## FAKTOR-FAKTOR YANG MEMENGARUHI PENERIMAAN PAJAK PENGHASILAN MINYAK BUMI DAN GAS ALAM
Randika Putra Metly, Direktorat Jenderal Pajak

## ABSTRACT
The purpose of this research is to determine the factors that influence the petroleum dan natural gas income tax in the production sharing contract. Tests were carried out using 450 observations of petroleum production KKKS and 401 observations of natural gas production KKKS for for the period 2010-2016.  Multiple  linear  regression  of  panel  data  using  a  random  effect  model  on  petroleum production KKKS shows that (1) cost recovery and (2) KKKS size have a negative effect, (3) first tranche petroleum, (4) lifting, (5) price and (6) Rupiah exchange rate against USD has a positive effect  on  petroleum  income  tax  revenue.  In  Natural  Gas  Production  KKKS,  the  variables  (1)  cost recovery and (2) KKKS size have a negative effect, (3) first tranche petroleum and (4) lifting has a positive effect on natural gas income tax revenue.
Keywords: petroleum income tax; natural gas income tax; production sharing contract

## ABSTRAK
Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menguji faktor-faktor yang memengaruhi penerimaan PPh minyak bumi dan gas alam pada production sharing contract . Pengujian dilakukan menggunakan 450 observasi KKKS produksi minyak bumi dan 401 observasi KKKS produksi gas alam periode tahun 2010-2016. Regresi linear berganda data panel menggunakan model random effect pada KKKS  produksi  minyak  bumi  menunjukkan  variabel  (1) cost  recovery dan  (2)  ukuran  KKKS berpengaruh negatif, (3) first tranche petroleum , (4) lifting , (5) harga dan (6) nilai tukar Rupiah terhadap USD berpengaruh positif terhadap penerimaan PPh minyak bumi. Pada KKKS produksi gas alam, variabel (1) cost recovery dan (2) ukuran KKKS berpengaruh negatif, (3) first tranche petroleum dan (4) lifting berpengaruh positif terhadap penerimaan PPh gas alam. Kata kunci: PPh minyak bumi, PPh gas alam, production sharing contract Klasifikasi JEL: H27; H25

## 1. PENDAHULUAN
Menurut pasal 33 ayat (2) dan (3) Undang-Undang Dasar Tahun 1945, negara memiliki hak menguasai sumber daya alam yang menyangkut hajat hidup orang banyak. Pasal tersebut menjadi dasar kekuasaan penuh negara dalam pengelolaan sumber daya alam ( state property ). Salah satu kegiatan pengelolaan sumber daya alam adalah kegiatan usaha di bidang hulu minyak dan gas yang  terdiri  dari  kegiatan  eksplorasi  dan  produksi.  Kegiatan  usaha  hulu  migas  merupakan kegiatan dengan risiko tinggi yang memerlukan modal dan teknologi berbiaya besar sedangkan kemampuan  yang  dimiliki  Pemerintah  terbatas,  berdasarkan  hal  tersebut  disusunlah  suatu bentuk kerja sama antara Pemerintah dan Kontraktor pada kegiatan usaha hulu migas yang saat ini dikenal dengan nama Production Sharing Contract (PSC).
Tata kelola  sektor hulu migas di Indonesia terkait erat dengan implementasi Production Sharing Contract (PSC) dengan mekanisme cost recovery (CR) atau pengembalian biaya operasi yang dikeluarkan Kontraktor oleh  Pemerintah  sebagai pengurang pada perhitungan bagi hasil migas. Pasal 31 D Undang-Undang Nomor 36 Tahun 2008 tentang Pajak Penghasilan menyatakan ketentuan mengenai perpajakan bagi bidang usaha pertambangan minyak dan gas bumi diatur dengan atau berdasarkan Peraturan Pemerintah. Pasal ini menunjukkan pentingnya perpajakan migas  khususnya  di  Indonesia,  yang  mana  pengaturan  lebih  khusus  diatur  melalui  Peraturan Pemerintah  Nomor  79  Tahun  2010  tentang  Biaya  Operasi  Yang  Dapat  Dikembalikan  dan
Perlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi sebagaimana terakhir diubah dengan Peraturan Pemerintah Nomor 27 Tahun 2017.
Nakhle (2008: 6) menyatakan negara penghasil minyak bumi dan gas alam menghadapi tantangan dalam mendesain sistem perpajakan yang memenuhi 2 (dua) tujuan fundamental, yaitu menjamin pembagian pendapatan yang adil sekaligus memberikan insentif yang memadai untuk mendukung  investasi  migas.  Lubiantara  (2012:  5)  menjelaskan  4  (empat)  faktor  yang membedakan  industri  migas  dari  industri  lainnya  diantaranya  (1)  lamanya  waktu  antara pengeluaran dengan pendapatan, (2) keputusan dibuat dengan risiko atau ketidakpastian yang tinggi serta melibatkan penggunaan teknologi canggih, (3) usaha hulu migas memerlukan biaya modal yang relatif besar, (4) menjanjikan keuntungan yang besar sebanding dengan risiko yang dihadapi. Pudyantoro (2014: 74) menyatakan beberapa risiko pada bisnis hulu migas antara lain berupa  risiko  sumber  daya,  risiko  kontraktual,  risiko  teknik,  risiko  perubahan  politik  serta peraturan, dan risiko fluktuasi perekonomian makro dan global.
Badan  Pemeriksa  Keuangan  (BPK)  dalam  Ikhtisar  Hasil  Pemeriksaan  Semester  I  Tahun 2016 mengungkapkan banyak biaya yang tidak berkaitan langsung dengan kegiatan hulu migas yang  dimasukkan  ke  dalam  perhitungan cost  recovery KKKS  sehingga  besarannya  cenderung semakin meningkat setiap tahunnya dan berakibat tergerusnya penerimaan negara dari bagi hasil migas. Laporan tahunan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu  Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) tahun 2016 menunjukkan total cost recovery tahun 2016 adalah sebesar US$ 11,99  milyar  atau  setara  48,90%  total gross  revenue migas  yang  sebesar  US$  24,52  milyar. Implikasi dari besarnya CR yang ditanggung Pemerintah menyebabkan penerimaan negara tahun 2016 dari sektor hulu migas termasuk PPh migas menjadi sebesar US$ 9,42 milyar atau 38,42% gross revenue , jauh lebih kecil jika dibandingkan penerimaan KKKS yang sebesar 61,58%. Berdasarkan data yang diolah dari laporan tahunan SKK migas tahun 2013 sampai dengan 2016,  jumlah  investasi  sektor  migas  terus  mengalami  penurunan.  Tahun  2016  total  investasi mencapai US$ 11.586 juta, turun 24,47% dari tahun sebelumnya dan menjadi jumlah investasi paling kecil dalam 7 (tujuh) tahun terakhir. Laporan Extractive Industries Transparency Intiative (EITI) tahun 2010-2014 menunjukkan dari 71 KKKS yang berstatus produksi, rata-rata 64,23% dari  jumlah  KKKS  tersebut  yang  berkontribusi  terhadap  penerimaan  PPh  migas.  Persentase kontribusi  KKKS  tersebut  menunjukkan  masih  adanya  kemungkinan  untuk  mengoptimalkan penerimaan  PPh  dari  kegiatan  sektor  hulu  minyak  dan  gas  karena  jumlah  KKKS  yang  belum berkontribusi terhadap penerimaan PPh migas mayoritas dikarenakan tidak adanya equity to be split (ETBS) akibat besarnya CR.
Penelitian  tentang  faktor-faktor  yang  memengaruhi  penerimaan  sektor  migas,  telah dilakukan  oleh  beberapa  peneliti,  diantaranya  Aini  (2015);  Allaeindo  (2015);  Hill  (2003); Ogbonna dan Ebimobowei (2012); Seftyandra (2013); Sinaga (2010). Hill (2003) meneliti faktor- faktor yang memengaruhi penerimaan pajak dari produksi minyak bumi di Laut Utara Inggris. Sinaga (2010) meneliti pengaruh variabel-variabel makroekonomi terhadap penerimaan pajak di Indonesia tahun 1984-2007.
Ogbonna  dan  Ebimobowei  (2012)  meneliti  pengaruh  variabel  makroekonomi  terhadap penerimaan minyak dan gas di Nigeria. Seftyandra (2013) meneliti pengaruh harga, cost recovery , dan  produksi  terhadap  PNBP  migas.  Aini  (2015)  meneliti  hubungan cost  recovery , lifting ,  dan harga terhadap penerimaan PPh migas. Allaeindo (2015) meneliti pengaruh 9 (sembilan) variabel terhadap PNBP migas selama periode 2010-2014.
Selain itu terdapat penelitian spesifik atas faktor yang memengaruhi penerimaan migas, diantaranya (1) harga minyak mentah oleh Adamu (2015); Benedictow et al. (2013); Boyer dan Filion  (2007);  Dayanandan  dan  Donker  (2011);  Diaz  et  al.  (2016);  El-Sharif  et  al.  (2005);  El Anshasy  dan  Bradley  (2012);  Faff  dan  Brailsford  (1999);  Kang  et  al.  (2017);  McSweeney  dan
Worthington (2008); Oberndorfer (2009); Park dan Ratti (2008); Pirog (2012); Ramos dan Veiga (2011);  Sadorsky  (1999).  (2)  Ukuran  perusahaan  oleh  Dayanandan  dan  Donker  (2011); Kretzschmar  et  al.  (2008);  Kumar  Bhaskaran  dan  K  Sukumaran  (2016);  Narayan  dan  Sharma (2011);  Sadorsky  (2008);  Sanusi  dan  Ahmad  (2016).  (3)  Tingkat  inflasi  oleh  Casassus  et  al. (2010); Salisu et al. (2017); Sek et al. (2015) (4) Nilai tukar mata uang dari Clements et al. (2008); Sadorsky (2001).
Penelitian  terhadap  faktor-faktor  yang  memengaruhi  penerimaan  PPh  minyak  dan  gas didasari  fakta  bahwa  kontribusi  kegiatan  hulu  migas  masih  signifikan  baik  sebagai  sumber penerimaan yang berkontribusi 5,15% dari penerimaan negara dan hibah di tahun 2016 maupun penggerak perekonomian melalui PDB hulu migas tahun 2016 yang sebesar 3,3 % PDB Nasional ekuivalen  dengan  US$  23,7  miliar.  Penelitian  mengenai  faktor-faktor  yang  memengaruhi penerimaan PPh minyak bumi dan gas alam masih perlu dilakukan karena penelitian terdahulu masih bersifat umum dan belum mencakup variabel makroekonomi seperti inflasi dan nilai tukar Rupiah  terhadap  USD,  maupun  variabel  kontrak  PSC  seperti first  tranche  petroleum , domestic market obligation , dan equity to be split . Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menguji faktor- faktor yang memengaruhi penerimaan PPh minyak bumi dan PPh gas alam.
Pengaruh Cost Recovery Terhadap Penerimaan PPh Minyak Bumi dan Gas Alam Berdasarkan telaah  peraturan perundang-undangan di bidang minyak bumi dan gas alam serta alur bagi hasil PSC dapat disimpulkan penerimaan negara baik dari bagi hasil migas maupun pajak penghasilan minyak bumi dan gas alam dipengaruhi oleh gross revenue (GR) pada suatu periode  dikurangi  dengan  pengembalian  biaya  yang  dikeluarkan  Kontraktor.  Biaya  yang dikeluarkan kontraktor tersebut dapat dikembalikan oleh pemerintah ( cost recovery atau cost oil ). GR setelah dikurangi dengan besaran CR akan menghasilkan nilai equity to be split (ETBS) atau profit oil yang akan dibagi antara Pemerintah dan KKKS.
Penelitian  dari  Feng  et  al.  (2014)  meneliti  perbandingan  penerimaan  dan  investasi  pada production sharing contract dan risk service contract , hasil penelitiannya menunjukkan besaran biaya  operasi  ( cost  oil ) memberikan  efek  negatif  terhadap  penerimaan Negara  dan sebaliknya memberikan efek positif terhadap besaran investasi oleh perusahaan minyak dan gas. Hasil yang sama  juga  dikemukakan  oleh  Fan  dan  Zhu  (2010);  Gaspar  Ravagnani  et  al.  (2012);  Guo  et  al. (2016); Zhu et al. (2015). Fan dan Zhu (2010) meneliti keputusan investasi perusahaan minyak dan  gas  Tiongkok  di  Indonesia,  mengemukakan  beberapa  faktor  yang  menjadi  pertimbangan investasi  diantaranya  harga,  biaya  investasi,  cadangan  minyak  dan  gas, cost  oil  limit (biaya produksi),  perpajakan,  nilai  tukar  mata  uang,  dan  kondisi  ekonomi  yang  ditunjukkan  melalui tingkat inflasi. Dua penelitian tersebut menyatakan semakin besar cost oil limit akan memberikan efek  positif  terhadap  penerimaan  perusahaan,  dan  sebaliknya  berpengaruh  negatif  pada penerimaan dari negara pemilik sumber daya. Gaspar Ravagnani et al. (2012) menyatakan rata- rata batasan cost recovery pada kontrak PSC di dunia adalah sebesar 60-65% dari gross revenue . Guo  et  al.  (2016)  meneliti  tentang  pengaruh  faktor  teknikal  berupa  (1)  kondisi  geologi,  (2) kualitas minyak, (3) kondisi geografi dan (4) pengaruh faktor ekonomi yang meliputi ketentuan kontrak dan kondisi investasi. Menggunakan model Adjusted Concept Reserves (ACR) menyatakan cost recovery limit berpengaruh positif terhadap pengembalian investasi Kontraktor.
Hvozdyk dan Mercer-blackman (2010) meneliti faktor-faktor yang memengaruhi investasi pada  102  perusahaan  minyak  dan  gas  selama  tahun  1993-2007,  menyatakan  semakin  kecil cadangan minyak, maka akan semakin besar biaya yang dikeluarkan untuk eksplorasi maupun produksi.  Ghandi  dan  Lin  Lawell  (2017)  meneliti  penerimaan  dan  risiko  yang  dihadapi perusahaan  minyak  dan  gas  internasional  (IOC)  pada  kontrak  minyak  dan  gas  di  Iran  dan menyatakan biaya operasi dan pemeliharaan yang tinggi akan mengurangi penerimaan dari IOC

