Gross Split: Skema Bagi Hasil Migas yang Progresif

Pada bulan Januari 2017 pemerintah Indonesia melalui Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) memberlakukan skema baru pembagian hasil produksi minyak dan gas (production sharing contract – PSC) di Indonesia. Peraturan ini dituangkan dalam Peraturan Menteri ESDM No. 08 Tahun 2017 tentang Kontrak Bagi Hasil “Gross Split” atau bila diterjemahkan bebas, “Bagi Kotor”. Skema ini diterapkan pada blok Offshore North West Java (ONWJ) yang dikerjakan oleh Pertamina. Gross Split ini adalah perubahan yang cukup berarti dalam tata kelola migas di negeri ini. Namun sebelum membedah lebih lanjut apa dan bagaimana skema Bagi Kotor ini, mari kita ulas sejenak skema bagi hasil yang berlaku selama ini.

 Skema Cost Recovery/ Pengembalian Biaya

Pengelolaan sumberdaya migas di Indonesia dibangun diatas Pasal 33 UUD 1945, yang mengamanatkan bumi dan sumberdaya yang terkandung di dalamnya dikuasai oleh negara dan dimanfaatkan sebesar-besarnya untuk kemakmuran rakyat. Oleh karena itu, skema yang ada di beberapa negara lain yang hanya menerapkan royalty dan melakukan liberalisasi harga, tidak bisa serta merta diadopsi di Indonesia.

Di Indonesia, seluruh wilayah kerja migas adalah milik negara; pengaturan harga, tarif pajak, hingga klasifikasi biaya diatur oleh pemerintah. Berbagai perusahaan diberikan ijin untuk melakukan kegiatan pengeboran hingga pengangkatan migas. Setelah minyak berhasil diproduksi, baru skema bagi hasil diberlakukan. Ada beberapa point penting dalam skema ini. Yang pertama, perusahaan kontraktor harus berhasil memproduksi minyak. Ini berarti tahap pengeboran eksplorasi, appraisal (pengujian) hingga pengembangan (development) sudah berhasil dilakukan dan minyak telah berhasil diangkat ke permukaan secara berkesinambungan. Pada produksi minyak pertama, 20% hasil produksi langsung dibagi ke kedua pihak, pemerintah dan kontraktor tanpa dipotong biaya apapun. Ini disebut dengan First Tranche Petroleum (FTP).

Yang ke-dua, seluruh biaya yang telah dikeluarkan oleh perusahaan akan diganti atau dikembalikan oleh pemerintah. Komponen inilah yang dikenal dengan “cost recovery”. Karena yang membayar pemerintah, maka tentu biaya-biaya ini harus diaudit. Persetujuan atas komponen biaya, rencana kerja biasanya melalui negosiasi yang cukup panjang di awal perumusan kontrak. Setelah pengeboran dilakukan pun, biaya-biaya tersebut masih harus diaudit. Berbagai temuan akan diselidiki hingga akhirnya diputuskan untuk diganti atau tidak. Diskusi tentang cost recovery ini sering menjadi bottleneck yang memperlambat proses pengeboran hingga pembayaran bagi hasil. Otoritas pemerintah yang berwenang atas verifikasi anggaran dan pengawasan penggunaan biaya adalah SKK Migas.

Yang ke-tiga, adalah skema bagi hasil itu sendiri. Saat ini skema yang berlaku adalah pemerintah mendapatkan 85% dari pendapatan hasil produksi dan 15% diberikan kepada kontraktor (setelah pajak). Angka ini memang terkesan besar, namun perlu diingat bahwa pemerintah masih harus mengganti biaya operasional yang telah dikeluarkan oleh perusahaan. Pada umumnya, sebenarnya pemerintah Indonesia hanya mendapatkan 45-60% dari hasil produksi. Pembayaran cost recovery tidak dilakukan dengan kas keras, tapi dengan pengurangan barel minyak dari porsi pemerintah.

Jadi secara garis besar, dalam skema ini pendapatan pemerintah terdiri dari komponen-komponen utama sebagai berikut: 1) First Tranche Petroleum; 2) pendapatan dari bagi hasil dikurangi dengan biaya cost recovery; 3) pendapatan pajak yang dibebankan ke kontraktor (pajak penghasilan dan pajak atas sisa pendapatan setelah dipotong pajak penghasilan, atau yang biasa disebut pajak deviden)

 

 Skema Gross Split/ Bagi Kotor

 Skema yang baru ini bertujuan salah satunya mengeliminasi berbagai komplikasi seputar cost recovery. Tentu dari kacamata pemerintah, skema ini jauh lebih sederhana. Tidak perlu ada negosiasi alot di awal proyek, seperti sekarang dalam penentuan POD (Plan of Development) dan Work Program and Budget (WP&B). Semua sudah jelas di depan, berapa yang akan didapat masing-masing pihak. Hilangnya fase ini akan memperingkas proses pengerjaan blok wilayah kerja migas bagi perusahaan pemenang. Perlu diketahui bahwa pada tahun 1970an, hanya butuh waktu 7 tahun untuk menyelesaikan tahap eksplorasi hingga produksi. Saat ini butuh waktu antara 12 – 15 tahun untuk bisa menyelesaikan tahap-tahap yang sama. Hal ini disebabkan karena semakin ketatnya regulasi tata kelola migas, salah satunya dikarenakan mekanisme cost recovery dan tahapan bisnis lain yang terkena imbasnya, seperti mekanisme pengadaan dan auditing. Skema gross split diantisipasi dapat memangkas waktu kerja menjadi 10-12 tahun.

