Siapa diuntungkan di Cost Recovery dan Gross Split?
berita
Ekonomika

Sumber Foto: surabayabisnis.com

08 February 2018 13:00
Penulis
 Awal Januari lalu, sebuah hasil survei dirilis oleh Fraser Institute, sebuah lembaga survei internasional yang berbasis di Kanada. Hasil survei menyatakan Indonesia masuk dalam 10 negara dengan tingkat iklim investasi terburuk di dunia selama 2017. Hasil penelitian berjudul “Global Petroleum Survey 2017” itu, Indonesia berada di posisi 92 dari 97 negara. Negara tetangga seperti Thailand di posisi 36, Malaysia (57), Brunei (40), Papua Nugini (84), dan Vietnam (61). Padahal pada 2016 lalu, posisi Indonesia masih berada di posisi 79 dari 92 negara.

Mengapa bisa terjadi? Padahal saat ini Indonesia tengah gencar merevisi sejumlah aturan investasi dalam rangka mengundang investor, antara lain adanya 16 Paket Deregulasi Ekonomi.

Di sektor energi, pada 5 Februari lalu Kementerian ESDM telah mencabut 32 peraturan yang dinilai menghambat investasi. Pemerintah melalui PP Nomor 53 Tahun 2017 telah mengesahkan perlakuan perpajakan pada kegiatan usaha hulu migas dan kontrak bagi hasil dengan skema gross split. Skema ini dipercaya berpihak pada kontraktor migas. Nyatanya, investor terkesan emoh mengucurkan duit di ladang migas yang ditawarkan pemerintah. Lima kontraktor migas yang akhirnya berminat mengeksplorasi dengan skema gross split dinilai bukanlah pemain besar migas dunia.

Hasil survei Fraser ini mengiringi pro-kontra di kalangan migas atas diterapkannya skema gross split yang menggantikan skema cost recovery yang selama ini menjadi acuan kontrak kerja para kontraktor migas.

(lihat : http://www.watyutink.com/topik/senjakala-bisnis-migas-indonesia)

Harapan skema gross split bisa meningkatkan jumlah investor migas dalam negeri menjadi tantangan tersendiri, mengingat selama 2015-2016 minat pada penawaran eksplorasi minyak di Indonesia tergolong seret. Terlebih untuk menarik kontraktor migas besar kelas dunia. Selama 2017, dari target investasi eksplorasi 2017 sebesar 870 juta dolar AS, realisasi hanya sebesar 180 juta dolar AS atau cuma 20  persen dari target.

Kontraktor migas keberatan dengan skema gross split karena dinilai terlalu memberatkan. Semua beban biaya eksplorasi akan ditanggung oleh kontraktor sendiri. Sementara bagi hasil hanya 43 persen untuk kontraktor, dibanding bagian pemerintah 57 persen (untuk minyak). Bukankah itu menguntungkan keduanya? Dalam bisnis, kisaran keuntungan wajar adalah 30 persen.

Dengan penolakan kontraktor migas atas bagi hasil 43 persen, logika publik membayangkan skema cost recovery membuat kontraktor mendapat jatah bagi hasil jauh di atas itu.

Bagi pro skema gross split, pola ini dapat menghindarkan negara dari kerugian akibat pembayaran cost recovery yang lebih besar dibanding penerimaan pemerintah dari pajak dan bagi hasil untuk sektor migas.

(lihat : http://www.watyutink.com/topik/skema-gross-split-muluskah)

Atas penolakan para kontraktor migas, saat ini mulai ada 'operasi' penggalangan opini dengan membangun argumen bahwa skema gross split tidak diminati dan bakal terus menempatkan posisi Indonesia sebagai negara terburuk dalam iklim investasi.

Tetapi di sisi lain, bisa saja ada pemikiran skema gross split diajukan menggantikan cost recovery agar yang diuntungkan tidak 'itu-itu saja'. Apalagi penyokong skema gross split adalah kubu pengusung Jokowi. 

Akankah skema gross split berjalan mulus sebagaimana diharapkan pemerintah? Kalau berjalan mulus dengan tetap berpegang pada regulasi, benarkah hanya negara saja yang diuntungkan?

Apa pendapat Anda? Watyutink?