## 136 | Bina Ekonomi
dan  merupakan  salah  satu  faktor  risiko  utama  pada  kontrak  jasa  maupun  PSC.  Aini  (2015) menyatakan cost recovery berpengaruh negatif dan signifikan terhadap penerimaan PPh minyak dan gas. Seftyandra (2013) dan Allaeindo (2015) menunjukkan cost recovery berpengaruh negatif terhadap penerimaan PNBP migas tahun 2001-2011 dan 2010-2014. Berdasarkan penjelasan di atas, hipotesis yang dapat dikemukakan adalah:
H1: Tingkat cost recovery berpengaruh negatif terhadap tingkat penerimaan PPh minyak bumi.
H9: Tingkat cost recovery berpengaruh negatif terhadap tingkat penerimaan PPh gas alam.

## Pengaruh FTP Terhadap Penerimaan PPh Minyak Bumi dan Gas Alam
Pasal 9 ayat (2) PP 79 Tahun 2010 menyebutkan penghasilan KKKS dalam rangka kontrak bagi  hasil meliputi  (1)  nilai  realisasi  minyak  dan atau  gas  bumi  bagian Kontraktor  dari equity share , (2) FTP share KKKS, (3) minyak dan/atau gas bumi dari pengembalian biaya operasi, (4) pemberian insentif, (5) dikurangi nilai realisasi penyerahan DMO, (6) ditambah imbalan DMO, dan (7)  ditambah  varians  harga  atas  lifting.  FTP share KKKS  dapat  didefinisikan  sebagai  bagian tertentu  dari  FTP share yang  menjadi  bagian  Kontraktor  sesuai  dengan  persentase  bagi  hasil dalam kontrak.
Sama  halnya  dengan  ketentuan  pasal  9  ayat  (2)  PP  79  tahun  2010,  Johnston  (2007:  73), Lubiantara (2012: 60-65), dan Pudyantoro (2014: 238) menunjukkan FTP share KKKS merupakan bagian  dari  penghasilan  kena  pajak.  Allaeindo  (2015)  menyimpulkan  tingkat  FTP  bagian Pemerintah berpengaruh positif dan signifikan terhadap penerimaan PNBP migas. Hipotesis yang dapat dikemukakan adalah:
H2: tingkat FTP berpengaruh positif terhadap tingkat penerimaan PPh minyak bumi. H10: tingkat FTP berpengaruh positif terhadap tingkat penerimaan PPh gas alam.
Pengaruh Lifting Minyak Bumi dan Gas Alam Terhadap Penerimaan PPh Minyak Bumi dan Gas Alam
Fan dan Zhu (2010) serta Zhu et al. (2015) menunjukkan perusahaan yang memiliki produksi lebih besar akan berpeluang untuk menghasilkan penerimaan yang lebih besar. Feng et al. (2014) menunjukkan harga minyak yang tinggi memicu produksi yang lebih tinggi. Ketika harga minyak naik,  perusahaan  minyak  bumi  pada  kontrak  PSC  akan  meningkatkan  produksi  untuk mendapatkan  lebih  banyak  penerimaan.  Hasil  yang  sama  juga  ditunjukkan  oleh  Hill  (2003). Penelitian dari Aini (2015) menunjukkan lifting minyak bumi dan gas alam berpengaruh positif dan  signifikan  terhadap  penerimaan  pajak  penghasilan  minyak  dan  gas,  karena lifting akan memengaruhi besaran gross revenue yang setelah dikurangi faktor pengurang dalam perhitungan bagi  hasil  akan  menjadi  dasar  perhitungan  penghasilan  kena  pajak  KKKS.  Allaeindo  (2015) menunjukkan pengaruh positif dan tidak signifikan lifting migas terhadap PNBP migas. Hipotesis yang dapat dikemukakan adalah sebagai berikut:
H3: lifting minyak  bumi  berpengaruh  positif  terhadap  tingkat  penerimaan  PPh  minyak bumi.
H11: lifting gas alam berpengaruh positif terhadap tingkat penerimaan PPh gas alam.
Pengaruh  Ukuran  Kontraktor  Kontrak  Kerja  Sama  (KKKS)  Terhadap  Penerimaan  PPh Minyak Bumi dan Gas Alam
Sadorsky  (2008)  menyatakan  perusahaan  minyak  dan  gas  dengan  jumlah  aset  besar cenderung akan memiliki skala ekonomi dan kinerja yang lebih tinggi.
Hal  yang  sama  juga  dikemukakan  Narayan  dan  Sharma  (2011)  yang  menyatakan  harga minyak bumi dan gas alam memengaruhi pendapatan perusahaan secara berbeda berdasarkan
ukuran perusahaan. Menggunakan data tahun 2000-2008, hasil penelitiannya menunjukkan 90% perusahaan  sektor  energi  mengalami  peningkatan  penerimaan  saat  terjadi  kenaikan  harga. Dayanandan  dan  Donker  (2011)  menjelaskan  ukuran  perusahaan  minyak  yang  diukur berdasarkan  jumlah  total  aset  berpengaruh  positif  dan  signifikan  terhadap  laba  akuntansi perusahaan minyak dan gas di Amerika Utara pada tahun 1990-2008. Sanusi dan Ahmad (2016) menggunakan multi factor asset pricing model meneliti determinan dari penerimaan perusahaan minyak dan gas yang terdaftar di London Stock Exchange tahun 2004-2015 dan menunjukkan ukuran perusahaan (kapitalisasi pasar) memengaruhi penerimaan.
Hasil penelitian yang berbeda dikemukakan oleh Ghandi dan Lin Lawell (2017); Kretzschmar et  al.  (2008);  Kumar  Bhaskaran  dan  K  Sukumaran  (2016);  Weijermars  et  al.  (2014)  yang menyatakan  ukuran  perusahaan  berpengaruh  negatif  terhadap  penerimaan  minyak  dan  gas. Kretzschmar et al. (2008) yang meneliti 292 aset operasi minyak bumi menunjukkan pada saat harga  minyak  bumi  naik,  ukuran  perusahaan  minyak  memiliki  pengaruh  yang  berbeda  pada kontrak  PSC  dan  kontrak  konsesi.  Saat  harga  minyak  naik  dari  33,75  USD/BBL  menjadi  90 USD/BBL, perusahaan pada kontrak konsesi mengalami penurunan biaya dari 76% menjadi 68% dari total revenue , sedangkan pada kontrak PSC ditandai dengan kenaikan biaya dari 78% ke 80%. Perusahaan minyak bumi yang memiliki nilai aset tetap yang besar dan beroperasi pada kontrak PSC  akan  cenderung  mengalami  penurunan  penerimaan  dibanding  perusahaan  minyak  bumi dengan nilai aset tetap yang kecil dan perusahaan minyak yang melakukan kegiatan pada kontrak konsesi.  Weijermars  et  al.  (2014)  meneliti  kinerja  keuangan  dan  operasional  dari  perusahaan minyak dan gas di Amerika Serikat dan Eropa selama 25 tahun menunjukkan capital expenditure (CAPEX)  di  tahun  2012  telah  meningkat  4,5  kali  lebih  besar  dibanding  tahun  2000,  namun produksi  menurun  sampai  dengan  6%  pada  2012  dibandingkan  produksi  tahun  2006.  Kumar Bhaskaran  dan  K  Sukumaran  (2016)  menyimpulkan  pengaruh  negatif capital  intensity  ratio perusahaan minyak dan gas terhadap penerimaan. Ghandi dan Lin Lawell (2017) menemukan peningkatan biaya modal sebesar 20% akan mengurangi penerimaan perusahaan sebesar 63% pada  kontrak  minyak  dan  gas  di  Iran.  Berdasarkan  penjelasan  di  atas,  hipotesis  yang  dapat disampaikan adalah:
H4:  ukuran  KKKS  produksi  minyak  bumi  berpengaruh  positif  terhadap  tingkat penerimaan PPh minyak bumi.
H12: ukuran KKKS produksi gas alam berpengaruh positif terhadap tingkat penerimaan PPh gas alam.
Pengaruh Domestic Market Obligation Terhadap Penerimaan PPh Minyak Bumi D.  C. Johnston  dan Johnston (2006: 379) menyatakan DMO requirement saat kondisi DMO holiday merupakan  suatu  klausul  yang  dapat  memberikan  insentif  kepada  kontraktor  untuk meningkatkan produksi sejak awal berproduksi. Tingkat produksi yang lebih tinggi kemungkinan besar akan menghasilkan penerimaan yang lebih besar. Setelah periode DMO holiday berakhir, klausul  DMO  akan  mengurangi  bagi  hasil  yang  didapatkan  kontraktor.  Allaeindo  (2015) menyatakan DMO net berpengaruh positif pada penerimaan PNBP migas. Dalam sudut pandang perpajakan, DMO net setelah periode DMO holiday berakhir akan berpengaruh negatif terhadap penerimaan  PPh  minyak  bumi.  Dari  penjelasan  di  atas  dapat  disampaikan  hipotesis  sebagai berikut:
H5: tingkat DMO berpengaruh negatif terhadap tingkat penerimaan PPh minyak bumi.
Pengaruh Harga Minyak Bumi dan Gas Alam Terhadap Penerimaan PPh Minyak Bumi dan Gas Alam

