MODAL
• MENGGUNAKAN TEKNOLOGI
MUTAKHIR

26. PENGEMBANGAN PRODUKSI RISIKO
RISIKO GEOLOGI RISIKO ALAMIAH
RISIKO TEKNIK
RISIKO POLITIK
RISIKO EKONOMI
EKSPLORASI
PENEMUAN
INVESTIGASI
STUDI KELAIKAN
INVESTASI KUMULATIF
TARUHAN BESAR, INVESTASI RENDAH TARUHAN KECIL, INVESTASI BESAR

27. JENIS KONTRAK
 KONSESI
 KONTRAK KARYA (CONTRACT OF WORK)
 KONTRAK BAGI HASIL (PRODUCTION
SHARING CONTRACT)
 TECHNICAL ASSISTANCE CONTRACT
 JOINT OPERATION AGREEMENT

28. Kontrak Bagi Hasil
KETENTUAN DALAM PERJANJIAN
1. Masa Berlaku Perjanjian
2. Relinquishment
3. Employment and Training Nationals
4. Preferensi penggunaan barang dan jasa produk lokal
5. Pemasaran migas
6. Domestic Market Obligation
7. Kewajiban Pengilangan
8. Investasi Minimum
9. Rencana Kerja
10. Bonus Tunai
11. Jaminan Pelaksanaan
12. Pajak
13. Penyediaan Informasi
14. Perlindungan Lingkungan
15. Abandonment, Pemindahan dan Reklamasi

29. KONTRAK BAGI HASIL
ERA UU No.8 1971

30. MANAJEMEN PENGAWASAN
• MENURUT UU No.8/1971, KEPADA PERTAMINA DISEDIAKAN
SELURUH WILAYAH HUKUM PERTAMBANGAN MIGAS
INDONESIA, DAN DIBERIKAN KUASA PERTAMBANGAN YANG
BATAS-BATASNYA WILAYAH SERTA SYARAT-SYARATNYA
DITETAPKAN OLEH PRESIDEN ATAS USUL MENTERI
PERTAMINA DAPAT MENGADAKAN KERJASAMA DENGAN
PIHAK LAIN DALAM BENTUK “KONTRAK PRODUCTION
SHARING”
• KEPPRES No.11/1990 TENTANG POKOK-POKOK ORGANISASI
PERTAMINA MEMBENTUK BPPKA (BADAN PEMBINAAN
PENGUSAHAAN KONTRAKTOR ASING) YANG MENANGANI
KONTRAKTOR MIGAS.

31. KONTRAK BAGI HASIL
GENERASI I
(1965 - 1975)
• COST RECOVERY DIBATASI MAKSIMUM 40% DARI
REVENUE
• PEMBAGIAN ETS (EQUITY TO BE SPLIT) : PERTAMINA 65%,
KONTRAKTOR 35%
• KONTRAKTOR WAJIB MENYISIHKAN 25% DARI
BAGIANNYA UNTUK PASAR DOMESTIK (DMO DOMESTIC
MARKET OBLIGATION) DAN MENDAPAT IMBALAN
SEBESAR US$ 0.20 PER BAREL.

32. SKEMA KONTRAK BAGI HASIL GENERASI I
COST
RECOVERY
REVENUE
EQUITY TO
BE SPLIT
35% 65%
BAGIAN
KONTRAKTOR
CASHFLOW KONTRAKTOR BAGIAN PEMERINTAH
SEMUA
BIAYA
DMO
MAX 40%

33. KEJADIAN-KEJADIAN YANG
MENUNTUT PERUBAHAN KBH
GENERASI I
• 1973 : KRISIS ENERGI, HARGA MINYAK MENINGKAT PESAT
• AWAL 1974 DILAKUKAN AMANDEMEN : HARGA MINYAK
DASAR DITENTUKAN US$ 5/BBL DI MANA KONTRAKTOR
MENDAPAT BAGIAN 35%. DARI KELEBIHAN KELEBIHAN
HARGA RIEL KONTRAKTOR MENDAPAT BAGIAN 15%, DAN
PEMERINTAH 85%.
• 1975 : IRS (INTERNAL REVENUE SERVICE) TIDAK
MEMBERLAKUKAN TAX CREDIT KEPADA PERUSAHAAN
YANG BEROPERASI DI INDONESIA