(pso)

SHARE ON
OPINI PENALAR
Praktisi Keuangan Migas

Produksi migas Indonesia memang mengalami penurunan yang cukup signifikan sejak hampir dua dekade lalu yang disebabkan oleh faktor alami dan tidak adanya penemuan lapangan migas baru yang dapat menutupi penurunan alami tersebut. 

Sebenarnya pada saat harga minyak tinggi, terdapat cukup banyak kegiatan eksplorasi yang dilakukan di Indonesia namun sayang belum menemukan hasil yang positif. Ketidakberhasilan penemuan lapangan baru ini dapat dilihat dari dua sudut pandang, yaitu dari segi geological prospectivity dan dari segi fiscal system.

Menurut  Wood MacKenzie (2013), di tingkat ASEAN saja, geological prospectivity Indonesia berada di urutan kedua terbawah. Hal ini berarti memang sudah tidak banyak potensi yang tersisa. Namun demikian, andaikan fiscal system kita mampu memberikan insentif yang menarik kepada investor untuk melakukan pencarian di daerah frontier dan marginal di Indonesia timur dengan menggunakan teknologi terbaru dan modal yang besar, penemuan lapangan baru tidaklah mustahil.

Harus diakui sejak adanya UU Nomor 22 Tahun 2001, insentif berupa investment credit, interest recovery, dan pembebasan pajak selama masa explorasi sangat dibatasi. Perubahan pola bisnis dari B to B ke G to B juga juga cukup berpengaruh dengan bertambahnya izin dan aturan yang harus diikuti. Beleid G to B ini juga membuat hubungan bisnis yang tadinya sepenuhnya bersifat perdata, dapat diartikan oleh sebagian pihak masuk ke ranah pidana. Kasus Chevron beberapa tahun yang lalu adalah salah satu contohnya. Rumitnya aturan dan perizinan serta adanya ancaman pidana pada kenyataannya membuat investor bersikap lebih hati-hati, khususnya apabila mereka ingin masuk ke area frontier karena besarnya modal yang dibutuhkan.

Merespons situasi tersebut, pemerintah mencoba membuat terobosan dengan menawarkan skema kerjasama Gross Split PSC.  Perubahan skema kerjasama PSC dari Cost Recovery menjadi Gross Split sejatinya dimaksudkan untuk lebih memberikan fleksibilitas pengendalian biaya dan menawarkan insentif kepada investor. Permen ESDM Nomor 08 Tahun 2017 dan perubahannya (Permen ESDM 52/2017) sebagai dasar hukum Gross Split PSC telah memberikan beberapa alternatif insentif bagi hasil kepada investor. Namun pada kenyataannya juga belum mampu menarik investor untuk lebih mengeksplorasi area frontier dan marginal. Terbukti dengan rendahnya minat investor pada lelang blok migas tahun lalu. Rendahnya antusiasme investor pada skema Gross Split ini bisa jadi diakibatkan oleh hal-hal sebagai berikut:

Pertama, dasar hukum pengaturan skema kerjasama Gross Split PSC hanya pada level Permen ESDM dianggap kurang memberikan kepastian hukum karena dikhawatirkan saat terjadi penggantian menteri akan diikuti oleh perubahan permen padahal investasi migas adalah investasi jangka panjang (20 – 30 tahun).

Kedua, insentif berupa variable dan progressive split tidak ditetapkan di awal pada saat penandatanganan kontrak namun, diberikan berdasarkan hasil evaluasi SKK Migas setelah komersialisasi. Hal ini menyebabkan ketidakpastian keekonomian proyek di awal  sehingga menyebabkan kontraktor enggan untuk membeli blok eksplo. Apalagi sampai saat ini aturan pelaksanaan mengenai teknis evaluasi oleh SKK Migas juga belum ada. Akan berbeda bila semua split tersebut telah ditetapkan saat kontrak ditandatangani karena kontraktor sudah dapat berhitung sejak mereka memutuskan membeli blok dan melakukan kegiatan eksplorasi pertama kali.

Ketiga, meskipun biaya tidak lagi menjadi Cost Recovery, kontraktor  masih diwajibkan menyampaikan Rencana Kerja dan Anggaran kepada SKK Migas yang berarti kontraktor tidak sepenuhnya independen dalam mengendalikan biaya. Adanya kewajiban pengutamaan komponen dalam negeri juga telah mengurangi independensi kontraktor dalam mengontrol biaya.