## 138 | Bina Ekonomi
Faff  dan  Brailsford  (1999)  mengemukakan  pengaruh  positif  harga  minyak  terhadap penerimaan perusahaan minyak dan gas di Australia. Hill (2003) menyatakan harga minyak yang lebih tinggi selain meningkatkan penerimaan pajak penghasilan atas laba yang lebih besar dari perusahaan  minyak  juga  akan  mendorong  peningkatan  produksi  dan  investasi.  El-Sharif  et  al. (2005) menemukan pengaruh positif dan signifikan harga minyak pada penerimaan perusahaan minyak  dan  gas  di  United  Kingdom.  Boyer  dan  Filion  (2007)  menjelaskan  faktor-faktor  yang memengaruhi penerimaan dari 99 perusahaan minyak dan gas di Kanada selama periode triwulan 1 1995 sampai dengan triwulan 3 2002, yang mana kenaikan harga minyak dan gas berpengaruh positif terhadap laba, investasi, dan cash flow perusahaan. McSweeney dan Worthington (2008) menggunakan data harga minyak dari Januari 1980 sampai dengan Agustus 2006 menemukan kenaikan  harga  minyak  meningkatkan  pendapatan  dan  harga  saham  perusahaan  energi  di Australia.
Sadorsky  (1999)  menyatakan  harga  minyak  dan  gas  merupakan  faktor  utama  yang memengaruhi tingkat produksi minyak dan gas. Saat harga minyak dan gas tinggi perusahaan akan cenderung meningkatkan produksi, sedangkan saat harga lesu perusahaan akan mengurangi produksi dengan pertimbangan pengurangan biaya yang berakibat penerimaan yang lebih kecil yang pada akhirnya akan memengaruhi besaran pajak penghasilan perusahaan.  Park dan Ratti (2008) menyatakan kenaikan harga minyak berpengaruh positif terhadap penerimaan industri minyak  dan  gas  di  13  negara  Eropa  pada  periode  1986-2005.  Oberndorfer  (2009)  meneliti pengaruh harga minyak dan gas per bulan terhadap penerimaan 317 perusahaan minyak dan gas yang  terdaftar  di  Dow  Jones  Euro  Stoxx  Oil  and  Gas  Index  tahun  2002-2007,  menyimpulkan kenaikan  harga  minyak  meningkatkan  penerimaan  perusahaan    minyak    dan  gas    di  Eropa. Dayanandan dan Donker (2011) menemukan harga minyak berpengaruh positif dan signifikan pada laba akuntansi perusahaan minyak dan gas di Amerika Utara selama periode 1990-2008, membuktikan kinerja keuangan perusahaan minyak dan gas utamanya dipengaruhi oleh harga minyak. Ramos dan Veiga (2011) melalui penelitian pada 34 negara menemukan harga minyak merupakan  faktor  utama  yang  menentukan  penerimaan  minyak  di  seluruh  dunia,  perusahaan minyak  di  negara  maju  cenderung  merespon  lebih  kuat  kenaikan  harga  minyak  dibanding perusahaan minyak di negara berkembang. Selain itu kenaikan harga minyak memiliki pengaruh lebih besar dibanding penurunan harga minyak.
Mohanty et al. (2013) meneliti pengaruh harga minyak terhadap harga saham perusahaan minyak  dan  gas  di  Amerika  Serikat,  menunjukkan  harga  minyak  berpengaruh  positif  dan signifikan  terhadap  penerimaan  industri  minyak  dan  gas.  El  Anshasy  dan  Bradley  (2012) mengemukakan perubahan positif harga minyak akan meningkatkan produk domestik bruto dan penerimaan negara dari minyak bumi. Benedictow et al. (2013) meneliti pengaruh harga minyak bumi  terhadap  ekonomi  Rusia  pada  periode  1995-2008,  menyatakan  kenaikan  harga  minyak mengakibatkan  peningkatan  penerimaan  minyak  yang  lebih  besar  daripada  peningkatan pengeluaran Pemerintah.
Adamu (2015) menunjukkan harga minyak memiliki hubungan positif terhadap penerimaan minyak  di  Nigeria.  Allaeindo  (2015)  mengungkapkan  ICP  berpengaruh  positif  dan  signifikan terhadap PNBP migas. Diaz et al. (2016) menunjukkan pengaruh positif dan signifikan dari harga minyak terhadap penerimaan 4 (empat) perusahaan minyak dan gas yang terdaftar di New York Stock Exchange (NYSE) periode 1974-2015. Kang et al. (2017) melakukan penelitian terhadap 7 (tujuh)  perusahaan  minyak  dan  gas  yang  terdaftar  di  NYSE  dan  menemukan  keuntungan perusahaan dipengaruhi positif oleh kenaikan  harga.
Berdasarkan penjelasan di atas, hipotesis yang dapat dikemukakan adalah:
H6:  harga  minyak  bumi  berpengaruh  positif  terhadap  tingkat  penerimaan  PPh  minyak bumi.
H13: harga gas alam berpengaruh positif terhadap tingkat penerimaan PPh gas alam.

## Pengaruh Tingkat Inflasi Terhadap Penerimaan PPh Minyak Bumi dan Gas Alam
Menurut Pudyantoro (2014: 89-91 dan 202) harga minyak bumi dan gas alam merupakan input penting pada produksi dari banyak barang dan jasa. Kenaikan harga minyak dan/atau gas alam akan berpengaruh pada harga dari barang dan jasa yang diproduksi yang pada akhirnya akan berhubungan dengan tingkat Inflasi.  Kondisi inflasi menyebabkan turunnya daya beli pelaku ekonomi.  Pada  industri  minyak  dan  gas,  tingkat  inflasi  menentukan  harga  barang  input  dari barang dan jasa pada operasi. Penurunan daya beli akibat inflasi akan memengaruhi besarnya investasi dan biaya yang dikeluarkan, yang pada akhirnya memengaruhi penerimaan perusahaan.
Casassus  et  al.  (2010)  menggunakan  data  penerimaan  perusahaan  minyak  dan  gas  dan tingkat  inflasi  Amerika  Serikat  dari  Juli  1992  sampai  dengan  Desember  2009  membuktikan pengaruh  positif  antara  inflasi  dan  penerimaan  komoditi  minyak  dan  gas.  Salisu  et  al.  (2017) menggunakan  data  triwulanan  tahun  2000-2014  meneliti  pengaruh  harga  minyak  dan  inflasi pada  5    (lima)    negara  net  eksportir  dan  10  negara  net  importer  minyak.  Sek  et  al.  (2015) menggunakan  persamaan pass-through dalam Auto  Regressive  Distributes  Lag (ADRL) menemukan  inflasi  akibat  kenaikan  harga  minyak  mentah  berpengaruh  positif  terhadap penerimaan  dari  negara  dengan  ketergantungan  tinggi  terhadap  penerimaan  minyak  bumi. Sebaliknya  penurunan harga  minyak mentah  memiliki  pengaruh  negatif  terhadap  penerimaan perusahaan, karena penurunan penerimaan akan lebih besar daripada penurunan biaya produksi sehingga profit margin perusahaan juga akan menurun.
Berbeda  dari  3  (tiga)  penelitian  di  atas,  Ogbonna  dan  Ebimobowei  (2012)  yang  meneliti pengaruh variabel makroekonomi terhadap penerimaan pajak minyak dan gas di Nigeria tahun 2000-2009  menunjukkan  tingkat  inflasi  berpengaruh  negatif  dan  tidak  signifikan  terhadap penerimaan petroleum    profit  tax dan  royalti.  Berdasarkan  penjelasan  di  atas,  hipotesis  yang dapat dikemukakan adalah sebagai berikut:
H7: tingkat inflasi berpengaruh positif terhadap tingkat penerimaan PPh minyak bumi. H14: tingkat inflasi berpengaruh positif terhadap tingkat penerimaan PPh gas alam.

## Pengaruh Nilai Tukar Rupiah Terhadap USD Terhadap Penerimaan PPh Minyak Bumi dan Gas Alam
Clements  et  al.  (2008)  menyatakan  proyek  skala  besar  minyak  dan  gas  memberikan penerimaan yang signifikan melalui pendapatan ekspor dan memberikan efek pada penguatan nilai tukar yang pada akhirnya menimbulkan eksternalitas negatif pada sektor lainnya. Sadorsky (2001)  menemukan  bahwa  pelemahan  nilai  tukar  Dollar  Kanada  (CAD)  terhadap  USD menurunkan  penerimaan  perusahaan  minyak  dan  gas  di  Kanada,  pelemahan  nilai  tukar  CAD menyebabkan  biaya  yang  dikeluarkan  lebih  besar daripada  peningkatan  penerimaan  sehingga menyebabkan penerimaan perusahaan minyak dan gas menurun.
Berbeda dari 2 (dua) penelitian di atas yang menyatakan pengaruh negatif nilai tukar mata uang terhadap penerimaan minyak dan gas,  Sinaga (2010) menyatakan pelemahan nilai tukar Rupiah terhadap USD berpengaruh signifikan terhadap kenaikan penerimaan pajak penghasilan migas. Allaeindo (2015) menunjukkan pengaruh positif dan signifikan nilai tukar Rupiah terhadap penerimaan PNBP migas tahun 2010-2014. Pudyantoro (2014: 89) menyatakan penguatan nilai tukar Rupiah terhadap USD akan menyebabkan belanja barang dan jasa dalam Rupiah menjadi lebih  mahal.  Sebaliknya  pelemahan  rupiah  akan  menyebabkan  biaya  operasional  menurun. Berdasarkan penjelasan di atas hipotesis yang dapat dikemukakan adalah:
H8:  nilai  tukar  Rupiah terhadap  USD  berpengaruh  positif  terhadap  tingkat  penerimaan PPh minyak bumi.

