Tunjuk Ajar Melayu :

Apa tanda Blok Rokan bermanfaat
Produksi meningkat hajad hidup terangkat
Lingkungan hidup sehat ekonomi Riau melesat
Lapangan kerja dekat masyarakat adat merapat
Riau pun nikmat dan bermartabat

Gubernur Riau Bapak Syamsuar dalam sambutannya pada saat alih kelola Blok Rokan tanggal 8 Agustus 2021 memberikan “makna” Blok Rokan dalam Tunjuk Ajar Melayu. Alih kelola Blok Rokan bersamaan dengan hari ulang tahun Provinsi Riau ke 64 pada Tunjuk Ajar Melayu dimaknai sebagai petuah dan amanah agar pengelolaan Blok Rokan oleh PT. Pertamina (Persero) melalui Pertamina Hulu Rokan (PHR) bermanfaat bagi kehidupan manusia dalam arti seluasnya. Sesuai amanat pasal 33 UUD 1945 ayat 3 yang berbunyi: “Bumi, air dan kekayaan alam yang terkandung didalamnya dikuasai oleh negara dan dipergunakan untuk sebesar-besarnya kemakmuran rakyat”. Dalam budaya dan kehidupan masyarakat Melayu, tunjuk ajar melayu memiliki posisi dan kedudukan yang cukup penting, yakni menjadi rujukan dan patokan dasar dalam kesadaran moral. Supaya PHR dalam mengelola Blok Rokan lebih memperhatikan kepedulian kepada masyarakat Melayu atau masyarakat tempatan (lokal).

Seperti diketahui, pada tanggal 31 Juli 2018 Pemerintah telah menetapkan PT Pertamina (Persero) sebagai pengelola Blok Rokan dari tahun 2021 sampai 2041. Kemudian, tanggal 6 Agustus 2018 diterbitkan Surat Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 1923K/10/MEM/2018 tentang Persetujuan Pengelolaan Penetapan Bentuk dan Ketentuan- Ketentuan Pokok (Term and Conditions) Kontrak Kerja Sama Pada Wilayah Kerja Rokan, syarat yang harus dipenuhi Pertamina antara lain membentuk anak usaha baru, melunasi bonus tanda tangan dan membayar jaminan komitmen pelaksanaan. Selanjutnya, PT. Pertamina (Persero) membentuk anak perusahaan baru sebagai pengelola Blok Rokan pada tanggal 20 Desember 2018 dengan nama PT Pertamina Hulu Rokan berdasarkan Akta Notaris No. 13 tanggal 20 Desember 2018 dari Lenny Janis Ishak, S.H. Akta pendirian PHR telah disetujui oleh Menteri Hukum dan Hak Asasi Manusia melalui Surat No. AHU-0061348.AH.01.01.2018 tanggal 21 Desember 2018. Total modal dasar PHR sebesar US$ 3.140.000 dengan modal disetor sebesar US$ 785.000. Modal disetor tersebut digunakan untuk membayar bonus penandatanganan kepada Pemerintah Indonesia sebesar US$ 783.980 pada tanggal 21 Desember 2018, serta digunakan sebagai modal kerja selama tahun pertama mengelola wilayah kerjanya. Pada tanggal 9 Mei 2019 Pemerintah (SKK Migas) dan PHR, menandatangani kontrak kerja sama atau Production Contract Sharing (PSC) skema Gross Split Blok Rokan untuk jangka waktu 20 tahun. Dalam PSC skema gross split tersebut, bagi hasil antara PHR dengan Pemerintah masing-masing 65% dan 35% untuk minyak mentah dari field Duri dan untuk field lainnya masing-masing 61% dan 39%. Sedangkan untuk gas bumi dari field Duri bagi hasil antara PHR dan pemerintah masing-masing 65% dan 35%, dan untuk field yang lain masing-masing 66% dan 34%, serta baik minyak mentah dan gas bumi masing-masing dengan kebijakan tambahan 8%.