34. KONTRAK BAGI HASIL
GENERASI II
(1976 - 1988)
TIDAK ADA BATASAN COST RECOVERY
KAPITAL DIDEPRESIASI 7 TAHUN SECARA DDB. NON-KAPITAL
LANGSUNG DI RECOVERED
ETS : 0,6591 : 0,3409 (MINYAK); DAN 0,3182 : 0,6818 (GAS)
UNTUK PEMERINTAH DAN KONTRAKTOR
KONTRAKTOR MEMBAYAR PAJAK PENDAPATAN 45% DAN
PAJAK DEVIDEN 20% (TERHADAP SISANYA)
UNTUK LAPANGAN BARU, KONTRAKTOR MENDAPAT
INVESTMENT CREDIT 20% DARI KAPITAL, DAN PEMBEBASAN
DMO UNTUK 5 TAHUN PERTAMA PRODUKSI

35. SKEMA KONTRAK BAGI HASIL GENERASI II
COST
RECOVERY
REVENUE
EQUITY TO
BE SPLIT
SEMUA
BIAYA BAGIAN
BAGIAN
KONTRAKTOR
DMO
PAJAK
PEMERINTAH
CASHFLOW KONTRAKTOR CASH-IN PEMERINTAH

36. KEJADIAN-KEJADIAN YANG
MENUNTUT PERUBAHAN KBH
GENERASI II
KRITERIA KOMERSIALITAS LAPANGAN YANG MENJADI
RUJUKAN PERTAMINA ADALAH BAHWA PEMERINTAH
MINIMUM MEMPEROLEH 49% DARI REVENUE. HAL INI
MENYULITKAN PENGEMBANGAN LAPANGAN MARGINAL DAN
SUB-KOMERSIAL LAIN.
PERTAMINA MENDEFINISIKAN LAPANGAN MARJINAL
SEBAGAI LAPANGAN YANG PRODUKSINYA SELAMA 2 TAHUN
PERTAMA SEBESAR 10.000 BAREL (15 BPD)
1986 : HARGA MINYAK YANG JATUH DI BAWAH US$ 10/BBL
MENYEBABKAN ETS MENJADI KECIL ATAU NOL SEHINGGA
PEMERINTAH TIDAK MENDAPAT BAGIAN.

37. KONTRAK BAGI HASIL
GENERASI III
(1988 - 1995)
DITERAPKAN FTP (FIRST TRENCHE PETROLEUM) 20%
UNTUK LAPANGAN BARU, HARGA MINYAK DMO DINAIKKAN MENJADI
10% DARI HARGA EKSPOR.
PEMBERIAN INVESTMENT CREDIT TIDAK TERIKAT OLEH KRITERIA
PEROLEHAN PEMERINTAH MINIMUM 49%
INSENTIF BAGI HASIL SESUDAH PAJAK UNTUK FRONTIER AREA (PRE-TERTIARY
RESERVOIR DAN KEGIATAN EOR) :
S/D 50.000 BPD, PEMBAGIAN 0,80 : 0,20
50.000 - 150.000 BPD, PEMBAGIAN 0,85 : 0,15
> 150.000 BPD, PEMBAGIAN 0,90 : 0,10
DAN UNTUK MARGINAL FIELD
DAERAH KONVENSIONAL, PEMBAGIAN 0,80 : 0,20
DAERAH FRONTIER, PEMBAGIAN 0,75 : 0,25

38. SKEMA KONTRAK BAGI HASIL GENERASI III
COST
RECOVERY
REVENUE
EQUITY TO
BE SPLIT
FTP
SEMUA
BIAYA BAGIAN
BAGIAN
KONTRAKTOR
DMO RETENSI
PAJAK
PEMERINTAH
PERTAMINA
PAJAK
CASHFLOW KONTRAKTOR CASH-IN PEMERINTAH

39. REVENUE
• REVENUE ADALAH PENDAPATAN DARI HASIL PENJUALAN
MINYAK/GAS, ATAU:
REV = LIFTING X HARGA MINYAK/GAS
• LIFTING ADALAH MINYAK/GAS YANG DIKIRIM KE PASAR
(DIJUAL). TIDAK SEMUA YANG DI PRODUKSI MENJADI LIFTING
• ADA PERBEDAAN WAKTU ANTARA PENGIRIMAN PRODUK DAN
PENERIMAAN REVENUE
• ADA KEMUNGKINAN JUMLAH LIFTING TIDAK SESUAI DENGAN
REVENUE (MISALNYA PADA KLAUSUL TAKE-OR-PAY)