## 140 | Bina Ekonomi
H15: nilai tukar Rupiah terhadap USD berpengaruh positif terhadap tingkat penerimaan PPh gas alam.

## 2. METODE DAN DATA
Penelitian ini merupakan penelitian kuantitatif menggunakan model regresi linear berganda data panel yang dibagi menjadi 2 (dua) model yaitu pada model pertama menguji pengaruh dari 8  (delapan)  variabel  independen  berikut  (1)  tingkat cost  recovery  minyak  bumi (TCRM);  (2) tingkat first  tranche  petroleum minyak  bumi  (TFTPM);  (3) lifting minyak  bumi  (LIFTM);  (4) ukuran KKKS; (5) tingkat domestic market obligation (TDMO); (6) harga minyak bumi (PRICEM); (7)  tingkat  inflasi  (INF);  dan  (8)  nilai  tukar  Rupiah  terhadap  USD  (KURS)  terhadap  tingkat penerimaan PPh minyak bumi (TPPHM).
Pada model kedua menguji pengaruh 7 (tujuh) variabel independen berikut (1) tingkat cost recovery gas  alam  (TCRG);  (2)  tingkat first  tranche  petroleum (TFTPG);  (3) lifting Gas  Alam (LIFTG); (4) ukuran KKKS (SIZEG); (5) harga gas alam (PRICEG); (6) tingkat inflasi; (INF) dan (7) nilai tukar Rupiah terhadap USD (KURS) terhadap tingkat penerimaan PPh gas alam (TPPHG)
Pembagian model penelitian menjadi KKKS produksi minyak bumi dan KKKS produksi gas alam  didasarkan  pada  pertimbangan  perbedaan  harga,  besaran lifting ,  biaya  produksi  antara minyak bumi dan gas alam, belum diberlakukannya kewajiban DMO atas bagian gas alam, serta pemisahan jenis PPh migas menjadi PPh minyak bumi dan PPh gas alam.
Objek penelitian adalah KKKS yang berstatus produksi dan beroperasi berdasarkan kontrak PSC dalam kurun waktu tahun 2010-2016. Data yang digunakan adalah data financial quarterly report (FQR) masing-masing KKKS.
Teknik pengambilan sampel yang digunakan dalam penelitian ini adalah purposive sampling dengan  2  (dua)  kriteria  berikut,  (1)  status  berproduksi  dan  (2)  kelengkapan  data  FQR  dalam kurun  waktu  2010-2016  utamanya  bertujuan  agar  data  penelitian  sepenuhnya  berbentuk balanced data panel .
Variabel  dependen  adalah  Tingkat  Penerimaan  PPh  Minyak  Bumi  (TPPHM)  dan  Tingkat Penerimaan PPh Gas Alam (TPPHG). Penerimaan PPh minyak bumi dan gas alam diukur dengan pembayaran  PPh  minyak  bumi  atau  gas  alam  berupa  PPh  Badan  Pasal  25/29  dan  Pajak  atas Bunga, Dividen, dan Royalti (PBDR). Variabel ini diukur menggunakan persamaan berikut yang dimodifikasi dari penelitian Aini (2015); Allaeindo (2015); Seftyandra (2013).
TPPHM = PPh Minyak (ribu $) Gross Revenue Minyak Bumi (ribu $) TPPHG = PPh Gas Alam (ribu $) Gross Revenue Gas Alam (ribu $)
Penjelasan operasional variabel independen adalah sebagai berikut: Cost  recovery (CR)  adalah  biaya  operasi  minyak  bumi  dan/atau  gas  alam  yang  dapat dikembalikan Pemerintah kepada Kontraktor, CR dikenal juga sebagai cost oil limit seperti pada penelitian Fan dan Zhu  (2010) serta  Zhu et al. (2015) atau cost oil pada  penelitian  Feng et al. (2014).  Variabel  tingkat cost  recovery minyak  bumi  dan  gas  alam  pada  penelitian  ini  masing- masing  diukur  berdasarkan  dua  persamaan  berikut  sesuai  dengan  penelitian  dari  Allaeindo (2015); Fan dan Zhu (2010); Feng et al. (2014); Guo et al. (2016); Zhu et al. (2015).

## TCRM = CR Minyak Bumi (ribu $)
Gross Revenue Minyak Bumi (ribu $)
TCRG =

## CR Gas Alam (ribu $)

## Gross Revenue Gas Alam (ribu $)
First Tranche Petroleum (FTP) adalah sejumlah tertentu minyak mentah dan/atau gas alam yang  diproduksi  dari  suatu  wilayah  kerja  dalam  satu  tahun  kalender  yang  dapat  diambil  dan diterima  oleh  Badan  Pelaksana  dan/atau  Kontraktor  sebelum  dikurangi  pengembalian  biaya operasi.  Variabel  tingkat  FTP  minyak  bumi  dan  gas  alam  masing-masing  dinyatakan  dengan persamaan  berikut,  yang  merupakan  modifikasi  dari  penelitian  PNBP  migas  oleh  Allaeindo (2015).

## TFTPM= FTP Bagian Kontraktor Minyak (ribu $)
Gross Revenue Minyak Bumi (ribu $) TFTPG= FTP Bagian Kontraktor Gas (ribu $) Gross Revenue Gas Alam (ribu $)
Besaran lifting minyak  bumi  dan  gas  alam  masing-masing  KKKS  diidentifikasi berdasarkan jumlah produksi tahunan yang telah terealisasi penjualannya, dalam satuan MMBBL untuk minyak bumi dan satuan BSCF untuk gas alam.
Variabel Ukuran KKKS diidentifikasi berdasarkan jumlah aset tetap yang  dimiliki KKKS berbeda dari penelitian Kumar Bhaskaran dan K Sukumaran (2016); Narayan dan Sharma (2011); Sadorsky (2008) yang mengindentifikasi ukuran perusahaan berdasarkan jumlah total aset.
Domestic  market  obligation adalah  kewajiban  penyerahan  bagian  kontraktor  berupa minyak bumi untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri. Variabel tingkat DMO dihitung dari total penyerahan  kewajiban  DMO  KKKS  kepada  Pemerintah  dikurangi  dengan  DMO fee yang dibayarkan  Pemerintah  kemudian  dibandingkan  dengan  nilai equity  to  be  split ,  diukur berdasarkan persamaan berikut. Persamaan berikut didasarkan pada kekhususan alur bagi hasil PSC di Indonesia dan modifikasi dari penelitian Allaeindo (2015).
TDMO = DMO - DMO Fee (ribu $) Equity To Be Split (ribu $)
Harga minyak bumi diperoleh dari weighted average price (WAP) per BBL dan harga gas alam  menggunakan weighted  average  price (WAP)  per  MSCF  yang  merupakan  rata-rata tertimbang  realisasi  harga  jual  minyak  bumi  dan  gas  alam  pada  masing-masing  KKKS  setiap tahunnya.  Variabel  harga  minyak  bumi  dan  gas  alam  yang  digunakan  berbeda  dari  beberapa penelitian  terdahulu,  diantaranya  penelitian  Seftyandra  (2013)  dan  Allaeindo  (2015)  yang menggunakan  harga  rata-rata  tahunan  minyak  mentah  Indonesia  (ICP),  Adamu  (2015)  harga minyak  ekspor  Nigeria,  El-Sharif  et  al.  (2005);  Oberndorfer  (2009);  Park  dan  Ratti  (2008) menggunakan  Brent  Crude  Oil.  Penggunaan  WAP  per  BBL  dan  WAP  per  MSCF  yang  masing- masing dinyatakan dalam USD/BBL dan USD/MSCF bertujuan untuk dapat menunjukkan keadaan sebenarnya dari perhitungan bagi hasil dalam kontrak PSC.
Tingkat inflasi diukur berdasarkan indeks harga konsumen ( consumer price index ). Nilai tukar Rupiah terhadap USD didapatkan dari nilai tukar nominal mata uang Rupiah per 1 USD dari tahun ke tahun menggunakan kurs tengah Bank Indonesia.
Model penelitian KKKS produksi minyak bumi adalah sebagai berikut:
TPPHMit = α + β1TCRMit + β2TFTPMit + β3LIFTMit + β4SIZEMit + β5TDMOit + β6PRICEit + β7INF + β8KURS + ε

## 142 | Bina Ekonomi
Keterangan :
α : konstanta β1,2,n : koefisien regresi TPPHMit : tingkat penerimaan PPh minyak TCRMit : tingkat cost recovery minyak TFTPMit : tingkat FTP minyak bumi LIFTMit : lifting minyak bumi SIZEMit : ukuran KKKS minyak bumi TDMOit : tingkat DMO minyak bumi PRICEMit : harga minyak bumi INF : tingkat inflasi KURS : nilai tukar Rp terhadap USD ε : error term
Model penelitian KKKS produksi gas alam adalah sebagai berikut:
TPPHGit  =  α  +  β1TCRGit  +  β2TFTPGit  +  β3LIFTGit  +  β4SIZEGit  +  β5PRICEGit  +  β6INF  + β7KURS + ε
Keterangan :
α : konstanta β1,2,n : koefisien regresi TPPHGit : tingkat penerimaan PPh gas TCRGit : tingkat cost recovery gas TFTPGit : tingkat FTP gas alam LIFTGit : lifting gas alam SIZEGit : ukuran KKKS produksi gas PRICEGit : harga gas alam INF : tingkat inflasi KURS : nilai tukar Rp terhadap USD ε : error term

