## PENGHITUNGAN PENERIMAAN NEGARA DARI SEKTOR MINYAK DAN GAS BUMI
Oleh: Bambang Rusamseno
Program Studi Pendidikan Ekonomi Fakultas Ilmu Pendidikan Dan Pengetahuan Sosial Universitas Indraprasta PGRI Jakarta

## ABSTRAK
Keberhasilan  pembangunan  ekonomi  di  Indonesia  tidak  dapat  dilepaskan dari  peranan  sektor  Minyak  dan  Gas  Bumi  (Migas).  Sektor  Migas  telah  menjadi sumber pendanaan  yang signifikan bagi pembangunan ekonomi Indonesia. Dalam bentuk  valuta  asing,  sektor  ini  merupakan  penerimaan  Negara  yang  terbesar. Peranan  sektor  Migas  di  Indonesia  yang  sedemikian  pentingnya  menimbulkan pertanyaan  tentang  pelaksanaan  ketentuan  perpajakan  Indonesia  dalam  sistem Kontrak  Bagi  Hasil/KBH  ( Production  Sharing  Contract )  yang  diberlakukan  di sektor  Migas.  Pertanyaan  tersebut  terutama  berkaitan  dengan  bagian  Negara sebesar 85% untuk Minyak dan 65% untuk Gas. Apakah bagian Negara ini sudah mencakup  pembayaran  pajak  yang  berlaku  di  Indonesia  dan  bagaimana  cara penghitungannya.
Tujuan  dari  penelitian  ini  adalah  untuk  mengetahui  bagaimana  penerimaan Negara  dari  sektor  Migas  dihitung.  Selain  itu  perlu  diketahui  pula  mengenai pelaksanaan  ketentuan  pajak  di  sektor  ini  terutama  mengenai  PPh  Badan  dari perusahaan perusahaan Migas yang beroperasi di Indonesia.
Metode  penelitian  yang  digunakan  dalam  penelitian  ini  adalah  metode penelitian  survey  dengan  kajian  kepustakaan.  Penelitian  ini  dimaksudkan  hanya untuk  memperoleh  jawaban  atas  kebijakan  pemerintah  di  bidang  Migas  dan menjelaskan jawaban tersebut untuk dipahami dengan benar dan diketahui secara luas oleh berbagai lapisan masyarakat.
Temuan dari penelitian ini adalah Penghitungan Bagian Negara dan Bagian Kontraktor dilakukan berdasarkan bagi hasil  yang ditetapkan dalam KBH seperti 85:15  atau  80:20  untuk  Minyak  dan  65:35  atau  60:40  untuk  Gas.  Dalam  Bagian Negara tersebut sudah termasuk kewajiban pajak dan pungutan lainnya yang harus dibayar Kontraktor, sehingga dengan membayar bagian Negara sebesar 85% atau 80%  untuk  Minyak  dan  65%  atau  60%  untuk  Gas,  maka  Kontraktor  bebas  dari segala pajak dan pungutan lainnya yang berlaku di Indonesia.
Kata Kunci : Penerimaan Negara, Migas

## A. LATAR BELAKANG
Indonesia adalah salah satu Negara yang dikaruniai sumber daya alam yang melimpah, baik yang terbarui (Renewable Resources) maupun tidak terbarui (Non Renewable  Resources).  Di  antara  sumber  daya  alam  tersebut  adalah  limpahan
Minyak dan Gas Bumi (Migas). Berbagai kebijakan Pemerintah telah diluncurkan untuk  mendorong  pemanfaatan  Migas  bagi  kesejahteraan  rakyat  Indonesia. Perkembangan  produksi,  ekspor,  dan  kebutuhan  dalam  negeri  dari  Migas  telah menempatkan  sektor  Migas  sebagai  salah  satu  komponen  penting  dalam Anggaran  Pendapatan  dan  Belanja  Negara  (APBN)  dan  sumber  pembiayaan pembangunan yang signifikan.
Sejarah  Perminyakan  di  Indonesia  dimulai  pada  abad  ke  16.  Pada  saat  itu kegiatan  eksplorasi  minyak  pertama  kali  dilakukan.  Namun  demikian,  kegiatan eksplorasi  minyak  yang  sesungguhnya,  baru  terjadi  pada  tahun  1890.  Pada  saat itu,  di  bawah  pemerintahan  penjajah  Belanda,  18  perusahaan  minyak  asing  telah melakukan  kegiatan  eksplorasi  di  Indonesia.  Pemerintah  Belanda  menetapkan daerah  tertentu  untuk  dieksplorasi  oleh  setiap  perusahaan.  Bagi  hasil  antara pemerintah  Belanda  dan  ke  18  perusahaan  tersebut  didasarkan  pada  sistem konsesi.
Perjalanan  sejarah  perminyakan  Indonesia  juga  ditandai  dengan  masuknya Indonesia ke dalam Organization of Petroleum Exporting Countries (OPEC) pada tahun  1962.  Hal  ini  dimaksudkan  agar  di  tingkat  internasional  Indonesia  bisa berpartisipasi  dalam  menentukan  harga  minyak  dunia.  Sementara  itu  di  dalam negeri,  kebijakan  yang ditempuh pemerintah Indonesia  ialah menghapus sistem konsesi  karena  dianggap  tidak  menguntungkan  Negara.  Perkembangan selanjutnya,  pemerintah  menggantikan  sistem  konsesi  dengan  sistem  lain  yang lebih menguntungkan yaitu Kontrak Karya (Contract of Work) dan Kontrak Bagi Hasil  (Production  Sharing  Contract).  Saat  ini  hanya  Kontrak  Bagi  Hasil  yang digunakan  pemerintah  untuk  melakukan  kerja  sama  dengan  perusahaan  minyak asing. Dengan sistem Kontrak Bagi Hasil, bagian Negara telah mampu mendanai pembangunan ekonomi di Indonesia hingga saat ini.