40. Cost Recovery
• Sejarah Perkembangan
• Ketentuan Umum
• Biaya Operasi

41. Sejarah Perkembangan
• Periode 1: sampai 31 Desember 1973
Ketentuan cost recovery adalah pengembalian biaya
operasi setiap tahun sebesar 40% dari lifting;
• Periode 2: 1 Januari 1973 – 31 Desember 1975
Ketentuan pengembalian biaya operasi setiap tahun
sebesar 40% dari lifting tetap diberlakukan. Kontraktor
diwajibkan membayar tambahan pembayaran tunai
(additional cash payment) dan sebagai kompensasinya
dibebaskan dari kewajiban pembayaran sewa barang
bergerak;
• Periode 3: 1 Januari 1976 – sekarang
Pengembalian biaya 100% biaya operasi. Biaya yang tidak ter-recover
pada tahun berjalan direcover pada tahun berikutnya.

42. Ketentuan Umum
• Kontraktor menyiapkan dan mengusulkan Rencana Kerja
dan Anggaran untuk memperoleh persetujuan BP Migas
selambatnya tiga (3) bulan sebelum tahun Anggaran,
(Section-4.3).
• Dalam keadaan darurat atau keadaan luar biasa yang
memerlukan penanganan cepat, kedua pihak dapat
mengambil langkah-langkah penyelamatan terhadap
kepemilikan dan karyawannya masing-masing, dan seluruh
biaya yang tilnbul rnerupakan biaya operasi, (Section-4.6).
• Kontraktor akan memperoleh pengembalian seluruh biaya
operasi dari hasil penjualan atau bagian Iain dari minyak,
yang jumlahnya sama dengan biaya operasi yang
dikeluarkan, (Section 6.1.2).

43. 1 Operasi
2 Kantor Jasa & administasi
Umum
3 Pengeboran Produksi
4 Pengeboran Eksplorasi
5 Survai
6 Biaya Eksplorasi Lain
7 Pelatihan
Biaya Operasi Thn-2
sebelumnya (Unrecovered)
Non - Kapital Tahun
Berjalan
Biaya operasi
Depresiasi Kapital Thn
Berjalan
1 Konstruksi Utilisasi
dan Penunjang
2 Fasilitas Produksi
3 Barang Gerak Produksi
Seluruh atau sebagian Biaya
Operasi Tahun-tahun
sebelumnya yang belum
memperoleh pengembalian
(unrecovered)

44. Biaya Non Capital
Klausul 2.2.1. Operation
• Labour, material and services daily operations.
• Oil and Gas field production facilities operations
• Secondary recovery operations
• Storage handling transportation and delivery
operations
• Gas well operations
• Gas transportation and delivery operations
• Gas processing auxiliaries and utilities, and
• Other operating activities incl. Repairs and
maintenance

45. Biaya Non Capital
Klausula 2.2.2. Office, service & General
Administration
• General services: technical and related services.
• Material services
• Transportation
• Rental of specialized and heavy engineering equipment
• Site rentals and other rentals of services and property
• Personal expenses
• Public relations, and
• Other expenses

46. Biaya Non Capital
Klausul 2.2.3. Production Drilling
Objective penetrating proven reservoir
Labour, material and services used in well drilling
Delineation well
Redrilling deepening or recompleting wells, and
Access roads leading directly to wells
Klausul 2.2.4. Exploratory Drilling
Objective finding unproven reservoir
Labor, material and services used in well drilling
Access roads leading directly to wells

47. Biaya Non Capital
Klausul 2.2.5. Surveys
 Objective finding unproven reservoir
 Labour, material and services
 Aerial, geological, topographical
 Geophysical and seismic surveys, and
 Core hole drilling
Other Exploration expenditure
 Objective finding unproven reservoir
 Auxiliary or temporary facilities having lives less than or
equal (<=1) year
 Purchased geological and geophysical informational
Klausul 2.2.7. Training
Training of Indonesian personel, section 12

48. Biaya Capital
Klausul 2.3.1. Construction Utilities and Auxiliaries
Work shops
Power and water facilities
Warehouses
Cargo jetties, and
Field roads except the access roads mentioned in
paragraph 2.2.3 and 2.2.4 above.
Klausul 2.3.2. Construction Housing and welfare
Housing recreational facilities, and
Other tangible property incidental to constructions