## 3. PEMBAHASAN
Jumlah  sampel  KKKS  yang  digunakan  dalam  penelitian  ini  adalah  50  KKKS  produksi minyak bumi dan 43 KKKS produksi gas alam. Pemilihan model regresi dilakukan dengan uji Chow, uji Breusch and Pagan Langrange Multiplier, dan uji Hausman, disimpulkan model yang lebih tepat digunakan adalah random effect .
Tabel 1. Hasil Regresi Linear Berganda KKKS Produksi Minyak Bumi
Variable Coefficient Sign t-statistic Prob C -0,008858 - -0.601153  0.5481 TCRM -0,126886 - -19,61416  0,0000*
TFTM 0,206381 + 2,317336  0,0211** LIFTM 0,012572 + 8,266365  0,0000* SIZEM -0,002749 - -2,963229  0,0033* TDMO -0,065811 - -1,156439  0,2483 PRICEM 0,000350 + 5,772901  0,0000* INF -0,056083 - -1,044652  0,2969 KURS 0,003262 + 3.372216  0.0008* R-Squared Adjusted R Squared 0,636284 0,627751 F Statistic Prob (F-Statistic) 74,56813 0,000000
*  signifikan pada tingkat signifikasi 1% ** signifikan pada tingkat signifikansi 5%
Sumber : Hasil Penelitian (2018)
Berdasarkan hasil regresi pada tabel 1 didapatkan persamaan model KKKS produksi minyak bumi sebagai berikut:
TPPHM = -0,008858 - 0,126886 TCRM + 0,206381 TFTPM + 0,012572 LIFTM - 0,002749 SIZEM - 0,065811 TDMO  + 0,000350 PRICEM -  0,056083 INF + 0,003262 KURS
Koefisien  determinasi  yang  ditunjukkan  melalui  nilai Adjusted  R  Square adalah  sebesar 0,6277,  disimpulkan  bahwa  keseluruhan  variabel  independen  mampu  menjelaskan  tingkat penerimaan PPh minyak bumi sebesar 62,77%.
Uji F atau uji signifikansi simultan dilakukan dengan membandingkan nilai Prob (F- statistic ) dengan tingkat signifikansi α = 0,05. Hasil regresi menunjukkan nilai Prob (F- statistic ) sebesar 0,0000  lebih  kecil  dari  0,05,  sehingga  disimpulkan  pada  tingkat  keyakinan  95%,  variabel independen secara bersama-sama berpengaruh terhadap tingkat penerimaan PPh minyak bumi.
Uji t atau uji signifikansi parsial dilakukan dengan membandingkan nilai p-value masing- masing variabel independen dengan tingkat signifikansi α=0,05. Berdasarkan tabel 1 nilai prob t- statistic untuk variabel TCRM, LIFTM, SIZEM, PRICEM, KURS, dan TFTPM masing-masing sebesar 0,000; 0,0000; 0,0033; 0,0000; 0,0008; dan 0,0211 sehingga disimpulkan secara parsial keenam variabel tersebut berpengaruh signifikan pada tingkat signifikansi 1% dan 5% terhadap TPPHM. Dua variabel lainnya, TDMO dan INF masing-masing memiliki nilai prob t-stat sebesar 0,2483 dan 0,2969 lebih besar dari nilai α sehingga disimpulkan secara parsial kedua variabel tersebut tidak berpengaruh signifikan terhadap TPPHM.
Tabel 2. Hasil Regresi Linear Berganda KKKS Produksi Gas Alam
Variable Coefficient Sign t-statistic Prob C 0.054814 + 2.309067  0.0216 TCRG -0.204814 - -16.56631  0.0000* TFTPG 0.347966 + 3.206820  0.0015*

## 144 | Bina Ekonomi
LIFTG 0.022675 + 11.15250  0.0000* SIZEG -0.005205 - -3.308713  0.0011* PRICEG -0.000757 - -0.839019  0.4021 INF 0.234431 + 1.767492  0.0782 KURS -0.002083 - -1.283078  0.2005 R-squared Adjusted R Squared 0,592199 0,582456 F Statistic Prob (F-statistic) 60,78390 0,000000 *  signifikan pada tingkat signifikasi 1% ** signifikan pada tingkat signifikansi 5% Sumber: Hasil Penelitian (2018)
Persamaan model KKKS produksi gas alam berdasarkan hasil pengujian pada tabel 2 adalah sebagai berikut:
TPPHG  = 0.054814  -  0,204814 TCRG +  0,347966 TFTPG +  0,022675 LIFTG - 0,005205 SIZEG - 0,000757 PRICEG + 0,234431 INF - 0,002083 KURS
Koefisien  determinasi  adalah  sebesar  0,5824  yang  dapat  diartikan  keseluruhan  variabel independen mampu menjelaskan tingkat penerimaan PPh gas alam sebesar 58,24%.
Uji  F  dengan  melihat  nilai  prob  (F- statistic )  sebesar  0,000,  lebih  kecil  dari  0,05 menunjukkan  pada  tingkat  keyakinan  95%  variabel  independen  secara  bersama-sama berpengaruh signifikan terhadap tingkat penerimaan PPh gas alam.
Berdasarkan nilai prob t-statistic untuk variabel TCRG, LIFTG, SIZEG, dan TFTPG masing- masing  sebesar  0,0000;  0,0000;  dan  0,0011;  dan  0,0015  dapat  disimpulkan  secara  parsial keempat variabel pada tingkat signifikansi 1% dan 5% berpengaruh secara signifikan terhadap tingkat penerimaan PPh gas alam. Tiga variabel lainnya yaitu PRICEG, INF, KURS masing-masing memiliki  nilai prob  t-stat sebesar  0,4021;  0,0782;  dan  0,2005;  lebih  besar  dari  0,05  sehingga disimpulkan secara parsial tiga variabel tersebut tidak berpengaruh signifikan terhadap TPPHG.
Hipotesis pertama yang dikemukakan adalah TCRM berpengaruh negatif terhadap TPPHM. Variabel  TCRM  memiliki  koefisien  regresi  sebesar  -0,126886  dengan  nilai prob  t-stat 0.0000 menunjukkan  pengaruh  negatif  dan  signifikan  terhadap  TPPHM,  kenaikan  dari  TCRM  akan mengakibatkan  penurunan  TPPHM  dan  demikian  juga  sebaliknya,  sehingga  hipotesis  pertama diterima.
Hasil ini sejalan dengan penelitian Aini (2015); Allaeindo (2015); Fan dan Zhu (2010); Feng et al. (2014); Gaspar Ravagnani et al. (2012); Ghandi dan Lin Lawell (2017); Guo et al. (2016); Seftyandra (2013); Zhu et al. (2015).
Penelitian dari Fan dan Zhu (2010) dan Zhu et al. (2015) menyatakan batas biaya operasi yang  dapat  dikembalikan  ( cost  oil  limit )  merupakan  salah  satu  pertimbangan  penting  pada keputusan  investasi  perusahaan  migas  Tiongkok  di  Indonesia.  Feng  et  al.  (2014)  menyatakan besaran cost oil limit memberikan efek negatif terhadap penerimaan Negara penghasil minyak dan  gas.    Seftyandra  (2013)  dan  Allaeindo  (2015)  sama-sama  menyatakan cost  recovery berpengaruh  negatif  terhadap  PNBP  minyak  dan  gas,  peningkatan  nilai cost  recovery akan menyebabkan  penurunan  penerimaan  PNBP  minyak  dan  gas  karena cost  recovery merupakan faktor  pengurang  dalam  perhitungan  bagi  hasil.  Aini  (2015)  menyimpulkan cost  recovery berpengaruh negatif terhadap penerimaan PPh  minyak bumi, yang mana produksi besar yang dihasilkan KKKS belum tentu akan memberikan penerimaan PPh minyak bumi yang besar karena
adanya kemungkinan gross revenue after FTP digunakan seluruhnya untuk cost recovery maupun penggantian unrecovered other cost , yang menyebabkan tidak adanya pembayaran PPh minyak bumi dari KKKS.
Hipotesis kedua yang dikemukakan adalah TFTPM berpengaruh positif terhadap TPPHM. Hasil  pengujian  didapatkan  nilai  koefisien  regresi  sebesar  0,206381  dengan  nilai prob  t-stat 0,0211  yang  menunjukkan  pengaruh  positif  dan  signifikan  terhadap  TPPHM  sesuai  dengan hipotesis yang dikemukakan. Hasil penelitian ini sesuai dengan penelitian dari Allaeindo (2015) yang menyatakan FTP share Pemerintah berpengaruh positif terhadap PNBP migas dan dalam hal penerimaan pajak penghasilan, FTP share Kontraktor berpengaruh positif terhadap penerimaan PPh minyak bumi.
Hipotesis  ketiga  adalah  LIFTM  berpengaruh  positif  terhadap  TPPHM.  Hasil  pengujian menunjukkan nilai koefisien regresi sebesar 0,012572 dan prob t-stat 0,0000 yang dapat diartikan LIFTM berpengaruh positif dan signifikan terhadap TPPHM. Hasil penelitian ini sejalan dengan penelitian dari Aini (2015); Allaeindo (2015); Fan dan Zhu (2010); Feng et al. (2014); Hill (2003); Zhu et al. (2015).
Feng et al. (2014) menunjukkan saat harga minyak tinggi, perusahaan minyak bumi pada kontrak PSC cenderung meningkatkan produksi untuk mendapatkan lebih banyak penerimaan. Fan dan Zhu (2010) dan Zhu et al. (2015) menyatakan perusahaan dengan produksi lebih besar akan  berpeluang  untuk  menghasilkan  penerimaan  yang  lebih  besar.  Aini  (2015)  menyatakan lifting minyak bumi berpengaruh positif pada penerimaan PPh minyak bumi, semakin besar lifting maka  semakin  besar  pula gross  revenue ,  dalam  hal  ini  faktor  lain  seperti  harga  minyak  bumi, komponen pengurang, dan nilai tukar Rupiah terhadap USD diasumsikan konstan. Peningkatan gross  revenue akan  memengaruhi  besaran  penghasilan  KKKS  dan  pada  akhirnya  akan menyebabkan penerimaan pajak penghasilan yang lebih besar.  Allaeindo (2015) menunjukkan hubungan positif dan tidak signifikan lifting migas dalam satuan BOE terhadap PNBP migas tahun 2010-2014.
Hipotesis  keempat  adalah  SIZEM  berpengaruh  positif  terhadap  TPPHM.  Hasil  pengujian menunjukkan nilai koefisien regresi sebesar -0,002749 dan nilai prob t-stat sebesar 0,0033. Nilai koefisien  regresi  negatif  dan  nilai prob  t-stat <  0,05  berarti  SIZEM  berpengaruh  negatif  dan signifikan terhadap TPPHM sehingga hipotesis keempat ditolak.
Hasil ini berbeda dengan penelitian Dayanandan dan Donker (2011); Narayan dan Sharma (2011);  Sadorsky  (2008);  Sanusi  dan  Ahmad  (2016)  yang  menyatakan  ukuran  perusahaan berpengaruh  positif  terhadap  penerimaan  perusahaan  minyak  dan  gas.  Perbedaan  ini  dapat dijelaskan karena besaran biaya modal yang dikeluarkan KKKS pada operasi minyak dan gas tidak langsung  akan  memberikan  hasil  berupa  peningkatan  produksi  maupun  peningkatan penerimaan,  selain  itu  kondisi  sebagian  besar  lapangan  minyak  bumi  di  Indonesia  yang  terus mengalami penurunan produksi, sehingga pengeluaran modal oleh KKKS lebih bertujuan untuk menghambat penurunan dan mempertahankan tingkat produksi.
Pengaruh negatif ukuran KKKS terhadap penerimaan PPh minyak bumi juga menunjukkan 2 (dua) tantangan fundamental yang dihadapi Pemerintah yaitu untuk meningkatkan investasi pada kegiatan hulu minyak dan gas agar produksi meningkat dan cadangan minyak dan gas tetap terjaga, di sisi lain terus berusaha memaksimalkan penerimaan negara.
Kondisi yang ada di Indonesia adalah peningkatan investasi pada KKKS berstatus produksi berpotensi  meningkatkan cost  recover y  dan  berakibat  semakin  menurunnya  penerimaan  dari sektor minyak dan gas, sejalan dengan hasil penelitian Weijermars et al. (2014).
Hipotesis kelima adalah TDMO berpengaruh negatif terhadap TPPHM. Berdasarkan hasil regresi  didapatkan  nilai  koefisien  regresi  -0,0658  dengan  nilai prob  t-stat 0,2483  yang menunjukkan  pengaruh  negatif  dan  tidak  signifikan,  sehingga  hipotesis  kelima  ditolak.  Arah