Saat ini, Blok Rokan masih menjadi salah satu blok migas terbesar di Indonesia dengan luas wilayah kerja 6.629,0 Km² terletak pada 7 (tujuh) Kabupaten di Riau, yaitu 5 (lima) kabupaten yang memiliki pelamparan reservoir (Oil Field) adalah Kabupaten Siak, Bengkalis, Rokan Hilir, Rokan Hulu, dan  Kampar serta 2 (dua) Kabupaten sebagai daerah penunjang migas, yaitu  Kota Dumai (Shiiping Line) dan Kota Pekanbaru (Main Office and control). Blok Rokan memiliki 109 lapangan yang terdiri dari 96 lapangan primary, 11 lapangan secondary dan 1 lapangan tertiary recovery serta 24 lapangan tidak beroperasi. Dimana lapangan giant (besar)  terdapat di Minas, Duri, Kota Batak, Bekasap dan Bangko, dengan potensi cadangan awal Oil Original In Place (OOIP) Blok Rokan sekitar 27,3 miliar barrel. Sejak diproduksi pertama pada 20 Mei 1952 hingga 08 Agustus 2021 total produksi minyak di Blok Rokan sudah mencapai ±11,75 miliar barel. Pada saat ini cadangan sisa diprakirakan ±500 juta hingga 1,5 miliar barrel oil equivalent (BOE). Dalam catatan Direktorat Jenderal Kekayaan Negara (DJKN) Kementerian Keuangan nilai Barang Milik Negara (BMN) Hulu Migas Blok Rokan sebesar  Rp 97,78 triliun atau setara dengan 20 persen dari total nilai BMN Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) Nasional yaitu Rp 497,62 triliun (berdasarkan LKKP 2019). Secara rinci, besaran nilai aset Blok Rokan berupa harta benda modal senilai Rp 96,08 triliun, material persediaan senilai Rp1,6 triliun, tanah senilai Rp71,74 miliar dan harta benda inventaris senilai Rp15,94 miliar. Besarnya sisa cadangan migas dan nilai aset BMN pada Blok Rokan yang dikelola oleh PHR  tersebut harus bermanfaat untuk sebesar-besarnya bagi kemakmuran rakyat.

Beberapa hal yang menjadi perhatian pada tunjuk ajar melayu adalah, Pertama Produksi meningkat hajad hidup terangkat. Produksi minyak terjual (lifting) dari Blok Rokan harus meningkat atau minimal tetap terjaga. Jika lifting meningkat diharapkan penerimaan negara akan bertambah dan berdampak langsung pada penerimaan daerah (DBH Migas), serta bagi hasil Participating Interest 10% (PI10%) untuk daerah melalui Badan Usaha Milik Daerah (BUMD) pun ada. Supaya hajad hidup masyarakat terangkat, terutama masyarakat Riau dan seluruh masyarakat Indonesia pada umumnya.

Kedua, Lingkungan hidup sehat ekonomi Riau melesat. Pengelolaan Blok Rokan harus memperhatikan kondisi lingkungan hidup yang sehat, agar tujuan pembangunan berkelanjutan tetap terjaga. Adanya aktifitas dan investasi pada Blok Rokan akan mendorong pertumbuhan ekonomi Riau (melesat). Deputi Kepala Perwakilan Bank Indonesia (BI) Riau Maria Cahyaningtyas mengatakan, “pada tahun ini kontribusi sektor migas terhadap pertumbuhan ekonomi daerah diperkirakan akan semakin tinggi. Dengan produksi minyak yang terus meningkat secara gradual, akan meningkatkan pertumbuhan ekonomi Riau berada pada kisaran 3-4 persen atau keluar dari tren dalam beberapa tahun terakhir 2-3 persen” (Cakaplah.Com, 15/1/2022).