Keberhasilan  pembangunan  ekonomi  di  Indonesia  tidak  dapat  dilepaskan dari  peranan  sektor  Minyak  dan  Gas  Bumi  (Migas).  Sektor  Migas  telah  menjadi sumber pendanaan yang signifikan bagi pembangunan ekonomi Indonesia. Dalam bentuk valuta asing, sektor ini merupakan penerimaan Negara yang terbesar. Pada tahun  2008  kontribusi  Migas  pada  kegiatan  ekspor  mencapai  22%  dari  total. Selain  itu,  kontribusinya  kepada  Produk  Domestik  Bruto  juga  sangat  berarti sehingga  harga  dan  produksi  Migas  digunakan  sebagai  salah  satu  asumsi  dasar bagi  parameter  Ekonomi  Makro  dalam  penyusunan  Anggaran  Pendapatan  dan Belanja Negara (APBN). Peranan sektor Migas dalam APBN masih tetap menjadi andalan  bagi  penerimaan  dalam  negeri  walaupun  secara  proporsional kontribusinya semakin menurun. Hal ini dapat dilihat pada Tabel berikut ini.
Tabel 1.
Kontribusi Penerimaan Migas pada Penerimaan Dalam Negeri Tahun 2005 - 2010
Tahun Penerimaan Dalam Negeri (Rp. Trilyun) Penerimaan Migas (Rp. Trilyun) Kontribusi Penerimaan Migas (%) 2005 494 104 21,05 2006 636 158 24,84 2007 706 125 17,71 2008 979 212 21,65 2009 847 126 14,88 2010 990 152 15,35 Sumber: APBN
Peranan  sektor  Migas  yang  sedemikian  penting  mengharuskan  pemerintah Indonesia  untuk  menciptakan  iklim  investasi  yang  kondusif  bagi  para  Investor, khususnya  Investor  asing.  Penerimaan  Negara  dari  Migas  diterima  pemerintah dalam bentuk valuta asing karena penghitungannya didasarkan pada harga minyak internasional  yang  ditetapkan  dalam  US  $.  Oleh  karena  itu  jumlah  penerimaan Negara dalam bentuk rupiah sangat dipengaruhi oleh tingkat harga minyak dunia dan nilai tukar rupiah terhadap US $.
Perkembangan harga minyak dunia  yang luar biasa (mencapai   $145/barrel pada tahun 2008) telah meningkatkan penerimaan  negara sebesar 70%  yaitu dari Rp.125 trilyun pada tahun 2007 menjadi Rp.212 trilyun pada tahun 2008 (APBN 2008).  Namun,  dengan  turunnya  harga  minyak  dunia  menjadi  $75/barrel  pada tahun  2009,  penerimaan  Negara  dari  sektor  Migaspun  turut  menurun    hingga menjadi Rp.126 trilyun. Turunnya harga minyak dunia telah mengakibatkan pula merosotnya jumlah investasi sektor Migas di Indonesia dari $12.096 milyar pada tahun  2008  menjadi  $10.874  milyar  tahun  2009.  Bahkan  pertumbuhan  PDB  di sektor  Migas  merosot  sebanyak  2,21%  (Financial  Note  and  Indonesian  Revised Budget 2010).
Pada tahun 2006 produksi Minyak Indonesia mencapai 1 juta barrel per hari atau 1,3% dari total produksi minyak dunia sehingga Indonesia menempati posisi urutan ke 21 di antara Negara Negara produsen minyak dunia. Dalam tahun 2007 tingkat produksi Minyak mentah Indonesia menurun hingga mencapai angka 912 ribu  barrel  per  hari.  Penurunan  produksi  ini  mengakibatkan  impor  minyak Indonesia  meningkat.  Hal  ini  terjadi  karena  untuk  memenuhi  kebutuhan  dalam negeri,  hasil  produksi  dalam  negeri  Indonesia  tidak  mencukupi,  sehingga Indonesia  harus  membeli  tambahannya  dari  luar  negeri.  Jumlah  impor  minyak mentah Indonesia mencapai 116,2 juta barrel pada tahun 2006. Penyuplai terbesar kebutuhan  minyak  mentah  Indonesia  adalah  Saudi  Arabia,  Brunei,  dan  Nigeria. Keadaan  ini  menyebabkan  posisi  Indonesia  berubah  dari  Negara  pengekspor minyak  menjadi  Negara  pengimpor  minyak,  sehingga  pada  tahun  2008 pemerintah memutuskan untuk keluar dari OPEC.
Sebagian  besar  kegiatan  eksplorasi  dan  produksi  Migas  di  Indonesia dilakukan  di  wilayah  Indonesia  Bagian  barat.  Hasil  produksi  Minyak  Indonesia sebagian  besar  diekspor  ke  negara-negara  Asia,  terutama  Jepang  (31%),  Korea Selatan (18%), dan China (10%). Sebagian lagi diekspor ke Australia (14%) dan USA  (7%).  Pemerintah  Indonesia  menjual  Minyaknya  melalui  Badan  Pengatur Hulu  Migas  (BP  Migas),  Pertamina,  dan  para  Kontraktor  Asing.  Harga  yang diberlakukan  adalah  Indonesia  Crude  Price  (ICP).  ICP  ini  dihitung  berdasarkan formula tertentu. Ada 3 komponen yang digunakan dalam menentukan ICP yaitu Asian Petroleum Price Index (APPI), Rim Intelegence Company Price (RIM), dan Platts Price. Proporsi dari masing masing komponen adalah 20% APPI, 40% RIM, dan 40% Platts.