## 146 | Bina Ekonomi
hubungan  TDMO  dan  TPPHM  sejalan  dengan  penelitian  dari  Allaeindo  (2015)  yang menyimpulkan  pengaruh  positif  dan  signifikan  DMO net terhadap  PNBP  migas,  yang  dalam konteks pajak penghasilan minyak dan gas akan memiliki hubungan yang berlawanan.
Pengaruh negatif dari TDMO dapat dijelaskan sebagai berikut, kewajiban DMO requirement KKKS meliputi 25% dari bagian Kontraktor untuk memenuhi kebutuhan domestik dengan harga yang ditentukan oleh Pemerintah. Selisih dari nilai DMO requirement yang diserahkan KKKS dan DMO fee yang dibayarkan Pemerintah merupakan faktor pengurang dari penghasilan kena pajak KKKS, 25% bagian Kontraktor tersebut akan dihargai pemerintah sebesar 10%; 15%; atau 25% dari harga minyak mentah Indonesia (ICP). Misalnya, 25% bagian kontraktor (DMO requirement ) berharga 100 berdasarkan ICP dan harga DMO Fee yang dibayarkan pemerintah adalah 25% ICP maka penghasilan kena pajak KKKS akan berkurang sebesar 75 dan pada akhirnya menyebabkan penerimaan PPh minyak bumi dari KKKS akan lebih kecil. Tidak signifikannya pengaruh TDMO dapat diduga karena data penelitian khususnya di tahun 2015 dan 2016 menunjukkan nilai TDMO yang jauh lebih besar dibandingkan tahun-tahun sebelumnya.
Hipotesis keenam yang dikemukakan adalah PRICEM berpengaruh positif terhadap TPPHM, berdasarkan hasil pengujian didapatkan nilai koefisien 0,00035 dan prob t-stat sebesar 0,0000, disimpulkan  PRICEM  memiliki  pengaruh  positif  dan  signifikan  terhadap  TPPHM,  sehingga hipotesis keenam dapat diterima.
Hasil  ini  sejalan  dengan  penelitian  tentang  pengaruh  positif  harga  minyak  terhadap penerimaan perusahaan minyak dan gas di Australia dari Faff dan Brailsford (1999), Hill (2003) mengenai faktor-faktor yang memengaruhi penerimaan pajak dari produksi minyak di Laut Utara Inggris,  El-Sharif  et  al.  (2005)  mengenai  penerimaan  perusahaan  minyak  dan  gas  di  United Kingdom,  Boyer  dan  Filion  (2007)  penerimaan  perusahaan  minyak  dan  gas  di  Kanada, McSweeney  dan  Worthington  (2008)  pendapatan  dan  harga  saham  perusahaan  energi  di Australia,  Park  dan  Ratti  (2008)  penerimaan  industri  minyak  dan  gas  di  13  negara  Eropa, Oberndorfer (2009) penerimaan perusahaan minyak dan gas di Eropa, Dayanandan dan Donker (2011) laba akuntansi perusahaan minyak dan gas di Amerika Serikat, Ramos dan Veiga (2011) penerimaan  minyak  di  34  negara,  El  Anshasy  dan  Bradley  (2012)  meningkatkan  GDP  dan penerimaan negara, Benedictow et al. (2013) penerimaan minyak bumi di Rusia, Adamu (2015) penerimaan pajak penghasilan dan royalti minyak bumi di Nigeria, Allaeindo (2015) PNBP migas, Diaz et al. (2016) pengaruh positif terhadap penerimaan 4 (empat) perusahaan migas di NYSE, dan Kang et al. (2017) keuntungan 7 (tujuh) perusahaan minyak dan gas di NYSE.
Hasil pengujian hipotesis ketujuh menunjukkan nilai koefisien regresi sebesar -0,056083 dengan prob t-statistic sebesar 0,2969, yang berarti INF berpengaruh negatif dan tidak signifikan terhadap TPPHM, maka hipotesis ketujuh  yang menyatakan INF berpengaruh positif terhadap TPPHM tidak dapat diterima.
Pengaruh negatif ini dapat dijelaskan karena kondisi inflasi akan memengaruhi penentuan harga barang input pada kegiatan operasi minyak bumi. Semakin tinggi tingkat inflasi maka biaya modal  maupun  biaya  operasi  yang  dikeluarkan  KKKS  akan  semakin  besar,  yang  berakibat peningkatan cost  recovery , dan pada akhirnya memengaruhi penghasilan kena pajak. Pada sisi sebaliknya  kenaikan  harga  dalam  kondisi  inflasi  juga  akan  meningkatkan  penerimaan  minyak bumi. Berdasarkan data penelitian, kenaikan penerimaan minyak bumi pada kondisi inflasi tidak signifikan jika dibandingkan dengan kenaikan harga barang input pada operasi minyak bumi.
Pengujian hipotesis kedelapan menunjukkan nilai koefisien regresi sebesar 0,003262 dan nilai prob t-stat sebesar 0.0008 yang dapat diartikan KURS berpengaruh  positif dan signifikan terhadap TPPHM. Hasil ini sesuai dengan yang dikemukakan Sinaga (2010) dan Allaeindo (2015) yang menyatakan pelemahan nilai tukar Rupiah terhadap USD akan meningkatkan pembayaran pajak penghasilan dan PNBP minyak dan gas.
Pengaruh  positif  dan  signifikan  KURS  terhadap  TPPHM  sesuai  dengan  sifat  global  dari industri minyak bumi yang sebagian besar penerimaannya diperoleh dalam satuan USD melalui penjualan ekspor. Menurut Pudyantoro (2014: 88) hampir 50%  barang dan jasa pada operasi minyak bumi dipenuhi melalui impor dan sisanya berasal dari industri dalam negeri, persentase barang modal dalam negeri semakin meningkat mencapai 56% pada tahun 2016 seiring usaha SKK Migas untuk meningkatkan jumlah tingkat kandungan barang dalam negeri (TKDN) dalam pemenuhan barang dan jasa kegiatan hulu migas.
Kebijakan TKDN dan Peraturan Bank Indonesia Nomor 17/3/PBI/2015 tentang Kewajiban Penggunaan  Rupiah  di  Wilayah  NKRI,  menyebabkan  KKKS  menghadapi  eksposur  nilai  tukar untuk transaksi yang menggunakan mata uang Rupiah. Penerimaan KKKS dalam mata uang USD yang  kemudian  dibelanjakan  barang  dan  jasa  dalam  Rupiah  akan  berpengaruh  besar  pada pengeluaran KKKS. Menurut Pudyantoro (2014: 89) jika Rupiah menguat maka belanja barang dan jasa dalam mata uang Rupiah akan menjadi lebih mahal, sehingga menaikkan biaya operasi. Sebaliknya saat Rupiah melemah maka transaksi barang dan jasa menggunakan Rupiah menjadi lebih murah.
Hipotesis  kesembilan  adalah  TCRG  berpengaruh  negatif  terhadap  TPPHG.  Hasil  regresi menunjukkan  nilai  koefisien  sebesar  -0,204814  dan  nilai prob  t-stat sebesar  0,0000  sehingga dapat  diartikan  TCRG  berpengaruh  negatif  dan  signifikan  terhadap  TPPHG  sesuai  dengan hipotesis yang dikemukakan.
Hasil ini sejalan dengan penelitian Aini (2015) yang menyatakan cost recovery berpengaruh negatif  terhadap  penerimaan  PPh  gas  alam.  Pengaruh  negatif  dan  signifikan  menunjukkan kenaikan dari TCRG akan mengakibatkan penurunan TPPHG, demikian juga sebaliknya. Pengaruh negatif TCRG terhadap TPPHG sesuai dengan persamaan kontrak bagi hasil yang mana besaran cost recovery akan menentukan besaran equity to be split (ETBS) antara Pemerintah dan KKKS. Cost  recovery yang  besar  akan  menyebabkan  ETBS  yang  lebih  kecil  yang  pada  akhirnya berpengaruh pada penghasilan kena pajak KKKS sebagai dasar perhitungan PPh gas alam. Hasil ini juga sejalan dengan penelitian dari Allaeindo (2015); Fan dan Zhu (2010); Feng et al. (2014); Ghandi dan Lin Lawell (2017); Guo et al. (2016); Seftyandra (2013); Zhu et al. (2015).
Berdasarkan hasil pengujian didapatkan nilai koefisien regresi 0,347966 dan prob t-stat 0,0015 yang berarti TFTPG berpengaruh positif dan signifikan terhadap TPPHG. Hasil penelitian sesuai dengan hipotesis kesepuluh yang menyatakan TFTPG berpengaruh postif terhadap TPPHG.
Hipotesis  kesebelas  adalah  LIFTG  berpengaruh  positif  terhadap  TPPHG,  hasil  regresi menunjukkan nilai koefisien regresi sebesar 0,022675 dan nilai prob t-stat sebesar 0,0000 yang berarti  LIFTG  berpengaruh  positif  dan  signifikan  terhadap  TPPHG.  Hasil  ini  sejalan  dengan penelitian dari Aini (2015); Allaeindo (2015); Fan dan Zhu (2010); Feng et al. (2014); Hill (2003); Zhu et al. (2015).
Hipotesis kedua belas adalah SIZEG berpengaruh positif terhadap TPPHG. Pengujian yang dilakukan menunjukkan nilai koefisien regresi  -0,005205  dan nilai prob t-stat sebesar 0,0011, sehingga disimpulkan SIZEG berpengaruh negatif dan signifikan terhadap TPPHG berbeda dari hipotesis yang dikemukakan.
Perbedaan  hasil  penelitian  dengan  penelitian  terdahulu  dari  Dayanandan  dan  Donker (2011);  Narayan  dan  Sharma  (2011);  Sadorsky  (2008);  Sanusi  dan  Ahmad  (2016),  dapat dijelaskan  karena  besaran  biaya  modal  yang  dikeluarkan  KKKS  pada  operasi  gas  alam  tidak langsung akan memberikan hasil berupa peningkatan lifting maupun peningkatan penerimaan gas alam.
Pengujian  atas  hipotesis  ketiga  belas  menunjukkan  nilai  koefisien  regresi  sebesar  - 0,000757 dengan prob t-stat sebesar 0,4021 yang dapat diartikan harga gas alam berpengaruh negatif dan tidak signifikan terhadap tingkat penerimaan PPh gas alam, sehingga hipotesis ketiga
belas ditolak. Hasil ini berbeda dengan penelitian terdahulu yang menyatakan harga berpengaruh positif terhadap penerimaan minyak dan gas dari Adamu (2015); Benedictow et al. (2013); Boyer dan Filion (2007); Dayanandan dan Donker (2011); Diaz et al. (2016); El-Sharif et al. (2005); El Anshasy  dan  Bradley  (2012);  Faff  dan  Brailsford  (1999);  Hill  (2003);  Kang  et  al.  (2017); McSweeney dan Worthington (2008); Mohanty et al. (2013); Oberndorfer (2009); Park dan Ratti (2008); Pirog (2012); Ramos dan Veiga (2011); Sadorsky (1999). Arah hubungan antara PRICEG dengan  TPPHG  pada  penelitian  ini  berbeda  dengan  hasil  penelitian  dari  Aini  (2015)  yang menyatakan harga gas alam berpengaruh positif dan tidak signifikan terhadap penerimaan PPh gas alam.
Pengaruh negatif dan tidak signifikan ini dapat dijelaskan karena penentuan harga gas alam di Indonesia yang berbeda dibanding dengan harga minyak bumi yang mengikuti harga minyak international.  Pudyantoro  (2014:  158-162)  menyatakan  penentuan  harga  gas  alam  dibagi menjadi 2 (dua) yaitu, (1) harga untuk ekspor yang didasarkan pada kontrak penjualan jangka panjang antara penjual (KKKS) dan pembeli berdasarkan formula tertentu yang harus mendapat persetujuan  Pemerintah  diantaranya  harga  ekspor  LNG  ke  Jepang,  Korea,  dan  ekspor  LNG Tangguh ke Tiongkok dan (2) harga untuk keperluan domestik seperti kelistrikan, industri pupuk, kebutuhan industri lainnya, maupun bahan bakar yang ditentukan berdasarkan formula tertentu oleh Pemerintah dengan melihat keekonomian sisi hulu (KKKS) maupun sisi hilir (pembeli dan pengolah gas lanjutan).
Tidak signifikannya pengaruh PRICEG terhadap TPPHG juga dapat dijelaskan berdasarkan pendapat  Kellas  (2010)  dalam  (Daniel  et.  al.,  2010:  175-176)  yang  menyatakan  keekonomian proyek gas alam jauh lebih rendah dibanding proyek minyak bumi antara lain karena (1) harga jual gas alam jauh lebih kecil dibanding harga minyak bumi karena transportasi minyak bumi yang lebih mudah dan murah serta permintaan yang lebih besar. Keekonomian gas alam yang lebih kecil ini dapat diilustrasikan menggunakan data WAP per BBL dan WAP per MSCF tahun 2012. WAP per MSCF adalah sebesar 11,03 USD, jika dikonversi ke dalam satuan BOE (6 MSCF = 1 BOE), harga jual gas alam adalah sebesar 66,18 USD atau 58,9% dari harga jual minyak di tahun tersebut yang sebesar 112,33 USD. (2) Pengaturan harga untuk pasar domestik pada negara berkembang diantaranya Indonesia juga berakibat harga gas alam yang lebih rendah, yang mana harga jual gas alam  di  pasar  domestik  hanya  merepresentasikan  21%  dari  harga  jual  gas  alam  per  BOE.  (3) Khusus pada ekspor LNG harganya cenderung mengikuti harga minyak bumi, pada kenyataannya harganya akan lebih  kecil antara lain karena diskon untuk biaya transportasi dan regasifikasi, berdasarkan laporan keuangan gabungan KKKS produksi gas alam pada tahun 2014-2016, cost of LNG sales dari KKKS rata-rata mencapai 6,89% dari keseluruhan gross revenue gas alam.
Penjelasan tersebut juga menunjukkan kendala yang dihadapi Pemerintah dalam kontrak bagi hasil dan perpajakan gas alam antara lain menentukan harga gas alam yang fair dan wajar agar  keekonomian  kegiatan  hulu  gas  alam  tetap  dapat  menarik  KKKS  untuk  berinvestasi  dan memenuhi  kebutuhan  domestik,  kondisi  saat  ini  KKKS  akan  lebih  tertarik  untuk  melakukan ekspor gas alam dalam bentuk LNG karena harga yang masih lebih baik daripada dijual di pasar domestik. Selain itu perbedaan harga jual gas alam untuk ekspor dan domestik yang signifikan, mau tidak mau akan memengaruhi penerimaan dari kontrak bagi hasil maupun PPh gas alam, yang  mana  Pemerintah  dihadapkan  pada  pilihan  memaksimalkan  penerimaan  dengan  ekspor atau menghadapi penurunan penerimaan dalam rangka pemenuhan kebutuhan gas alam dalam negeri yang terus meningkat.
Dari hasil pengujian didapatkan nilai koefisien regresi sebesar 0,234431 dan nilai prob t- stat sebesar 0,0782, sehingga disimpulkan INF berpengaruh positif dan tidak signifikan terhadap TPPHG,  arah  hubungannya  sama  dengan  hipotesis  penelitian  yang  menyatakan  tingkat  inflasi berpengaruh positif, namun karena tidak signifikan maka hipotesis keempat belas ditolak.
Arah hubungan pengaruh INF terhadap TPPHG sejalan dengan penelitian dari Casassus et al. (2010); Salisu  et al. (2017); Sek et al. (2015) yang menyatakan tingkat inflasi berpengaruh positif  pada  penerimaan minyak  dan  gas.  Pengaruh  positif  ini  dapat  dijelaskan  karena  tingkat inflasi berpengaruh pada penentuan harga barang input, dalam kasus KKKS gas alam kenaikan penerimaan gas alam pada kondisi kenaikan tingkat inflasi lebih besar dibanding kenaikan harga barang input pada operasi gas alam, sehingga didapatkan arah hubungan positif yang berbeda dengan arah hubungan antara INF dengan TPPHM pada hipotesis ketujuh.
Berdasarkan hasil pengujian, nilai koefisien regresi adalah -0,002083 dan nilai prob t-stat sebesar  0,2005  yang  dapat  diartikan  KURS  berpengaruh  negatif dan  tidak  signifikan  terhadap TPPHG,  maka  hipotesis  kelima  belas  yang  menyatakan  KURS  berpengaruh  positif  terhadap TPPHG ditolak.
Pengaruh  negatif  dan  tidak  signifikan  KURS  terhadap  TPPHG  dapat  diduga  karena komposisi  penjualan  gas  alam  selama  tahun  2010-2016  yang  berimbang  antara  kebutuhan domestik  dan  ekspor  masing-masing  sebesar  49,35%  dan  50,65%,  sehingga  pelemahan  dan penguatan  nilai  tukar  Rupiah  lebih  berpengaruh  pada  biaya  operasi  gas  alam  sesuai  dengan pernyataan Pudyantoro (2014: 89). Tidak signifikannya pengaruh KURS terhadap TPPHG dapat ditunjukkan  melalui  data  penelitian  KKKS  produksi  gas  alam  tahun  2014,  penurunan  PRICEG sebesar 1,03% dari tahun sebelumnya, penurunan LIFTG 1,93%, diikuti dengan pelemahan KURS 13,72%, menyebabkan penerimaan PPh gas alam menurun 11,93%. Penurunan harga dan lifting yang  tidak  seberapa  memicu  penurunan  penerimaan  yang  signifikan  dapat  diduga  karena pelemahan nilai tukar Rupiah di tahun 2014 menyebabkan peningkatan biaya operasi gas alam yang  lebih  besar  dibanding  peningkatan  penerimaan  dari  ekspor  gas  alam  melalui  kontrak penjualan  jangka  panjang  sehingga  pengaruh  KURS  terhadap  TPPHG  menunjukkan  arah hubungan yang berbeda dibanding pengaruh KURS terhadap TPPHM pada hipotesis kedelapan.
Erdos  (2012)  memberikan  penjelasan  yang  dapat  menjadi  alasan  perbedaan  pengaruh KURS pada TPPHM dan TPPHG diantaranya (a) Perbedaan pasar, minyak mentah bersifat global dan  gas  alam  bersifat  segmentasi  berdasarkan  3 (tiga)  region, Eropa,  Amerika  Utara  dan  Asia Pasifik. (b) Minyak bumi relatif lebih mudah dan murah untuk dikirimkan, sedangkan pengiriman gas alam jauh  lebih  kompleks  dan mahal. (c) Harga barang modal  operasi gas alam jauh lebih mahal dibanding operasi minyak bumi, misalnya pipa gas, 7 (tujuh) kali lebih mahal dibanding pipa minyak mentah, sedangkan biaya pengemasan dan pengiriman gas alam dalam bentuk LNG adalah 6 (enam) kali lebih mahal daripada pengiriman tanker minyak mentah. (d) Penyimpanan, pengemasan dan pengiriman gas alam yang kompleks dan mahal dan untuk menghindari lifting terbuang percuma seringkali menyebabkan hasil lifting gas alam dijual dengan harga spot yang jauh lebih murah.