Keempat, kepemilikan aset kontraktor PSC Gross Split ada pada negara, padahal biaya sepenuhnya menjadi tanggung jawab kontraktor. Status kepemilikan aset ini juga merepotkan kontraktor karena terkait dengan perizinan dan pengelolaan aset yang dianggap sebagai Barang Milik Negara. (pso)

SHARE ON
Linkedin
Google+
Pinterest
Praktisi Keuangan Migas

Sebagai pelengkap skema Gross Split, pemerintah juga telah mengeluarkan PP Nomor 53 Tahun 2017 mengenai aspek perpajakannya. Salah satu poin penting adalah diperbolehkannya loss carry forward selama 10 tahun. Hal ini cukup menarik karena industri migas umumnya membutuhkan waktu yang lama (5-10 tahun) untuk mengembangkan sebuah lapangan dari tahap eksplorasi sampai dengan menghasilkan produksi. PP tersebut juga memberikan insentif yang cukup menarik investor berupa fasilitas perpajakan yakni pembebasan bea masuk dan pajak impor serta pajak tidak langsung. Namun akan jadi lebih menarik lagi apabila insentif ini diberikan dalam beleid assume and discharge. Insentif dalam bentuk fasilitas perpajakan haruslah dimintakan oleh investor terlebih dahulu agar bisa mendapat persetujuan Menteri Keuangan yang berarti ada unsur ketidakpastian lagi.

Bagi investor, skema Gross Split ataupun Cost Recovery sebenarnya tidaklah menjadi masalah besar karena toh para investor tersebut sejatinya adalah International Oil Company (IOC) yang telah beroperasi di banyak negara yang tentunya memiliki fiscal system yang berbeda-beda. Yang terpenting bagi investor adalah keekonomian proyek yang sangat dipengaruhi oleh lamanya waktu pengembangan, biaya, dan hasil produksi yang diharapkan.

Pemerintah dapat membantu investor memperpendek waktu pengembangan dengan cara menyederhanakan  perizinan. Sudah lama kita mendengar upaya penyederhanan perizinan, ini namun sampai saat ini belum menampakkan hasilnya karena kurangnya koordinasi antarsektor di pemerintah. Harusnya hal ini dijadikan prioritas dan secara kontinyu di follow up oleh Kemenko Maritim. (pso)

SHARE ON
Linkedin
Google+
Pinterest
Direktur Eksekutif Center of Development Studies (CDS), Tenaga Ahli DPR-RI Koordinator Cluster Industri dan Pembangunan (Komisi IV, V, VI dan VII), Dosen STIKOM Jakarta

Belasan tahun sudah bisnis migas di tanah air berada dalam masa senja. Semakin hari nampak semakin buram. Eksplorasi lesu, Lifting terus menurun, Indonesia terus terpuruk menjadi net oil importir. Bila tak ada gebrakan kebijakan maka diprediksi cadangan minyak bumi Indonesia tak akan lebih dari 20 tahun.

Salah satu kebijakan yang diyakini gebrakan baru itu adalah skema PSC gross split, menggantikan PSC cost recovery yang sudah puluhan tahun digunakan di Indonesia.

Langkah ini menarik karena diputuskan saat harga minyak bumi rendah, meski sedang beranjak naik. Namun hingga kini skema gross split sepertinya belum diserap pasar. Mengapa? Skema gross split ini akan memulihkan biaya produksi kontraktor dengan minyak yang sudah dihasilkan. Nah, dengan harga minyak yang masih rendah, tentu volume minyak yang dibebankan sebagai pengganti tersebut akan tinggi. Ini tidak menarik. Investor sedang menanti tren pergerakan harga minyak ke depan.

Bagi pemerintah, skema gross split ini menguntungkan karena tidak melibatkan (baca: mengorbankan) APBN yang selama ini tergerus untuk membayar Cost Recovery. Di saat harga minyak rendah, penerimaan negara dalam APBN (pajak dan bagi hasil Migas) terus berkurang. Namun di sisi lain, Cost Recovery yang pembiayaannya tidak banyak dipengaruhi harga minyak, tagihannya terus melambung. Skema gross split akan lebih adil, baik bagi pemerintah maupun investor.