Ketiga, lapangan kerja dekat masyarakat adat merapat. Partisipasi masyarakat tempatan (lokal) pada pengelolaan Blok Rokan harus dikutsertakan sebagai tenaga kerja, baik sebagai perwira PHR sendiri, maupun tenaga kerja di mitra-mitra (kontraktor) serta pengusaha lokal sebagai penyedia barang dan jasa penunjang migas, seperti (vendor) penyedia  barang, jasa servis operasi dan pemeliharaan. Masyarakat tempatan sudah memiliki kompetensi dan profesionalitas dalam hal kegiatan hulu migas selama 97 tahun keberadaan PT. Chevron Pasifik Indonesia (CPI) di Bumi Lancang Kuning ini. Selain itu, juga perlu diperhatikan hak-hak masyarakat adat di wilayah kerja Blok Rokan, baik dalam bentuk kebijakan maupun implementasi dilapangan. Perlibatan masyarakat adat dalam setiap aktifitas kegiatan hulu migas suatu keharusan. Supaya masyarakat adat turut berperan membangun tatanan adat melayu ditengah-tengah eksplorasi dan eksplotasi migas yang ditakdirkan Allah Ta'ala berada ditempat bumi dipijak. Dengan demikian, Riau pun nikmat dan bermartabat seperti dalam visi dan misi Gubernur dan Wakil Gubernur Riau, yaitu Terwujudnya Riau yang Berdaya Saing, Sejahtera, Bermartabat dan Unggul di Indonesia (Riau Bersatu)" segera tercapai.

Dana Bagi Hasil Migas

Undang-Undang No.33 Tahun 2004 Tentang Perimbangan Keuangan Antara Pemerintah Pusat dan Pemerintah Daerah sebagai dasar pembagian dana bagi hasil sumber daya alam (SDA) sektor minyak bumi dan gas bumi sesuai amanat Pasal 14 huruf (e) pembagian penerimaan negara yang berasal dari sumber daya alam sektor minyak bumi yang dihasilkan dari wilayah Daerah yang bersangkutan setelah dikurangi komponen pajak dan pungutan lainnya sesuai dengan peraturan perundang-undangan, untuk minyak bumi dibagi dengan imbangan 84,5% untuk Pemerintah Pusat dan 15,5% untuk Pemerintah Daerah. Sedangkan untuk gas bumi dibagi dengan imbangan 69,5% untuk Pemerintah Pusat dan 30,5% untuk Pemerintah Daerah. Kemudian pada Pasal 19 ayat (2) dan (3) dalam UU tersebut dijelaskan secara terperinci terkait Dana Bagi Hasil (DBH) Migas yang diterima Pemerintah Daerah. DBH Minyak Bumi sebesar 15,5% dibagi dengan rincian, 3% dibagikan untuk Provinsi yang bersangkutan, 6% Kabupaten/Kota penghasil, 6% untuk Kabupaten/Kota lainnya dalam Provinsi yang bersangkutan dan sisanya sebesar 0,5% dialokasikan untuk menambah anggaran pendidikan dasar. Sementara itu untuk DBH Gas Bumi  sebesar 30,5% dibagi dengan rincian, 6% UNTUK Provinsi yang bersangkutan, 12% untuk Kabupaten/Kota penghasil, 12% dibagikan untuk Kabupaten/Kota lainnya dalam Provinsi yang bersangkutan dan sisanya sebesar 0,5% dialokasikan untuk menambah anggaran pendidikan dasar. Secara terperinci alokasi DBH Migas diatur berdasarkan Peraturan Pemerintah Nomor 55/2005 tentang Dana Perimbangan.