## 4. SIMPULAN
Berdasarkan  pengujian  hipotesis  dan  pembahasan  hasil  penelitian  dapat  ditarik kesimpulan sebagai berikut, (1) tingkat cost recovery berpengaruh negatif dan signifikan; tingkat first  tranche  petroleum berpengaruh  positif  dan  signifikan; lifting berpengaruh  positif  dan signifikan; ukuran KKKS berpengaruh negatif dan signikan; dan tingkat inflasi tidak berpengaruh terhadap penerimaan PPh minyak bumi dan gas alam; (2) harga minyak bumi berpengaruh positif dan signifikan; nilai tukar Rupiah terhadap USD berpengaruh positif dan signifikan; dan tingkat d omestic market obligation tidak berpengaruh terhadap tingkat penerimaan PPh minyak bumi; dan (3) harga gas alam tidak berpengaruh dan nilai tukar Rupiah terhadap USD tidak berpengaruh terhadap tingkat penerimaan PPh gas alam.
Keterbatasan penelitian antara lain (1) waktu yang hanya mencakup 7 (tujuh) tahun dan sampel yang terbatas karena data penelitian yang bersifat balanced data panel ; (2) Penerimaan

## 150 | Bina Ekonomi
PPh minyak bumi dan gas alam menggunakan data FQR KKKS hanya didasarkan pada kode akun pajak,  belum  dapat  memisahkan  penerimaan  PPh  sesuai  dengan  kode  jenis  setoran,  data penelitian  yang  digunakan  masih  ada  kemungkinan  termasuk  pembayaran  STP,  SKPKB,  atau SKPKBT; (3) Masih terdapat variabel lain yang berpengaruh terhadap penerimaan PPh minyak bumi  dan  gas  alam,  berdasarkan  nilai adjusted  R  square masing-masing  sebesar  62,77%  dan 58,24%.  Faktor-faktor yang diduga memengaruhi penerimaan PPh minyak bumi dan gas alam antara lain, (1) cadangan minyak bumi dan gas alam terbukti, (2) cost per barrel , (3) usia kontrak bagi  hasil,  dan  (4)  lokasi  serta  jenis  wilayah  kerja  ( onshore , offshore ,  konvensional,  dan  non- konvensional).
Penelitian selanjutnya terkait penerimaan bagi hasil maupun PPh minyak bumi dan gas alam yang mungkin dapat dilakukan untuk melengkapi literatur di bidang perpajakan minyak dan gas antara lain adalah: (1) Penelitian tentang pengaruh kepemilikan KKKS perusahaan negara, KKKS perusahaan swasta nasional, dan KKKS perusahaan asing serta ukuran KKKS terhadap indikator efisiensi,  profitabilitas,  dan  pembayaran  pajak  KKKS menggunakan Data  Envelopment  Analysis (DEA) dan Stochastic Frontier Analysis (SFA); (2) Penelitian tentang perbandingan penerimaan bagi hasil dan penerimaan PPh minyak dan gas dari kontrak PSC cost recovery dan kontrak PSC gross split ; dan (3) Penelitian tentang faktor-faktor yang memengaruhi investasi pada kegiatan hulu minyak bumi dan gas alam di Indonesia; dan (4) Penelitian tentang penentuan harga gas alam di Indonesia, mengingat penerimaan gas alam mencakup 31% PNBP SDA dan 66% PPh migas.