Kontraktor juga akan melakukan efisiensi karena merekalah yang menanggung semua biaya produksi, sebelum diganti dengan minyak yang dihasilkan. Kondisi asimetrik antara negara dan kontraktor terkait besaran biaya produksi tidak akan terjadi dan tidak menjadi kerisauan pemerintah.

Dengan membebankan biaya produksi kepada kontraktor melalui skema gross split, sistem administrasi di sektor migas akan terhindar dari problem moral hazard yang seringkali dituduhkan kepada kontraktor dalam skema cost recovery, karena kontraktorlah yang lebih mengetahui biaya produksi sesungguhnya.

Pemerintah tetap perlu lebih jeli untuk mengetahui perkiraan real cost production, karena skema gross split bagi hasil minyak dilakukan setelah pemulihan atas biaya produksi. Data-data cost recovery yang lalu tidak begitu saja dapat dipakai untuk benchmarking, karena belum tentu murni dan bebas dari pengaruh upaya mark-up yang biasa terjadi dalam sistem PSC Cost Recovery.

Di tengah rendahnya harga minyak (belum seperti kisaran harga 2010an), skema kontrak apapun akan menyulitkan bagi kontraktor dan tidak menarik bagi investor. Namun melihat tren harga minyak yang beranjak naik, negara-negara di dunia sudah bersiap mengambil ancang-ancang. Bagaimana dengan Indonesia?

Setidaknya ada dua problem krusial yang belum dibenahi, Pertama, payung hukum migas. Kedua, masalah perizinan.

Revisi UU Migas yang mengatur pengelolaan migas di Indonesia belum rampung selama hampir 2 periode DPR-RI. Padahal lebih dari 30 persen pasal dalam UU Nomor 22/2001 tentang migas sudah dibatalkan MK. Kepastian hukum adalah faktor utama bagi kepercayaan investor.

UU Nomor 22 Tahun 2001 ini yang disinyalir menurunkan realisasi investasi. Sejak draf RUU ini diajukan ke DPR-RI pada1999 dan disahkan pada 2001, eksplorasi drilling anjlok hingga lebih dari 50 persen. Pemboran eksplorasi hanya terjadi di blok yang sudah berproduksi. Produksi hanya mengandalkan lapangan tua yang sudah matured. Sejak 2001 itu, nyaris tidak ditemukan cadangan blok baru. Akibatnya produksi minyak turun hingga titik nadir di angka 800 ribuan bph.

Problematika perizinan juga belum tuntas meski ada 16 paket kebijakan ekonomi. Perizinan bukan hanya persoalan birokrasi di Kementerian ESDM, tapi juga perizinan lingkungan (KLH). Juga perizinan daerah (UU Otonomi Daerah), termasuk perizinan lahan yang rentan konflik dengan masyarakat/budaya setempat. Simpul kusut akibat hegemoni lembaga pemerintahan dan kementerian, yang ujungnya terbentur aturan UU. Perlu waktu panjang membenahinya.

Dua persoalan itu tentu akan menghambat laju investasi yang diharapkan meningkat setelah skema gross split.M eski sudah diracik dengan kebijakan lain berupa tax lost carry forward dan jenis pajak tidak langsung untuk kegiatan eksplorasi, minat investor belum tentu tumbuh bila dua persoalan tadi belum terbenahi. Mari kita nantikan. (pso)

SHARE ON
Linkedin
Google+
Pinterest
Direktur Eksekutif ReforMiner Institute, Ahli ekonomi energi dan perencanaan fiskal-keuangan negara.

Saya melihat akar permasalahan ada di Undang-Undang (UU) Nomor 22 Tahun 2001 yang menghilangkan lex specialist di sektor migas di aspek pajaknya. Hal lain dengan bentuk BP Migas saat itu yang bukan badan usaha/BUMN, ada beberapa hal yang tidak dapat dilaksanakan berdasarkan pendekatan bisnis. Pendekatan yang dilakukan kemudian cenderung birokratis yang tidak cocok untuk iklim investasi dan bisnis.