Pada tahun 2010  Indonesia mengalami penurunan produksi Minyak hingga 33%  dari  produksi  tahun  2000  (Oil  and  Gas  in  Indonesia  -  Investment  and Taxation Guide, August 2011 – 4 th Edition, PWC). Menurunnya produksi minyak Indonesia  merupakan  peristiwa  yang  alamiah  karena  pemanfaatan  sumur  sumur minyak  yang  saat  ini  ada  telah  berlangsung  puluhan  tahun  lamanya  sehingga
secara  teoritis  produksi  minyak  Indonesia  berada  pada  trend  yang  menurun. Sementara itu tingkat  Investasi  Migas juga tumbuh secara lambat  dan penemuan cadangan cadangan baru juga belum bisa diharapkan.
Menurunnya  produksi  minyak  Indonesia  telah  mengubah  strategi pemerintah  Indonesia  di  sektor  Migas  yaitu  lebih  menekankan  kepada peningkatan produksi Gas  Indonesia terutama untuk  digunakan bagi  kepentingan dalam negeri. Untuk meningkatkan daya tarik investasi di sektor Gas, Pemerintah memberlakukan  perubahan  kebijakan  Kontrak  Bagi  Hasil  yang  semula  65  :  35 (Pemerintah 65%, Kontraktor 35%) menjadi 60 : 40.
Strategi pemerintah ini tampaknya cukup berhasil. Hal ini dapat dilihat dari perkembangan kegiatan pengeboran sumur sumur gas sebagai berikut:
Tabel 2.
Jumlah Sumur Yang Dibor Di Indonesia Keterangan  2003  2004  2005  2006  2007  2008 Minyak 558 807 605 566 570 574 Gas 42 88 430 402 420 439 Sumber: Buletin Statistik OPEC 2008
Dari  tabel  ini  terlihat  bahwa  jumlah  pengeboran  sumur  minyak  semakin menurun,  tetapi  justru  jumlah  pengeboran  sumur  Gas  semakin  meningkat.  Di samping  itu  produksi  Gas  juga  meningkat  dari  70  milyar  m 3 di  tahun  2008 menjadi 79,7 milyar m 3 pada tahun 2009. Jumlah  cadangan  terbukti  ( Proven  Reserves )  Gas  di  Indonesia  pada  tahun 2010  mencapai  108  Trilyun  kaki  kubik.  Jumlah  ini  3  kali  dari  jumlah  cadangan Minyak Indonesia dan mampu mensuplai pada tingkat produksi saat ini hingga 50 tahun kebutuhan  Indonesia. Jumlah cadangan terbukti  yang demikian besar telah menempatkan  Indonesia  pada  peringkat  ke  11  di  antara  negara  negara  produsen Gas dunia dan terbesar di wilayah Asia Pasifik.
Gambaran  kekayaan  alam  yang  dimiliki  Indonesia  di  atas  membawa  kita kepada  pertanyaan  tentang  pelaksanaan  ketentuan  perpajakan  Indonesia  dalam sistem Kontrak Bagi hasil yang diberlakukan di sektor Migas. Pertanyaan tersebut terutama  berkaitan  dengan  bagian  Negara  sebesar  85%  untuk  Minyak  dan  65% untuk  Gas.  Apakah  bagian  Negara  ini  sudah  mencakup  pembayaran  pajak  yang berlaku  di  Indonesia  dan  bagaimana  cara  penghitungannya.  Pertanyaan  ini  tentu diajukan  pula  oleh  berbagai  lapisan  masyarakat  yang  mempunyai  perhatian terhadap  kepentingan  Negara.  Oleh  karena  itu    “PENGHITUNGAN PENERIMAAN  NEGARA  DARI  SEKTOR  MINYAK  DAN  GAS  BUMI” sebagai topik dari penelitian ini merupakan pilihan yang tepat.

## B. METODOLOGI PENELITIAN
Waktu  penelitian  dilakukan  selama  2  bulan,  yaitu  dari  awal  bulan September 2013 hingga akhir Oktober 2013. Penelitian dilakukan di perpustakaan Universitas  Indraprasta.  Metode  penelitian  yang  digunakan  dalam  penelitian  ini adalah metode penelitian survey karena kajian data didasarkan pada  data sampel. Hal  ini  sesuai  dengan  Kerlinger,  penelitian  survey  adalah  penelitian  yang
dilakukan  pada  populasi  besar  maupun  kecil,  tetapi  kajian  data  didasarkan  pada data  sampel  yang  diambil  dari  populasi  tersebut,  untuk  menemukan  insidensi, distribusi,  dan  interelasi  relatif  dari  variabel  variabel  sosiologis  dan  psikologis (2004:660).  Dalam  pelaksanaannya  kajian  yang  dilakukan  adalah  kajian kepustakaan  karena  penelitian  ini  dimaksudkan  hanya  untuk    memperoleh jawaban  atas  kebijakan  pemerintah  di  bidang  Migas  dan  menjelaskan  jawaban tersebut  untuk  dipahami  dengan  benar  dan  diketahui  secara  luas  oleh  berbagai lapisan masyarakat.
Populasi  dalam  penelitian  ini  adalah  berbagai  KBH  yang  meliputi  3 generasi, yakni KBH generasi pertama (1966–1975), KBH generasi kedua (1976- 1988),  dan  KBH  generasi  ketiga  (1988–sekarang).  Karena  penelitian  ini  hanya bertujuan untuk mengetahui bagaimana bagian Negara dari KBH Migas dihitung, maka  teknik  sampling  yang  digunakan  adalah  purposive  sampling  dan  sampel yang  dipilih  adalah  KBH  generasi  ketiga  dengan  bagi  hasil  85:15.  Angka  angka yang digunakan untuk mengkaji data sampel hanya bersifat ilustrasi. Data ilustrasi yang  dipakai  didasarkan  pada  sumber  yang  dapat  dipertanggung  jawabkan validitasnya  karena  dibuat  oleh  PwC  Indonesia  dan  disampaikan  dalam  buletin resmi  PwC  yaitu  Oil  and  Gas  in  Indonesia  –  Investment  and  Taxation  Guide, August 2011 – 4 th edition.