Penerimaan negara yang berasal dari sumber daya alam (SDA) sektor minyak bumi  (penerimaan migas) sangat dipengaruhi oleh beberapa faktor, seperti produksi migas yang terjual (lifting), harga minyak mentah Indonesia (Indonesia Crude Price/ICP), nilai tukar rupiah terhadap US dolar (kurs), dan biaya penggantian pengelolaan migas yang dimintakan oleh Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) kepada Pemerintah  melalui SKK Migas (yang dikenal dengan cost recovery), serta komponen pengurang (reimbursement PPN, PBB Migas dan PDRD) dan pungutan lainnya (fee kegiatan usaha hulu dan fee penjualan minyak). Setiap tahunnya, KKKS menghasilkan pendapatan kotor (gross revenue), yaitu pendapatan yang dihasilkan dari perkalian lifting dengan ICP, sebelum dikurangkan dengan cost recovery dan faktor pengurang. Pendapatan kotor yang telah dikurangkan dengan cost recovery dan faktor pengurang itulah yang disebut penerimaan Migas.

Pada kenyataanya, lifting sangat dipengaruhi oleh kondisi lapangan/sumur migas atau karena kendala operasi. Lapangan baru atau lapangan tua akan sangat menentukan besaran lifting. Lifting cenderung menurun setiap tahunnya secara alamiah, apabila tidak adanya investasi dilapangan tersebut. Seperti pada Blok Rokan merupakan lapangan tua, secara alami laju penurunan alamiah (decline) mencapai rata-rata 6%-10% per tahun karena menjelang alih kelola tidak ada investasi lagi. Selain itu, lifting juga dipengaruhi oleh potensi dari lapangan-lapangan baru dan penemuan-penemuan cadangan migas baru. Faktor lain yang mempengaruhi lifting adalah kondisi cuaca dan geografis lapangan off shore atau on shore,  serta faktor non teknis seperti perijinan, pengadaan lahan, penyediaan sarana dan prasarana. Harapannya Semakin tinggi volume lifting, semakin tinggi pula bagian pemerintah dan penerimaan migas.

Sebagai gambaran, pragnosa lifting minyak nasional dalam APBN tahun 2021 sebesar 268,74 juta barel dengan realisasi sebesar 241,00 juta barel (89,7%). “SKK Migas mencatat, produksi terangkut (lifting) minyak pada tahun 2021 rata-tata mencapai 660 ribu BOPD (Barel Oil Per Day) atau hanya 93,7% dari target yang ditetapkan dalam Anggaran Pendapatan Belanja Negara (APBN) sebesar 705 BOPD” (CNBC Indonesia, 18/1/2022). Sedangkan Riau berkonstribusi pada pragnosa lifting minyak nasional tahun 2021 sebesar 25,4% yaitu 68,27 juta barel terdiri atas lifting minyak Blok Rokan sebesar 60,22 juta barel dan 8,05 juta barel blok migas lainya. Untuk pragnosa lifting minyak Blok Rokan tahun 2021 ditargetkan pada CPI sebesar 36,29 juta barel (periode 1 Januari-8 Agustus 2021) dengan realisasi sampai triwulan III/2021 sebesar 35,24 juta barel (97,1%) dan PHR sebesar 23,93 juta barel  (periode 9 Agustus-31 Desember 2021) dengan prakiraan realisasi sebesar 23,01 juta barel (96,2%). Direktur Utama PHR Jaffee A. Suardin menjelaskan, bahwa “Per-November 2021, WK. Rokan menyumbangkan hampir 25% produksi minyak nasional. Produksi WK. Rokan sekitar 162.000 BOPD (barel minyak per hari), atau naik 4.000 BOPD dibandingkan sebelum alih kelola yang berada di kisaran 158.000 BOPD” (Kontan.co.id, 08/12/2021). Artinya pasca alih kelola Blok Rokan kepada PHR perlahan-lahan produksi mulai meningkat. Sementara itu, pada saat serah terima Blok Rokan tanggal 8 Agustus 2021 produksi sempat mengalami penurunan menjadi hanya sekitar 150.000 BOPD dan per-November 2021 sudah naik mencapai 162.000 BOPD. Produksi Blok Rokan diharapkan terus meningkat dan tetap terjaga, agar memberikan makna sebagaimana dimaksud pada tunjuk ajar melayu.