Saya melihat gross split sebenarnya sebagai upaya pemerintah untuk menyelesaikan masalah-masalah yang ada pada awalnya. Jadi dari sisi tujuan positif tentu harus disertai dengan kebijaksanaan dalam implementasinya termasuk untuk mempertimbangkan kebijakan ini tidak menjadi opsi tunggal.

Penyederhanaan izin memang kompleks. Investasi sektor migas tidak hanya melibatkan stakeholder di sektor ini saja tetapi juga sektor lain. Penyederhanaan di Kementerian ESDM dan SKK Migas saja tidak cukup karena banyak institusi lain, termasuk Pemda, yang juga menjadi penentu.

Kebijakan perpajakan--termasuk telah terbitnya regulasi pajak untuk gross split, saya kira positif dan mengindikasikan upaya pemerintah untuk lebih responsif. Tapi ini tentu hanya satu hal. Masalah sektor migas tidak hanya fiskal tapi juga masalah lain seperti perizinan sebagaimana dibahas di atas.

Ihwal pilihan pada gross split atau cost recovery, menurut pandangan saya perlu dilakukan secara paralel. Berikan opsi pada KKKS. Jika gross split bagus, pasti KKKS akan pindah ke sana. Tapi kalo misal KKKS tetap milih PSC cost recovery, dipersilahkan. Saya kira pemerintah tidak perlu kecewa jika misalnya cost recovery yang masih dipilih. Kita semua sudah sama-sama tahu bahwa niat pemerintah dengan gross split adalah baik untuk memberi solusi. Tetapi jika ternyata tidak cocok, ya seharusnya bukan suatu aib. Dalam hal ini kita semua perlu lebih bijak melihat niat baiknya. (pso)

SHARE ON
Linkedin
Google+
Pinterest
Pengamat Energi, Anggota Komisi VII DPR RI

Memperhatikan tata kelola migas Indonesia masih tergolong salah satu yang terburuk di dunia (survei Fraser Institute). Ini terjadi karena tidak ada kepastian hukum dalam industri migas nasional yang disebabkan oleh masih berlakunya Undang-Undang (UU) Migas Nomor 22 Tahun 2001 dimana sudah 17 pasalnya dicabut oleh Mahkamah Konstitusi (MK).

Sementara Revisi UU Migas belum juga selesai. Naskah revisi sudah diselesaikan oleh Komisi VII DPR dan sesuai prosedur sudah diserahkan ke Badan legislasi DPR. Saran solusi: Presiden dengan alasan mendesak atau emergency mengeluarkan PERPPU mencabut UU Migas Nomor 22 Tahun 2001 dan kembali ke UU Nomor 8 Tahun 1971 (yang disempurnakan), yang sesuai dengan Pasal 33 UUD 1945 dengan menggunakan model PSC dimana Negara sebagai pemilik cadangan migas yang ada di perut bumi harus mengontrol biaya-biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor, bukan dengan gross split. Sudah terlalu lama sistem yang bertentangan dengan konstitusi ini belum juga diganti.(pso)

SHARE ON
Linkedin
Google+
Pinterest
close

PENALAR

PENALAR TERPRODUKTIF

Yahya Agung Kuntadi, Ir., M.M.

Kepala Kantor UGM Kampus Jakarta, Institute of Research and Community LPPM UGM

Defiyan Cori, Dr.

Ekonom Konstitusi

Fithra Faisal Hastiadi, Dr., S.E., MSE., M.A

Direktur Eksekutif Next Policy, Dosen FEB UI

FOLLOW US

Amat Dibutuhkan, Kebijakan Pertanian yang Berpihak pada Petani!             Perekonomian Dunia Masih Dihantui Ketegangan dan Ketidakpastian             Revisi Aturan-aturan yang Tidak Pro Kepada Nelayan!             Kebijakan KKP yang Baru Harus Didukung             Figur Menjadi Penting untuk Melaksanakan Dua Peran BUMN             Restrukturisasi, Reorganisasi untuk Efisiensi dan Efektivitas BUMN             Kembalikan Proses Pemilihan Pejabat BUMN kepada Spirit Reformasi             Tidak Pada Tempatnya Meragukan Data BPS             Harus Disadari, Ada Akar Masalah yang Tidak Diselesaikan             Sektor Konsumsi Harus Tetap Didorong