Alasan utama tidak digunakannya contoh nyata dalam penelitian ini adalah tidak tersedianya data produksi dan keuangan dari para kontraktor Migas di atas, karena  data  tersebut  sulit  diperoleh  dari  mereka.  Kesulitan  dalam  memperoleh data seperti ini sering dialami para peneliti, terutama untuk subyek penelitian yang berbentuk  entitas  usaha.  Hal  ini  perlu  menjadi  perhatian  pemerintah  dalam menyusun kebijakan yang berkaitan dengan penelitian. Selain itu diperlukan pula perubahan paradigma dilingkungan para pengusaha swasta agar kondisi ini dapat dieliminasi  sehingga  kegiatan  penelitian  di  Indonesia  dapat  berkembang  dengan baik.  Kepada  para  pengusaha  perlu  diingatkan  bahwa  keterbukaan  mereka terhadap  data  perusahaan,  disamping  berisiko  juga  dapat  memberikan  manfaat yaitu dalam bentuk konsultasi gratis atas masalah yang mereka hadapi karena data mereka  akan  ditelaah  secara  akademis,  sehingga  secara  ilmiah  dapat dipertanggung jawabkan kualitasnya.
Sesuai  dengan  sifat  penelitiannya  yang  hanya  menjelaskan  kebijakan pemerintah  di  bidang  Migas,  maka  teknik  pengumpulan  data  yang  digunakan dalam  penelitian  ini  adalah  teknik  pengumpulan  data  kepustakaan  dan dokumentasi.  Data  tersebut  berupa  buku  buku,  jurnal  jurnal,  buletin  buletin,  dan peraturan  perundang  undangan  yang  berkaitan  dengan  kegiatan  industri  Migas. Sumber  data  dimaksud  berasal  dari  perpustakaan  Universitas  dan  situs  situs internet.

## C. HASIL PENELITIAN

## 1. Gambaran Umum Kegiatan Migas di Indonesia.
Indonesia  memiliki  berbagai  cekungan  yang  merupakan  cadangan  Migas yang  potensial.  Dari  128  cekungan  yang  diprediksi,  baru  38  yang  saat  ini
dieksplorasi  secara  intensif.  Data  cadangan  dan  produksi  Migas  di  Indonesia adalah sebagai berikut:

## Tabel 3.
Cadangan Dan Produksi Migas Indonesia Tahun 2001 – 2010.
Ket 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Cadangan Minyak (Juta barrel) 9.753 9.747 9.094 8.613 8.100 8.680 8.400 8.220 7.993 7.764 Proven 5.095 4.722 4.437 4.301 4.440 4.370 3.990 3.750 4.303 4.230 Potensial 4.659 5.025 4.657 4.312 3.660 4.310 4.410 4.470 3.690 3.534 Cad. Gas (TSCF) 168 177 168 188 180 170 165 170 159 157 Proven 92 90 92 98 97 94 106 112 107 108 Potensial 76 86 76 91 83 76 59 58 52 49 Prod. Minyak (000 barrel) 1.342 1.252 1.146 1.096 1.062 1.006 955 979 949 945 Prod. Natural Gas (Juta std cu m) 66.300 70.350 72.700 72.800 68.700 69.300 68.261 70.000 79.670 t.a.d. LPG (000 MT) 2.188 2.099 1.922 2.945 2.743 1.774 2.117 2.224 2.181 t.a.d. LNG (00 MT) 23.883 26.215 27.392 25.238 23.677 22.400 20.851 19.034 19.933 24.184
Sumber: PWC Bulletin 2011
Sebagian  besar  kegiatan  eksplorasi  dan  produksi  Migas  di  Indonesia dilakukan di cekungan cekungan yang  berada di Indonesia bagian barat terutama di Sumatra dan Kalimantan Timur baik di darat maupun lepas pantai.
Seiring  dengan  perjalanan  waktu,  sumur  sumur  produksi  tersebut  di  atas semakin bertambah usianya dan secara alamiah mulai menua sehingga memasuki masa  penurunan  produksi.  Akibatnya  terjadi  penurunan  produksi  Minyak Indonesia  yang  signifikan.  Dalam  Petroleum  Report  Indonesia  2007  –  2008  dari US  Embassy  Jakarta  dilaporkan  bahwa  produksi  Minyak  Indonesia  pada  tahun 2006 mengalami penurunan sebesar 29% dari produksi tahun 2000. Dari seluruh Kontraktor Migas yang beroperasi di Indonesia hanya Pertamina yang mengalami peningkatan  produksi  yaitu  dari  50.700  barrel  per  hari  (bph)  di  tahun  2005 menjadi  94.300  bph  pada  tahun  2006  atau  meningkat  sebanyak  46%.  Dalam laporan  tersebut  disampaikan  data  penurunan  produksi  Minyak  Indonesia  sejak tahun2002, yakni 1,25 juta bph di tahun 2002 menjadi 1,15 juta bph tahun 2003. Selanjutnya  menjadi  1,09  juta  bph  pada  tahun  2004  dan  menurun  hingga mencapai 1,06 juta bph tahun 2005. Pada tahun 2006 produksi Minyak Indonesia hanya  mencapai  1  juta  bph  dan  terus  menurun,  sehingga  tahun  2007  produksi Minyak Indonesia menjadi 0,912 juta bph. Penurunan produksi ini mengakibatkan industri  Minyak  di  Indonesia  memasuki  masa  yang  sulit.  Hal  ini  diperparah dengan  meningkatnya  kebutuhan  Minyak  di  dalam  negeri.  Secara  grafis  kondisi ini disampaikan dalam Buletin PWC tersebut di atas sebagai berikut:
Dengan  meningkatnya  konsumsi  Minyak  di  dalam  negeri  hingga  melebihi kemampuan  produksinya,  maka  Indonesia  harus  mengimpor  Minyak  untuk memenuhi kekurangan produksi tersebut. Hal ini mengubah posisi Indonesia yang semula Negara pengekspor Minyak menjadi Negara pengimpor Minyak, sehingga pemerintah  memutuskan  untuk  sementara  waktu  mengundurkan  diri  sebagai anggota OPEC (Organization of Petroleum Exporting Countries).