## DAFTAR PUSTAKA
Adamu, A. (2015). The Impact of Global Fall in Oil Prices on the Nigerian Crude Oil Revenue and Its Prices. Proceedings of the Second Middle East Conference on Global Business, Economics, Finance and Banking , 10 (4), 2 – 18. Aini,  R.  N.  (2015). Analisis  Pengaruh  Cost  Recovery,  Lifting,  serta  Harga  Minyak  dan  Gas  Bumi Terhadap Penerimaan Pajak Penghasilan Minyak dan Gas Bumi . Politeknik Keuangan Negara STAN. Allaeindo, R. (2015). Analisis Penerimaan Negara dari Sektor Migas pada Kontraktor Kontrak Kerja Sama Production Sharing Contract Tahun 2010-2014 . Universitas Indonesia. Benedictow, A., Fjærtoft, D., & Løfsnæs, O. (2013). Oil dependency of the Russian economy: An econometric analysis. Economic Modelling , 32 (1), 400 – 428. https://doi.org/10.1016/j.econmod.2013.02.016
Boyer, M. M., & Filion, D. (2007). Common and fundamental factors in stock returns of Canadian oil and gas companies. Energy Economics , 29 (3), 428 – 453.
https://doi.org/10.1016/j.eneco.2005.12.003
Casassus,  J.,  Ceballos,  D., &  Higuera,  F.  (2010).  Correlation  structure  between  inflation  and  oil futures  returns:  An  equilibrium  approach. Resources  Policy , 35 (4),  301 – 310. https://doi.org/10.1016/j.resourpol.2010.07.005
Clements,  K.,  Lan,  Y.,  &  Roberts,  J.  (2008).  Exchange-rate  economics  for  the  resources  sector. Resources Policy , 33 (2), 102 – 117. https://doi.org/10.1016/j.resourpol.2007.12.003
Dayanandan, A., & Donker, H. (2011). Oil prices and accounting profits of oil and gas companies.
International Review of Financial Analysis , 20 (5), 252 – 257. https://doi.org/10.1016/j.irfa.2011.05.004
Diaz, E. M., Molero, J. C., & Perez de Gracia, F. (2016). Oil price volatility and stock returns in the G7 economies. Energy Economics , 54 , 417 – 430.
https://doi.org/10.1016/j.eneco.2016.01.002
El-Sharif, I., Brown, D., Burton, B., Nixon, B., & Russell, A. (2005). Evidence on the nature and extent of the relationship between oil prices and equity values in the UK. Energy Economics , 27 (6),
819 – 830. https://doi.org/10.1016/j.eneco.2005.09.002
El Anshasy, A. A., & Bradley, M. D. (2012). Oil prices and the fiscal policy response in oil-exporting countries. Journal of Policy Modeling , 34 (5), 605 – 620.
https://doi.org/10.1016/j.jpolmod.2011.08.021
Erdos,  P.  (2012).  Have  oil  and  gas  prices  got  separated? Energy  Policy , 49 ,  707 – 718. https://doi.org/10.1016/j.enpol.2012.07.022 Faff, R. W., & Brailsford, T. J. (1999). Oil price risk and the Australian stock market. Journal of Energy  Finance  &  Development , 4 (1),  69 – 87.  https://doi.org/10.1016/s1085- 7443(99)00005-8
Fan, Y., & Zhu, L. (2010). A real options based model and its application to China’s overseas oil investment decisions. Energy Economics , 32 (3), 627 – 637.
https://doi.org/10.1016/j.eneco.2009.08.021
Feng,  Z.,  Zhang,  S.  B.,  &  Gao,  Y.  (2014).  On  oil  investment  and  production:  A  comparison  of production  sharing  contracts  and  buyback  contracts. Energy  Economics , 42 ,  395 – 402. https://doi.org/10.1016/j.eneco.2014.01.010
Gaspar Ravagnani, A. T. F. S., Costa Lima, G. A., Barreto, C. E. A. G., Munerato, F. P., & Schiozer, D. J. (2012). Royalty and tax versus production-sharing petroleum fiscal models: An analysis of risk and return of the optimal production strategy applied in Brazil. SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference Proceedings , 2 , 1349 – 1358. https://doi.org/10.2118/153487-ms
Ghandi, A., & Lin Lawell, C. Y. C. (2017). On the rate of return and risk factors to international oil companies in Iran’s buy -back service contracts. Energy Policy , 103 (November 2015), 16 – 29. https://doi.org/10.1016/j.enpol.2017.01.003
Guo, R., Luo, D., Zhao, X., & Wang, J. (2016). Integrated evaluation method-based technical and economic factors for international oil exploration projects. Sustainability (Switzerland) , 8 (2). https://doi.org/10.3390/su8020188
Hill, M. T. (2003). the British North Sea: the Importance of and Factors Affecting Tax Revenue From Oil Production . December .
Hvozdyk, L., & Mercer- blackman, V. (2010). What Determines Investment in the Oil Sector ? A New Era for National and International Oil Companies. Development , August , 1 – 49. Johnston, D. (2007). International petroleum fiscal systems and production sharing contracts . Johnston,  D.  C.,  &  Johnston,  D.  (2006). Introduction  to  Oil  Company  Financial  Analysis,  Tulsa . PennWell Books.
Kang, W., Perez de Gracia, F., & Ratti, R. A. (2017). Oil price shocks, policy uncertainty, and stock returns of oil and gas corporations. Journal of International Money and Finance , 70 , 344 – 359. https://doi.org/10.1016/j.jimonfin.2016.10.003
Kretzschmar, G. L., Kirchner, A., & Reusch, H. (2008). Risk and return in oilfield asset holdings. Energy Economics , 30 (6), 3141 – 3155. https://doi.org/10.1016/j.eneco.2008.04.001 Kumar  Bhaskaran,  R.,  &  K  Sukumaran,  S.  (2016).  An  empirical  study  on  the  valuation  of  oil companies. OPEC Energy Review , 40 (1), 91 – 108. https://doi.org/10.1111/opec.12064 Lubiantara,  B.  (2012).  Ekonomi  Migas:  Tinjauan  Aspek  Komersial  Kontrak Migas  (Oil  and  Gas Economics:  Commercial  Aspects  Analysis  of  Oil  and  Gas  Contract). Jakarta:  PT.  Gramedia Widiasarana Indonesia .
McSweeney, E. J., & Worthington, A. C. (2008). A comparative analysis of oil as a risk factor in Australian industry stock returns, 1980-2006. Studies in Economics and Finance , 25 (2), 131 – 145. https://doi.org/10.1108/10867370810879447
Mohanty, S. K., Akhigbe, A., Al-Khyal, T. A., & Bugshan, T. (2013). Oil and stock market activity when prices go up and down: The case of the oil and gas industry. Review of Quantitative Finance and Accounting , 41 (2), 253 – 272. https://doi.org/10.1007/s11156-012-0309-9 Nakhle,  C.  (2008). Petroleum  taxation:  sharing  the  oil  wealth:  a  study  of  petroleum  taxation yesterday, today and tomorrow . Routledge.
Narayan,  P.  K.,  &  Sharma,  S.  S.  (2011).  New  evidence  on  oil  price  and  firm  returns. Journal  of Banking and Finance , 35 (12), 3253 – 3262. https://doi.org/10.1016/j.jbankfin.2011.05.010 Oberndorfer,  U.  (2009).  Energy  prices,  volatility,  and  the  stock  market:  Evidence  from  the Eurozone. Energy Policy , 37 (12), 5787 – 5795. https://doi.org/10.1016/j.enpol.2009.08.043 Ogbonna, G. N., & Ebimobowei, A. (2012). Petroleum Income and Nigerian Economy : Empirical Evidence. Oman Chapter of Arabian Journal of Business and Management Review , 1 (9), 33 – 59. https://doi.org/10.12816/0002159 Park, J., & Ratti, R. A. (2008). Oil price shocks and stock markets in the U . S . and 13 European

## 152 | Bina Ekonomi
countries . 30 , 2587 – 2608. https://doi.org/10.1016/j.eneco.2008.04.003 Pirog, R. (2012). Financial Performance of the Major Oil Companies , 2007-2011 . 2007 – 2011. Pudyantoro, A. R. (2014). Proyek hulu migas: evaluasi dan analisis petroekonomi . Petromindo. Ramos,  S.  B.,  &  Veiga,  H.  (2011).  Risk  factors  in  oil  and  gas  industry  returns:  International evidence. Energy Economics , 33 (3), 525 – 542. https://doi.org/10.1016/j.eneco.2010.10.005 Sadorsky, P. (1999). Oil price shocks and stock market activity. Energy Economics , 21 (5), 449 – 469. https://doi.org/10.1016/S0140-9883(99)00020-1 Sadorsky,  P.  (2001).  Risk  factors  in  stock  returns  of  Canadian  oil  and  gas  companies. Energy Economics , 23 (1), 17 – 28. https://doi.org/10.1016/S0140-9883(00)00072-4 Sadorsky, P. (2008). Assessing the impact of oil prices on firms of different sizes: Its tough being in the middle. Energy Policy , 36 (10), 3854 – 3861. https://doi.org/10.1016/j.enpol.2008.07.019
Salisu, A. A., Isah, K. O., Oyewole, O. J., & Akanni, L. O. (2017). Modelling oil price-inflation nexus:
The role of asymmetries. Energy , 125 , 97 – 106. https://doi.org/10.1016/j.energy.2017.02.128
Sanusi, M. S., & Ahmad, F. (2016). Modelling oil and gas stock returns using multi factor asset pricing  model  including  oil  price  exposure. Finance  Research  Letters , 18 ,  89 – 99. https://doi.org/10.1016/j.frl.2016.04.005 Seftyandra, F. (2013). Analisis Faktor-Faktor yang Memengaruhi Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP) Subsektor Migas Periode 2001-2011 .
Sek, S. K., Teo, X. Q., & Wong, Y. N. (2015). A Comparative Study on the Effects of Oil Price Changes on Inflation. Procedia Economics and Finance , 26 (15), 630 – 636. https://doi.org/10.1016/s2212-5671(15)00800-x
Sinaga, A. R. (2010). Pengaruh Variabel-Variabel Makro Ekonomi Terhadap Penerimaan Pajak di Indonesia . Tesis. Fakultas Ekonomi, Universitas Indonesia. Weijermars, R., Clint, O., & Pyle, I. (2014). Competing and partnering for resources and profits: Strategic shifts ofoil Majors during the past quarter of a century. Energy Strategy Reviews ,
3 (C), 72 – 87. https://doi.org/10.1016/j.esr.2014.05.001
Zhu, L., Zhang, Z. X., & Fan, Y. (2015). Overseas oil investment projects under uncertainty: How to make informed decisions? Journal of Policy Modeling , 37 (5), 742 – 762. https://doi.org/10.1016/j.jpolmod.2015.08.001