49. Biaya Capital
Klausul 2.3.3. Production Fasilities
• Offshore Platform including :
– The costs of labour, fuel, hauling and supplies for Both
the offsite fabrication and onsite installation
– Other construction costs in erecting platforms, and
– Installing submarine pipelines,
• Wellhead equipment
• Subsurface lifting equipment

50. Biaya Capital
Klausul 2.3.4. Movable
• Surface & subsurface drilling and production tools,
• Equipment and instruments, barges
• Floating craft, automotive equipment, air-craft.
• Constructions equipment
• Furniture and office equipment, and
• Miscellaneous equipment

51. Kelayakan Biaya Operasi
Terdapat 2 kategori:
• Biaya layak diperhitungkan dan memperoleh
pengembalian biaya:
- Biaya operasi layak
- Biaya operasi bersyarat jika berhasil;
• Biaya tak layak diperhitungkan dan tidak memperoleh
pengembalian biaya:
- Biaya operasi tak layak
- Biaya operasi bersyarat jika tak berhasil (sole
risk).

52. Biaya
Biaya Operasi
Bersyarat
Biaya operasi
Sole Risk sole risk
Biaya Operasi
Layak
Biaya Operasi
Tak Layak
Pengembalian Biaya
Operasi (cost recovery)
Tanpa Pengembalian Biaya
Operasi (non cost recovery)
Sukses??

53. Biaya Operasi Layak
• Biaya Operasi layak adalah biaya – biaya
yang diperlukan untuk mendukung
terlaksananya operasi pengusahaan migas
dan telah memenuhi :
- Persyaratan keteknikan dan teknologi;
- Persyaratan pengelolaan (manajemen)
operasi secara efektif dan efisien;
- Prosedur keadministrasian dan akuntansi.

54. Kelayakan Akunting
• Biaya yang layak diperhitungkan dan
memperoleh pengembalian biaya:
- Biaya-biaya sesuai usulan Rencana Kerja dan Anggaran
(RKA) yang telah disetujui BP Migas;
- Memenuhi persyaratan keteknikan dan pengelolaan
(manajemen) operasional, dan
- Memenuhi ketentuan prosedur akunting dalam Lampiran C
(PSC).

55. Kelayakan Akunting
• Biaya yang tak layak diperhitungkan dan tidak
memperoleh pengembalian biaya (lanjutan):
- Biaya kemitraan dan usaha patungan;
- Biaya akibat tidak diasuransikan, baik sebagian
atau seluruhnya, atau akibat kesalahan prosedur;
- Biaya dan pengeluaran akibat kesalahan atau kealpaan
kontraktor;
- Biaya komite manajemen (bila ada).

56. • Biaya yang dapat diperhitungkan dan baru mendapat
pengembalian bila syarat pengembalian biayanya
terpenuhi:
- Biaya-biaya sesuai usulan Rencana Kerja dan Anggaran;
- Telah memperoleh persetujuan bersyarat dari BP Migas;
- Sesuai dengan ketentuan prosedur akunting
(lampiran C PSC)
Kelayakan Akunting

57. • Biaya yang tidak memperoleh pengemballian
biaya (sole risk), baik sebagian atau
keseluruhan:
- Biaya-biaya di luar usulan Rencana Kerja dan Anggaran;
- Telah memperoleh persetujuan dari BP Migas;
- Telah mendapatkan kesepakatan sole risk (sebagian atau
keseluruhan)
Kelayakan Akunting

58. FIRST TRENCHE
PETROLEUM
• FTP ADALAH JUMLAH MINYAK YANG DIAMBIL
(DIAMANKAN) LEBIH DAHULU SEBAGAI EQUITY TO BE
SPLIT (MINYAK YANG AKAN DIBAGI) SEBELUM DIKURANGI
COST RECOVERY
• FTP DITERAPKAN PADA KONTRAK BAGI HASIL GENERASI
III UNTUK MENJAMIN AGAR PEMERINTAH MEMPEROLEH
BAGIANNYA DARI HASIL LIFTING SEBERAPAPUN BESAR
COST RECOVERY