Dengan semakin menuanya sumur sumur Migas di belahan barat Indonesia, pemerintah  mulai  mengarahkan  perhatiannya  ke  belahan  timur  Indonesia.  Di Papua  saja  diperkirakan  terdapat  cadangan  Minyak  sebesar  109,1  juta  barrel. Selain  itu,  pemerintah  juga  mulai  mendorong  peningkatan  produksi  Gas  Alam sebagai  energi  substitusi  dari  Minyak.  Hal  ini  dapat  dilihat  dari  meningkatnya jumlah pengeboran sumur Gas sebagaimana terlihat pada Tabel 2. Dalam industri Gas  Alam,  Indonesia  sebagai  produsen  menempati  peringkat  8  dunia.  Indonesia memiliki cadangan Gas Alam hingga mencapai 108 trilyun kaki kubik pada tahun 2010. Cadangan sebanyak ini mampu memasok kebutuhan Gas Alam di Indonesia sampai 50 tahun pada tingkat produksi sekarang. Industri Gas Alam di Indonesia saat  ini  sedang  menghadapi  tantangan  yang  cukup  berat  dengan  meningkatnya persaingan  di  pasar  Internasional  (bertambahnya  jumlah  Negara  produsen  Gas Alam)  di  satu  sisi  dan  disisi  lain  Indonesia  harus  memenuhi  kebutuhan  dalam negeri  dan  komitmen  ekspor.  Hal  ini  mengakibatkan  penurunan  market  share Indonesia.  Negara  Negara  produsen    Gas  Alam  baru  tersebut  adalah  Qatar, Australia, Malaysia, dan Aljazair. Ekspor Gas Alam Indonesia ke China, Jepang, Korea  Selatan,  Mexico,  dan  Taiwan  mencapai  11%  dari  total  ekspor  dunia. Produksi  Gas  Alam  Indonesia  dihasilkan  oleh  kilang  Arun  di  Aceh,  kilang
Bontang di Kalimantan Timur, dan kilang Tangguh di Papua Barat.
Upaya  pemerintah  untuk  meningkatkan  produksi  Migas  juga  dilakukan melalui perubahan peraturan KBH dan pemberian insentif pajak dan lain lain. Saat ini  penawaran  wilayah  kerja  Migas  dilakukan  secara  langsung  (sebelumnya melalui  tender).  Perubahan  ini  dimaksudkan  untuk  meningkatkan  daya  tarik investasi  di  sector  migas  karena  dengan  tender  dianggap  lebih  birokratis.  Di samping itu, bagi hasil yang semula 85 : 15 untuk Minyak dan 65 : 35 untuk Gas diubah  menjadi  80  :  20  atau  70  :  30  untuk  Minyak  dan  60  :  40  untuk  Gas.  First Tranche Petroleum (FTP) yang sebelumnya 20% - 15 % dikurangi menjadi 10%.
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
PRODUKSI DAN KONSUMSI MINYAK INDONESIA 2000 - 2009
Konsumsi Produksi
Sebagian besar kegiatan pengelolaan Minyak di Indonesia dilakukan oleh 10 kontraktor dengan produksi terbanyak yang meliputi perusahaan Minyak nasional maupun internasional. Berdasarkan data dalam Buletin PWC di atas yang dikutip dari  majalah  bulanan  Petrominer  No.  1  Vol.  XXXVII  tanggal  15  Januari  2011, setelah diubah menjadi Tabel, ke 10 kontraktor tersebut adalah:
Tabel 4.
Data Kontraktor Minyak Yang Beroperasi Di Indonesia Dengan Produksi Terbanyak Per
Desember 2010. No. Nama kontraktor Kontribusi produksi 1. Chevron Pacific Indonesia 43% 2. Pertamina 15% 3. Pertamina Hulu Energy 4% 4. Petrochina Internasional 8% 5. Total E & P Indonesie 8% 6. Conoco Phillips Indonesia 7% 7. CNOOC 5% 8. Chevron Indonesia Company 4% 9. Medco & E&P Indonesia 4% 10. VICO 2%
Sedangkan  untuk  pengelolaan  Gas,  sebagian  besar  juga  dilakukan  oleh  10 kontraktor dengan produksi terbanyak, yaitu
Tabel 5.
Data Kontraktor Gas Yang Beroperasi Di Indonesia Dengan Produksi Terbanyak Per
Desember 2010. No. Nama kontraktor Kontribusi Produksi 1. Pertamina 14% 2. BP Tangguh 13% 3. Exxon Mobil Oil Indonesia 8% 4. VICO 6% 5. Petrochina Internasional Ind. Ltd 4% 6. Pertamina (Offshore NW Java) 3% 7. Binawahana Petrindo Meruap 3% 8. Kodeco (West Madura Offshore 2% 9. Total E&P Indonesie 32% 10. Conoco Phillips 15%

## 2. Penghitungan Penerimaan Negara dari Migas.
Untuk  menentukan  besarnya  Bagian  Negara  dari  sektor  Migas  harus didasarkan  pada  ketentuan  yang  tercantum  dalam  KBH  dan  Undang  Undang Pajak  yang  berlaku.  Dalam  salah  satu  ketentuan  KBH  ditetapkan  bahwa  jika terjadi  perubahan  Undang  Undang  Pajak  atau  dikeluarkannya  Undang  Undang Pajak  yang  baru,  maka  ketentuan  dalam  perubahan  Undang  Undang  Pajak  atau Undang  Undang  Pajak  yang  baru  tidak  berlaku  bagi  KBH  yang  sedang  berjalan dan hanya berlaku untuk KBH sesudah ketentuan baru itu ditetapkan. Pengenaan ketentuan pajak terhadap para kontraktor KBH sangat penting bagi mereka karena
hal  ini  menjadi  bukti  bahwa  mereka  merupakan  wajib  pajak  yang  resmi  di Indonesia,  sehingga  mereka  dapat  terhindar  dari  pengenaan  pajak  yang  sama  di Negara  asal  mereka  (pajak  berganda).  Bukti  pembayaran  pajak  mereka  di Indonesia dapat digunakan sebagai pengurang pajak mereka di Negara asal.