Selama ini dengan skema bagi hasil cost recovery, biaya yang dikeluarkan pemerintah untuk mengembalikan biaya operasi menjadi salah satu komponen belanja negara. Dengan dihilangkannya elemen cost recovery, akan lebih ringan APBN pemerintah. Sebagai ilustrasi, pada tahun 2016 besaran cost recovery dianggarkan sebesar 8,4 Milyar USD, namun pada kenyataannya biaya yang dikeluarkan sebesar 11,4 Milyar USD.

Sebagai kompensasi atas hilangnya cost recovery yang diberikan kepada kontraktor, pemerintah memberikan porsi bagi hasil yang lebih besar kepada kontraktor. Untuk produksi minyak, porsinya sebesar 43% dan pemerintah mendapatkan 57%. Persentase ini bisa lebih tinggi apabila wilayah kerja yang digarap memiliki tingkat kesulitan yang tinggi (laut dalam, pengeboran non-konvensional). Ada pula insentif bagi mereka yang bisa mempertahankan Tingkat Kandungan Dalam Negeri (TKDN). Komponen-komponen penambah porsi bagi hasil tersebut dikenal dengan istilah “variable split”. Ini diatur dalam Peraturan Menteri dan harus disepakati di awal saat penandatanganan kontrak.

Jadi secara garis besar, dengan skema gross split; pemerintah tidak lagi mengganti biaya operasi kontraktor. Sebagai kompensasinya, pemerintah akan meminta porsi bagi hasil yang lebih rendah dari skema cost recovery sebelumnya. Pendapatan pemerintah hanya terdiri dari dua komponen: 1) bagi hasil produksi yang ditentukan di awal kontrak; 2) pendapatan pajak yang dikenakan kepada kontraktor (pajak penghasilan dan pajak dividen)

 

Sebuah Ilustrasi Sederhana

Mari kita lihat perbandingannya. Untuk keperluan ilustrasi, angka yang digunakan adalah sebagai berikut, dengan asumsi yang digunakan.

 

Produksi                                              1000

First Tranche Petroleum (FTP)      20% (split 85:15)

Cost recovery                                      400

Pajak penghasilan                             30%

Pajak deviden                                     20%

 

Untuk kemudahan penghitungan, diasumsikan bagi hasil pada cost recovery sebesar 85% untuk pemerintah dan 15% untuk kontraktor (untuk Earnings to be Shared, sebelum pengenaan pajak)

 

 

Cost Recovery

Gross Split

Pemerintah (85%)

Kontraktor (15%)

Pemerintah (37%)

Kontraktor (63%)

FTP 20%

170

30

   
Cost recovery

-400

400

   
Bagi hasil

340

60

370

630

Beban Operasi      

-400

Pajak penghasilan (30%)

18

-18

69

-69

Pajak dividen (20%)

8

-8

32

-32

Pendapatan Total

136

464

471

129

 

Dengan skema ini, pemerintah menerima pendapatan dari FTP, bagi hasil dan pendapatan pajak sebesar 536. Namun setelah dikurangi biaya cost recovery, pendapatan pemerintah menjadi 136. Di sisi kontraktor, setelah mendapatkan cost recovery dari pemerintah ia mendapatkan bagi hasil sebesar 60. Pajak yang dikenakan hanyalah atas bagi hasil ini. Sehingga pada akhirnya yang didapat oleh kontraktor adalah sebesar 464.

Dengan Gross Split, diasumsikan bahwa kontraktor mendapatkan berbagai insentif karena lokasi pengeboran yang sulit, teknologi mutakhir dan kandungan dalam negeri (TKDN) yang tinggi; sehingga kontraktor mendapatkan porsi bagi hasil sebesar 63% (lebih tinggi dari porsi standard sebesar 57%). Dalam skema ini tidak ada lagi cost recovery dan biaya yang telah dikeluarkan sebesar 400 dibukukan sebagai beban biaya operasi, yang ditanggung oleh kontraktor dan digunakan sebagai komponen pengurang pendapatan. Hasil yang tersisa akan dikenakan pajak penghasilan dan pajak deviden. Dalam contoh ini, pendapatan kontraktor adalah sebesar 129. Di sisi lain, yang didapatkan pemerintah adalah hasil bagi kotor sebesar 370, ditambah pendapatan pajak sebesar 101. Total pendapatan pemerintah dengan skema ini sebesar 471.