59. NET OPERATING INCOME
(NOI) DAN PEMBAGIANNYA
• NOI ADALAH LIFTING MINUS COST RECOVERY
• METODA “GROSS-UP” :
– BAGIAN KONTRAKTOR SETELAH PAJAK ADALAH
TERTENTU, MISALNYA UNTUK MINYAK 15%
– APABILA BERLAKU PAJAK SEBESAR 48%, MAKA
BAGIAN KONTRAKTOR DARI NOI ADALAH
15% / (1 - 48%) = 28,8462%
– APABILA BERLAKU PAJAK SEBESAR 44%, BAGIAN
KONTRAKTOR
15% / (1 - 44%) = 26,7857%

60. NET OPERATING INCOME
(NOI) DAN PEMBAGIANNYA
• DAN MISALNYA UNTUK GAS 30% :
– APABILA BERLAKU PAJAK SEBESAR 44%, MAKA BAGIAN
KONTRAKTOR DARI NOI ADALAH
• 30% / (1 - 48%) = 57,6923%
– APABILA BERLAKU PAJAK SEBESAR 44%, BAGIAN
KONTRAKTOR
• 30% / (1 - 44%) = 53,5714%

61. PERPAJAKAN
• KONTRAKTOR DIBEBASKAN DARI SEMUA KEWAJIBAN
PAJAK, KECUALI
– PAJAK PENDAPATAN PERUSAHAAN
– PAJAK DEVIDEND
• TARIF IMPOR, PPN, PBB, RETRIBUSI DAERAH, SUDAH
DIMASUKKAN KE DALAM BAGI HASIL

62. DOMESTIC MARKET
OBLIGATION (DMO)
• DMO ADALAH KEWAJIBAN KONTRAKTOR UNTUK MENYISIHKAN
DARI BAGIANNYA UNTUK PASAR DOMESTIK, MAKSIMUM 25%.
DMO MENDAPAT IMBALAN LEBIH MURAH DARI HARGA PASAR.
• CONTOH:
– KEBUTUHAN DOMESTIK (DITENTUKAN PEMERINTAH) =
1.000.000 BPD
– PRODUKSI = 150.000 BBL
– COST OIL = 50.000 BBL
– BAGIAN KONTRAKTOR = 26,7857% X 100.000 BBL = 26.786
BBL
– DMO = 15% X 26.786 BBL = 4.0178 BBL

63. INSENTIF
• PEMERINTAH MEMBERIKAN INSENTIF UNTUK MENARIK
INVESTASI MELALUI, ANTARA LAIN :
– TAX CREDIT TERHADAP BARANG-BARANG KAPITAL
UNTUK FASILITAS PRODUKSI
– INTEREST RECOVERY
• INSENTIF TERSEBUT DIKENAI PAJAK
• DITAGIHKAN SEBAGAI COST RECOVERY

64. KONTRAK
PENGUSAHAAN HULU
MIGAS
ERA UU No.22 / 2001

65. KONTRAK KERJA SAMA
BAB I (KETENTUAN UMUM) PASAL 1 AYAT 19:
KONTRAK KERJASAMA ADALAH KONTRAK BAGI
HASIL ATAU BENTUK KONTRAK KERJA SAMA
LAIN DALAM KEGIATAN EKSPLORASI DAN
EKSPLOITASI YANG LEBIH MENGUNTUNGKAN
NEGARA DAN HASILNYA DIPERGUNAKAN UNTUK
SEBESAR-BESAR KEMAKMURAN RAKYAT

66. PERBEDAAN UNDANG-UNDANG
MIGAS LAMA DAN BARU
MASALAH UU NO.8,TH.1971 UU NO.22,TH.2001
HAK
DI TANGAN PERTAMINA DI TANGAN PEMERINTAH
PENAMBANGAN
KONTRAK DI HULU PERJANJIAN ANTARA
PERTAMINA DAN
KONTRAKTOR. MENTERI
MENYETUJUI ATAS NAMA
PRESIDEN RI. BENTUK
KONTRAK PRODUCTION
SHARING.
PERJANJIAN ANTARA PEMERINTAH
(BADAN PELAKSANA) DAN
KONTRAKTOR. MENTERI MENYETUJUI
ATAS NAMA PRESIDEN RI. BENTUK
KONTRAK KERJA SAMA ATAU
BENTUK KONTRAK LAIN YANG
MENGUNTUNGKAN PEMERINTAH
KONTRAK DI HILIR MONOPOLI PERTAMINA BUMN, BUMD, KOPERASI, USAHA
KECIL, PERUSAHAAN SWASTA.
DIATUS DAN DIAWASI OLEHBADAN
PENGATUR