Selain  peraturan  perpajakan  di  Indonesia  ada  3  ketentuan  penting  dalam KBH  yang  perlu  diperhatikan  dalam  menghitung  Bagian  Negara  yaitu  First Tranche  Petroleum  (FTP),  Domestic  Market  Obligation  (DMO),  dan  penetapan nilai Migas. Ketiga ketentuan KBH ini dapat dijelaskan sebagai berikut:
1) First Tranche Petroleum (FTP).
FTP  ini  mulai  diberlakukan  pada  KBH  generasi  ketiga.  Prinsip  prinsip ketentuan dalam FTP adalah:
a) FTP  dikenakan  langsung  kepada  jumlah  produksi  Migas  kontraktor sebelum dikurangi pengeluaran apapun.
b) Besarnya  FTP  20%  untuk  KBH  lama,  15%  untuk  KBH  yang  lebih baru, dan 10% untuk KBH terbaru.
c) FTP  dibagi  sesuai  dengan  hak  masing  masing  pihak  yang  tercantum dalam  KBH  untuk  FTP  20%  dan  15%.  Untuk  FTP  10%  seluruhnya menjadi hak Negara.
d) FTP yang menjadi hak kontraktor dikenakan pajak yang berlaku.
2) Domestic Market Obligation (DMO).
DMO  merupakan  kewajiban  kontraktor  untuk  menyerahkan  sebagian  dari jumlah  produksi  Minyak  yang  menjadi  haknya  bagi  kebutuhan  dalam  negeri. Ketentuan dalam KBH tentang DMO adalah sebagai berikut:
a) Jumlah  DMO  =  25%  x  bagian  kontraktor  sebelum  pajak  x  jumlah produksi
b) Pada  awal  produksi  komersial  (dalam  5  tahun),  DMO  dibeli pemerintah dengan harga rata rata tertimbang di wilayah tersebut.
c) Setelah  5  tahun,  harga  beli  DMO  tersebut  berkurang  10%  atau  15% atau 20% tergantung KBH yang disepakati.
3) Penetapan Nilai Migas.
Pada  dasarnya  Bagian  Negara  dan  Bagian  Kontraktor  ditetapkan  dalam bentuk Migas. Namun demikian untuk kepentingan penghitungan pajak dan biaya, maka  disepakati  bahwa  penghitungan  bagi  hasil  tersebut  dapat  dilakukan  dalam bentuk  satuan  uang.  Oleh  karena  itu  dalam  KBH  perlu  diatur  kesepakatan mengenai harga Migas  yang digunakan, penetapan kewajiban pajak bulanan, dan sebagainya sebagai berikut:
a) Nilai Migas ditetapkan berdasarkan ICP.
b) Kewajiban  kontraktor  yang  harus  dibayar  setiap  bulannya  dihitung berdasarkan realisasi lifting dan ICP bulan yang bersangkutan.
c) Kewajiban  kontraktor  tahunan  dihitung  berdasarkan  realisasi  lifting dan rata rata tertimbang dari ICP bulanan.
Berdasarkan  ketentuan  di  atas,  maka  penghitungan  Bagian  Negara  dan Bagian Kontraktor dilakukan seperti yang diuraikan dalam Buletin Oil and Gas in Indonesia  -  Investment  and  Taxation  Guide,  August  2011  –  4 th Edition,  PWC, tetapi  dengan  mempermudahnya  (tanpa  actual  DMO,  under/over  lifting,  dan lifting  price  variance).  Untuk  membuat  ilustrasi/simulasi  penghitungan  Bagian Negara diasumsikan:
1) Tarif pajak gabungan Pajak Penghasilan dan Pajak Dividen adalah 56%.
2) Bagian Negara 65,9091%.
3) Bagian Kontraktor 34,0909%.
4) ICP rata rata tertimbang $ 60/barrel.
5) Total lifting 7.000 barrel.
6) FTP 20%.
7) DMO 25%.
Tabel 6. Penghitungan Bagian Negara. Keterangan Barrel US dollar  Jumlah US dollar Lifting 7.000 60 420.000 FTP 1.400 60 84.000 Lifting dikurangi FTP 5.600 60 336.000 Cost Rec. 4.000 60 240.000 Inv. Cred 100 60 6.000 Eq. to be split 1.500 60 90.000 Bag. Neg. 988,64 60 59.318,19 DMO 596,59 60 35.795,45 Bag. Neg. FTP 922,73 60 55.363,64 Hak Negara 2.507,95 60 150.477,3 Bag. Kon. 511,36 60 30.681,81 DMO -596,59 60 -35.795,4 Bag. Kon. FTP 477,27 60 28.636,36 Cost Rec. 4.000 60 240.000 Inv. Cred. 100 60 6.000 Hak Kon. 4.492,05 60 26.9522,7 Kon. Tax. Inc. 988,63 60 59.318,17 Pajak 553,64 60 33.218,17 Kon. Net. Inc. 435,00 60 26.099,99 Penerimaan Negara 2.465.00 60 147.900
Penghitungan Bagian Negara ini dapat di jelaskan sebagai berikut:
a) Dalam bentuk Minyak, jumlah yang dijual (lifting) adalah 7.000 barrel (bbl) dan dalam bentuk uang (US $) adalah $ 420.000.
b) Hasil  penjualan  tersebut  (lifting)  dikurangi  terlebih  dahulu  dengan  FTP sebesar 1.400 bbl ($ 84.000) sehingga tersisa 5.600 bbl ($ 336.000).
c) Hasil  sebesar  5.600  bbl  ($  336.000)  tersebut  dikurangi  lagi  dengan  Cost Recovery sebesar 4.000 bbl ($ 240.000) dan Investment Credit sebesar 100 bbl  ($  6.000)  sehingga  sisanya  adalah  1.500  bbl  ($  90.000)  yang  disebut Equity to be split (Jumlah yang harus dibagi) antara Negara dan Kontraktor.