 

Tantangan Bagi Kontraktor Untuk Berubah

Bila dilihat secara sekilas, akan mudah sekali untuk menarik kesimpulan bahwa skema gross split ini “merugikan” kontraktor karena porsi yang didapat semakin sedikit. Akan tetapi ada beberapa catatan yang perlu diingat.

Pertama, dengan tidak adanya cost recovery maka prosedur pengeboran hingga produksi menjadi lebih ringkas. Dengan demikian ada penghematan biaya secara keseluruhan yang tidak tergambarkan (intangible benefit) dalam ilustrasi di atas – artinya bila dengan skema lama biaya yang dibutuhkan adalah 400, maka sebenarnya dari penghematan waktu ini saja semestinya sudah bisa mengurangi total biaya.

Kedua, di masa lalu dengan skema PSC cost recovery tata pembukuan biaya cukup ketat. Ketat dalam artian penghitungan depresiasi, tata cara pengadaan barang dan jasa (procurement) diatur begitu ketat sehingga penunjukan vendor atau sub-kontraktor tidak bisa dilakukan dengan serampangan. Harga termurah tidak selalu bisa menang karena ada faktor lain yang menentukan seperti pengalaman (deployment experience), yang harus dipenuhi. Contoh konkritnya seperti pembelian well head (kepala sumur) yang mungkin akan lebih murah bila dibeli dari Cina, namun bila dari segi kualitas atau durabilitas dinilai tidak memadai, SKK Migas bisa melarang pembelian dari vendor tersebut.

Ketiga, dan mungkin ini yang berulang kali didengungkan oleh Menteri ESDM, Ignatius Jonan; adalah berubahnya mindset kontraktor. Dari mindset yang relaxed (karena semua biaya diganti), menjadi mindset yang “cost-conscious” atau hemat. Karena semua biaya tidak lagi diganti, maka tentu para manajer proyek, manajer pengadaan dan cost controller akan berupaya lebih keras dalam mengendalikan biaya supaya bisa sekecil mungkin. Dan semua ini akan diterapkan di semua lini operasi, baik pemilihan vendor, penggunaan teknologi, perekrutan pegawai hingga biaya perjalanan dan hiburan. Semua akan lebih dikendalikan. Ini harus dilakukan oleh kontraktor untuk  menjaga pendapatan mereka.

Perusahaan kontraktor bisa diibaratkan seperti organisme, seperti halnya manusia; masing-masing akan berbeda dalam menanggapi peraturan ini. Akan ada yang merasa nyaman dengan skema cost recovery yang ada, dan ada yang lebih adaptif terhadap peraturan yang baru.

 

Gross Split Tetap Harus Menarik

 Bergeser dari skema cost recovery ke gross split adalah langkah yang berani. Namun demikian, detail pengaturannya harus terus dipertajam untuk memastikan bahwa skema PSC di Indonesia tetap menarik bagi investor dan kontraktor migas. Komitmen untuk mempercepat waktu kerja hingga 2-3 tahun lebih cepat, benar-benar harus terwujud. Kontraktor harus diberikan lebih banyak kelonggaran untuk mengatur struktur biaya mereka. Tidak mungkin kontraktor akan bisa melakukan efisiensi, bila tangan mereka “diborgol” dengan berbagai peraturan yang selama ini berlaku, terutama dalam hal pengadaan barang dan jasa, pemilihan teknologi yang tepat guna (just good enough).

Hal yang tetap harus diperhatikan pemerintah, yaitu aspek keberpihakan kepada industri dalam negeri. Dengan dilonggarkannya aturan bagi kontraktor untuk mengelola biaya mereka, jangan sampai hal tersebut mengorbankan industri dalam negeri dan tenaga ahli dalam negeri yang selama ini sudah dibangun. Untuk itulah berbagai insentif yang menarik tetap harus diberikan bagi kontraktor yang mau menggunakan produk dan jasa dalam negeri, serta tenaga kerja dalam negeri. Tingkat Kandungan Dalam Negeri, baik dari persentase kuantitas maupun persentasi nilai uangnya harus terjaga.

Untuk itulah gross split yang sudah diterapkan untuk pertama kalinya harus terus diperbaiki khususnya untuk terus bisa menjaga profitabilitas kontraktor. Indonesia masih membutuhkan investasi baik dari dalam maupun luar negeri untuk mengembangkan industri migasnya, baik itu dalam hal eksplorasi maupun produksi.

Di mata investor, Indonesia bukanlah pilihan satu-satunya. Peluang investasi di Indonesia akan disandingkan dan dibandingkan dengan negara-negara lain. Pada akhirnya mereka akan menanamkan modal di tempat yang memberikan imbal balik/ return tertinggi. Apabila ada negara tetangga dengan skema royalty yang rendah dan berbagai insentif pajak yang menarik, tentu investor akan memilih berinvestasi di sana. Perlu diingat juga bahwa return yang tinggi selain akan didapat dari skema bagi hasil yang baik, juga harus disertai iklim bisnis yang sehat, yang memberikan kepastian hukum serta stabilitas keamanan dan politik di dalam negeri.

 

*Artikel ini pertama kali dimuat di Times Indonesia pada 16 Februari 2017