67. PERBEDAAN UNDANG-UNDANG
MIGAS LAMA DAN BARU
MASALAH UU NO.8,TH.1971 UU NO.22,TH.2001
PENGELOLA
OPERASI
KONTRAKTOR
DIREKTORAT MPS
(MANAGEMENT OF
PRODUCTION SHARING
CONTRACTORS)
BADAN PELAKSANA – BHMN (BADAN
HUKUM MILIK NEGARA)
POSISI PERTAMINA DIBENTUK ATAS DASAR UU
NO.8 TAHUN 1971
SEJAJAR DENGAN PERUSAHAAN
MINYAK LAIN, DAN MENJADI
PERSERO (PERSEROAN TERBATAS)
PEMBAYARAN
PAJAK
DISATUKAN SEMUA PAJAK
(PAJAK PERUSAHAAN,
PAJAK BUNGA, DIVIDEND.
PAJAK LAIN DIBAYAR OLEH
PEMERINTAH.
DISAMPING PAJAK, JUGA DIKENAI
PAJAK IMPOR, PAJAK-PAJAK LAIN,
PAJAK DAERAH DAN RETRIBUSI.

68. SKEMA KONTRAK BAGI HASIL MENURUT
UU No.22 /2001
COST
RECOVERY
REVENUE
EQUITY TO
BE SPLIT
SEMUA
BIAYA BAGIAN
BAGIAN
KONTRAKTOR
DMO BIAYA OPERASI
PAJAK
FTP
PEMERINTAH
BP MIGAS
CASHFLOW KONTRAKTOR CASH-IN PEMERINTAH

69. Ketentuan Umum PSC
• Semua minyak dan gas yang diproduksikan kontraktor
menjadi milik pemerintah.
• Pertamina bertangggung jawab atas manajemen operasi
• Kontraktor melaksanakan operasi sesuai dengan program
kerja yang sudah disetujui
• Kontraktor menyediakan seluruh dana dan teknologi yang
dibutuhkan dalam operasi
• Kontraktor menanggung biaya dan resiko operasi
• Kontraktor akan menerima seluruh biaya operasi setelah
produksi komersial

70. Ketentuan Umum PSC
• Produksi yang telah dikurangi biaya produksi
dibagi antara Pemerintah dan kontraktor yaitu
sebesar 85 % : 15 % untuk minyak bumi dan 70 %
: 30 % untuk gas.
• Kontraktor diizinkan mengadakan eksplorasi
selama 6 sampai 10 tahun dan eksploitasi 20
sampai 30 tahun .
• Kontraktor membuat program dan anggaran
tahunan yang disetujui oleh BP Migas.
• Kontraktor wajib mengembalikan wilayah
kerjanya pada Pemerintah.

71. Ketentuan Umum PSC
• Seluruh barang operasi atau peralatan yang
diimpor dan dibeli kontraktor menjadi milik
Pemerintah setelah tiba di Indonesia.
• BP Migas memiliki seluruh data yang didapatkan
dari operasi.
• Kontraktor wajib mengalihkan 10 % interestnya
setelah produksi komersial kepada pihak swasta
nasional yang ditunjuk BP Migas.

72. Technical Assistance Contract (TAC)
Recoverable Cost (REC)
Credit
Taxable Income
Shareable Oil (SO)
Equity To Be
Split, ES
Obligation
Tax Net Contr. Share
TOTAL CONTRACTOR SHARE
Pph Cost
Pertamina
Pertamina Share
(1 - SH/(1-T))*ES
Contractor Share
Pertamina
Cost
Recovery
(SH/(1-T))*ES
GROSS REVENUE
R
( NSO )
Income
PERTAMINA
TAKE
Non Shareable Oil
Prorata
Prorata Fee
(Cost/bbl+US$1,5)/bbl
Diff. Price DMO
60%
INDONESIA TAKE
Investment
Before Obligation
Contractor Cash Flow
Income DDMO

73. Technical Assistance Contract (TAC)
• Yang akan dibagi adalah jumlah yang merupakan
penambahan dari produksi sebelum dilakukan
Secondary Recovery (biasa disebut non shareble
oil) dan tambahan produksi sesudah dilakukan
Secondary Recovery (biasa disebut shareble oil).
Pembagian shareble oil tersebut pada dasarnya
adalah sama dengan cara pembagian menurut
PSC