Agar  mudah  dipahami,  yang  harus  menjadi  fokus  perhatian  kita  adalah Equity  to  be  split tersebut,  karena  jumlah  inilah  yang  menjadi  asal  dari  mana datangnya  berbagai  angka  di  atas.  Pembagian Equity  to  be  sp lit  dapat digambarkan sebagai berikut:
Pembagian selanjutnya diperoleh dari FTP yaitu sebagai berikut:
Berdasarkan  hasil  pembagian  di  atas  maka  jumlah  Bagian  Negara  dan Bagian Kontraktor menjadi sebagai berikut:
a) Bagian  Negara  =  988,64  bbl  ($  59.318,19)  +  922,73  bbl  ($  55.363,64)  = 1.911,37 bbl ($ 114.681,8).
b) Bagian Kontraktor = 511,36 bbl ($ 30.681,81) + 477,27 bbl ($ 28.636,36) = 988,63 bbl ($ 59.318,17).
c) Bagian  Kontraktor sebesar 988,63 bbl  ($ 59.318,17) ini disebut Contraktor Taxable Income (Penghasilan Kontraktor yang dikenai pajak) dan besarnya pajak yang dikenakan adalah 56% (tarip pajak gabungan). Jadi jumlah pajak yang  dibayar  Kontraktor  kepada  Negara  adalah  56%  x  $  59.318,17  =  $
33.218,17. Oleh karena itu hasil akhir dari pembagian di atas adalah
d) Bagian Negara = $ 114.681,8 + $ 33.218,17 = $ 147.900 atau 85% dari hasil lifting sebesar $ 420.000 setelah dikurangi  Cost  Recovery  ($ 240.000) dan
Equity to be split 1.500 bbl ($ 90.000) Bag. Negara (65,9091%) 988,64 bbl ($ 59.318,19) Bag. Kontraktor (34,0909%) 511,36 bbl ($ 30.681,81) FTP  1.400 bbl ($ 84.000) Bag. Kontraktor
(34,0909%)
477,27 bbl ($ 28.636,36)
Bag. Negara (65,9091%) 922,73 bbl ($ 55.363,64)
Investment  Credit  ($  6.000)  Bagian  Negara  =  85%  x  ($  420.000  -  $
240.000 - $ 6.000).
e) Bagian  Kontraktor  =  $  59.318,17  –  $  33.218,17  =  $  26.100  atau  15%  dari hasil lifting sebesar $ 420.000 setelah dikurangi Cost Recovery ($ 240.000) dan Investment Credit ($ 6.000)  Bagian Kontraktor = 15% x ($ 420.000 - $ 240.000 - $ 6.000).
Dengan  demikian  pembagian  di  atas  menghasilkan  perhitungan  akhir  yang sesuai dengan kesepakatan dalam KBH  yaitu 85% untuk  Negara  dan 15% untuk Kontraktor.
Sementara  itu  mengenai  DMO  dapat  dijelaskan  bahwa  DMO  hanya merupakan kewajiban tambahan bagi Kontraktor untuk menjamin pasokan Migas bagi  kepentingan  dalam  negeri.  Penghitungan  dan  gambaran  mengenai  DMO adalah  Jumlah  DMO  =  25%  dikalikan  bagian  Kontraktor  (34,0909  %)  dari  total produksi (dalam contoh di atas adalah lifting)  Jumlah DMO = 25% x 34,0909% x 7.000 bbl = 596,59 bbl.
Secara skematis DMO ini dapat di gambarkan sebagai berikut:
Skema  ini  dapat  dijelaskan  bahwa  bagian  Kontraktor  yang  berupa  Minyak sebagian dijual di dalam negeri sebagai DMO dan sebagian lagi diekspor.

## D. KESIMPULAN DAN SARAN
1. Kesimpulan
1) Peranan  sektor  Migas  dalam  perekonomian  Indonesia  sangat  signifikan. Kontribusinya  dalam  APBN  mencapai  rata  rata  20%  dalam  10  tahun terakhir.  Bahkan  merupakan  penerimaan  Negara  terbesar  dalam  bentuk valuta  asing.  Jumlah  ekspor  Migas  merupakan  22%  dari  total  ekspor Indonesia.  Namun  demikian,  sektor  andalan  Indonesia  ini  beberapa  tahun terakhir telah memasuki masa sulit dimana tingkat produksi Migas menurun terus  karena  usia  sumur  sumur  Migas  yang  sudah  tua.  Penurunan  produksi Minyak  Indonesia  terjadi  sejak  tahun2002,  yakni  1,25  juta  barrel  per  hari (bph) di tahun 2002 menjadi 1,15 juta bph tahun 2003. Selanjutnya menjadi 1,09 juta bph pada tahun 2004 dan menurun hingga mencapai 1,06 juta bph tahun 2005. Pada tahun 2006 produksi Minyak Indonesia hanya mencapai 1
Bagian Kontraktor 988,63 bbl ($ 59.318,17) Ekspor
392,04 bbl ($ 23.522,7)
DMO
596,59 bbl ($ 35.795,4)
juta  bph  dan  terus  menurun,  sehingga  tahun  2007  produksi  Minyak Indonesia menjadi 0,912 juta bph.