74. Joint Operating Body (JOB)
Gross
Revenue
Pertamina Contractor
50% 50%
Repayment of
Pre Dev. Cost Investment
FTP Credit
Repayment of (%)
Cost Recovery Cost
Income Recovery
Pertamina
Equity To Be
Split
Prorata
Indonesia Contractor
Prorata Fee Share (%) Share (%)
(OC + US$ 1,5/bbl)
DMO
Income Before
Obligation DMO Fee
Obligation Taxable
60% Income
Tax
Pertamina
Take
Net Income
Indonesia Contractor
Take Take

75. Joint Operating Body (JOB)
• Di dalam kontrak model JOB Pertamina dan
kontraktor bekerja sama untuk mengusahakan
suatu lapangan migas dengan porsi saham 50%
Pertamina dan 50% kontraktor. Dengan demikian
Pertamina mendapat bagian sebesar 50% dari
gross revenue dan sisanya sebesar 50% dibagi lagi
antara Pertamina dengan kontraktor sebagaimana
halnya dengan perhitungan kontrak model PSC -
FTP

76. BAGI HASIL MIGAS
DIMASA TRANSISI

77. Bagan Arus Perolehan Bagian Daerah Penerimaan Migas
KPS-Minyak
Merupakan :
-Bagian Negara
-Iuran Eksplorasi & Produksi
-Retensi Pertamina
-Pajak-pajak (PPN, PBB)
-Bea masuk
-dPaaejraakh daerah dan retribusi
GROSS REVENUE
COST RECOVERY
•Net Split 85/15
Tax Rate 48%
(1U9U84 P) ajak Th.
EQUITY TO BE SPLIT
CONTRACTOR ENTITLEMENT
28,8462%
GOVERNMENT ENTITLEMENT
71,1538%*
CORPORATE TAX
35%
BRANCH PROFIT TAX
18,75% 20%
NET CONTRACTOR SHARE
15%
PENERIMAAN
DALAM NEGERI
BAGIAN NEGARA DAN IURAN
EKSPLORASI&PRODUKSI
(PENERIMAAN NEGARA NON PAJAK)
BAG. PUSAT
85%
BAG. DAERAH
15%
Sekurang-kurangnya 25% dari PDN
DANA ALOKASI
UMUM (DAU)
Sumber: Departemen Keuangan RI

78. Bagan Arus Perolehan Bagian Daerah Penerimaan Migas
KPS-Gas
GROSS REVENUE
Merupakan :
-Bagian Negara
-Iuran Eksplorasi & Produksi
-Retensi Pertamina
-Pajak-pajak (PPN, PBB)
-Bea masuk
-Pajak daerah dan retribusi daerah
COST RECOVERY
•Net Split 85/15
Tax Rate 48%
(UU Pajak Th. 1984)
EQUITY TO BE SPLIT
CONTRACTOR ENTITLEMENT
57,6923%
LNG/LPG SALES
GOVERNMENT ENTITLEMENT
42,3077%*
CORPORATE TAX
35%
BRANCH PROFIT TAX
37,5% 20%
NET CONTRACTOR SHARE
15%
PENERIMAAN
DALAM NEGERI
BAGIAN NEGARA DAN IURAN
EKSPLORASI&PRODUKSI
(PENERIMAAN NEGARA NON PAJAK)
BAG. PUSAT
70%
BAG. DAERAH
30%
Sekurang-kurangnya
25% dari PDN
DANA ALOKASI
UMUM (DAU)
NET BACK
DOMESTIC SALES
Transportation Cost
Loan Payment
Processing Cost
Sumber: Departemen Keuangan RI

79. Bagan Arus Perolehan Bagian Daerah Penerimaan Migas
Pertamina
BIDANG USAHA PERTAMINA
HILIR
-Unit Usaha Pengolahan
-Unit Usaha PN
-Unit Usaha Perkapalan
HULU
- EP Migas
PENDAPATAN KOTOR
PERTAMINA
(40%)
PEMERINTAH
(60%) *)
PENERIMAAN NEGARA
DARI MIGAS
Biaya Usaha
HASIL USAHA BERSIH (NOI)
PPh Ps 17 : 30%
PPh Ps 26 (4) : 15%
-PBB
-PDRD
BAGIAN DAERAH
PENERIMAAN
PEMERINTAH SETELAH
KOMP. PAJAK
*) UU No. 8 Tahun 1971
Gas 30%
Minyak 15%
Sumber: Departemen Keuangan RI

80. THE END