2) Berbeda  dengan  kondisi  produksi  Minyak  di  Indonesia,  harga  Minyak justru  mengalami  peningkatan  yang  signifikan.  Puncaknya  terjadi  pada tahun  2008  yaitu  mencapai  $  145/barrel  dan  saat  ini  harga  Minyak  dunia stabil  pada  kisaran  $  90  -  $  105  per  barrel.  Padahal  dalam  tahun  1990  an harga Minyak hanya $ 30/barrel.
3) Pengelolaan  Migas  di  Indonesia  didasarkan  pada  sistem  Kontrak  Bagi Hasil/KBH  ( Production  Sharing  Contract )  di  mana  pemerintah  sebagai pemilik mempunyai kewenangan manajemen dalam pengelolaan Migas dan perusahaan  minyak  asing  hanya  bertindak  sebagai  operator.  Kewenangan manajemen  pemerintah  didelegasikan  kepada  Pertamina  sehingga  dalam KBH Pertamina bertindak sebagai wakil pemerintah. Selain itu pembagian hasil  Migas  didasarkan  pada  hasil  produksi  bukan  didasarkan  pada  hasil penjualan.  Untuk  memperkuat  landasan  hukum  dari  KBH  diterbitkan Undang Undang No. 8 Tahun 1971 tentang Pertamina. KBH dibagi dalam 3 generasi,  yakni  Tahun  1966  –  1975  merupakan  KBH  generasi  pertama, Tahun  1976  –  1988  sebagai  KBH  generasi  kedua,  dan  Tahun  1988  – Sekarang adalah KBH generasi ketiga.
4) Untuk  menentukan  besarnya  Bagian  Negara  dari  sektor  Migas  harus didasarkan  pada  ketentuan  yang  tercantum  dalam  KBH  dan  Undang Undang  Pajak  yang  berlaku.  Dalam  salah  satu  ketentuan  KBH  ditetapkan bahwa  jika  terjadi  perubahan  Undang  Undang  Pajak  atau  dikeluarkannya Undang  Undang  Pajak  yang  baru,  maka  ketentuan  dalam  perubahan Undang Undang Pajak atau Undang Undang Pajak yang baru tidak berlaku bagi  KBH  yang  sedang  berjalan  dan  hanya  berlaku  untuk  KBH  sesudah ketentuan  baru  itu  ditetapkan.  Pengenaan  ketentuan  pajak  terhadap  para kontraktor  KBH  sangat  penting  bagi  mereka  karena  hal  ini  menjadi  bukti bahwa  mereka  merupakan  wajib  pajak  yang  resmi  di  Indonesia,  sehingga mereka  dapat  terhindar  dari  pengenaan  pajak  yang  sama  di  Negara  asal mereka  (pajak  berganda).  Bukti  pembayaran  pajak  mereka  di  Indonesia dapat digunakan sebagai pengurang pajak mereka di Negara asal.
5) Penghitungan Bagian Negara dan Bagian Kontraktor dilakukan berdasarkan bagi  hasil  yang  ditetapkan  dalam  KBH  seperti  85:15  atau  80:20  untuk Minyak  dan  65:35  atau  60:40  untuk  Gas.  Dalam  Bagian  Negara  tersebut sudah termasuk kewajiban pajak dan  pungutan lainnya  yang harus dibayar Kontraktor.

## 2. Saran
Dengan  kondisi  sektor  Migas  yang  tidak  menggembirakan  seperti  tersebut di  atas,  maka  pemerintah  harus  mengubah  kebijakan  energinya.  Ketergantungan kepada  sektor  Migas  seyogianya  dikurangi  dengan  langkah  langkah  sebagai berikut:
1) Kebutuhan  energi  di  dalam  negeri  sebaiknya  tidak  menggunakan  Migas tetapi dari sumber energi yang terbarukan seperti panas bumi (Geothermal).
2) Jika  penggunaan  energi  terbarukan  tidak  ekonomis,  gunakan  energi  tak terbarukan non Migas yang melimpah seperti batu bara.
3) Seluruh hasil produksi Migas harus diekspor dan dananya digunakan untuk mempercepat pembangunan ekonomi Indonesia.
4) Jika kebijakan subsidi diperlukan dalam pengadaan energi di dalam negeri, maka  kebijakan  subsidi  harus  diubah  dari  mensubsidi  barang  menjadi mensubsidi  orang.  Kriteria  orang  yang  pantas  disubsidi  harus  didasarkan kepada kemampuan ekonominya.

## DAFTAR PUSTAKA
Kerlinger,  Fred  N,  2004,  Asas  –  Asas  Penelitian  Behavioral,  Gadjah  Mada University Press, Yogyakarta.
Kementerian Keuangan, 2010, APBN.
KPMG, 1993, Extractive Industries – A Global Survey of Taxation, Klynveld Peat Marwick Goerdeler, Amsterdam.
Lubiantara,  Benny, 2012, Ekonomi Migas, PT Gramedia Widiasarana  Indonesia, Jakarta.
Ministry of Finance, 2010, Financial Note and Indonesian Revised Budget.
OPEC, 2008, Bulletin.
PwC  Indonesia,  August  2011  –  4 th Edition,  Buletin  Oil  and  Gas  in  Indonesia  -
Investment and Taxation Guide, PwC, Jakarta.
Partners  of  KPMG  Peat  Marwick  LLP,  1996,  Income  Taxation  of  Natural Resources 1996, Research Institute of America Inc., New York.
Sugiyono, 2007, Metode Penelitian Bisnis, CV Alfabeta, Bandung.
U.S  Embassy  Jakarta,  Petroleum  Report  Indonesia  2007  –  2008,  U.S  Embassy,
Jakarta.