Selanjutnya untuk tahun 2022 ini, PT Pertamina melalui PHR menargetkan bisa menambah produksi Blok Rokan hingga 180.000 BOPD dengan akan mengebor sebanyak 400 hingga 500 sumur baru melalui penambahan 3 rig atau menjadi 20 rig dan 40 rig Workover Well Service (WOWS). Dimana sampai akhir tahun 2021, pemboran sumur sudah mencapai 121 sumur tajak dengan jumlah 17 rig. Semangat PHR meningkatkan produksi pada tahun ini hendaknya diikuti oleh subholding upstream lainnya seperti PHE Siak, PHE Kampar dan Pertamina EP Lirik untuk meningkatkan produksinya, karena selama 3 (tiga) tahun terakhir realisasi lifting minyaknya masih dibawah target APBN. Target penambahan produksi Blok Rokan ini sudah tercantum dalam Keputusan Menteri Energi Dan Sumber Daya Mineral Republik Indonesia Nomor : 208 K/82/MEM/2021 tanggal : 22 Oktober 2021 Tentang Penetapan Daerah Penghasil dan Dasar Penghitungan Dana Bagi Hasil Sumber Daya Alam Minyak Dan Gas Bumi Untuk Tahun 2022, dimana pragnosa lifting minyak Blok Rokan sebesar 65,75 juta barel atau naik 11% dari prakiraan realisasi tahun 2011 dan blok migas lainya sebesar 10,03 juta barel dengan pragnosa total lifting minyak Riau tahun 2022 mencapai 75,78 juta barel.

Namun demikian, dalam perhitungan realisasi DBH Migas tahun 2022 kemungkinan sudah diberlakukan Undang-Undang (UU) Nomor 1/2022 tentang Hubungan Keuangan Pusat-Daerah (HKPD) yang sudah disyahkan oleh Presiden tanggal 5 Januari 2022, sebagai pengganti UU No. 33/2004 tentang Perimbangan Keuangan Pemerintah Pusat dan Pemerintahan Daerah. Dalam ketentuannya DBH sumber daya alam sektor minyak dan gas bumi tetap diangka 15,5% dan 30,5% untuk Pemerintah Daerah. Akan tetapi pada DBH minyak bumi untuk bagian Provinsi yang bersangkutan mengalami pengurangan 1% dari 3% menjadi 2% dan bagian Kabupaten/Kota penghasil bertambah 0,5% dari 6% menjadi 6,5%. Sementara itu, pada DBH gas bumi untuk bagian Provinsi yang bersangkutan mengalami pengurangan 2% dari 6% menjadi 4% dan bagian Kabupaten/Kota penghasil bertambah 1,5% dari 12% menjadi 13,5%. Secara terperinci dapat dilihat pada Pasal 117 UU Nomor 1/2022 bahwa, DBH sumber daya alam minyak dan gas bumi bersumber dari bagian negara yang diperoleh dari pengusahaan pertambangan minyak dan gas bumi setelah dikurangi komponen pajak dan pungutan lainnya sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan, yang dihasilkan dari wilayah darat dan wilayah laut sampai dengan 4 (empat) mil dari garis pantai, ditetapkan sebesar 15,5% dibagikan kepada Provinsi yang bersangkutan sebesar 2%, Kabupaten/Kota penghasil sebesar 6,5%, Kabupaten/Kota lainnya yang berbatasan langsung dengan Kabupaten/Kota penghasil sebesar 3%, Kabupaten/Kota lainnya dalam Provinsi yang bersangkutan sebesar 3% dan Kabupaten/Kota pengolah sebesar 1%. Untuk DBH sumber daya alam gas bumi yang dihasilkan dari wilayah darat dan wilayah laut sejauh 4 mil dari garis pantai ditetapkan sebesar 30,5% dibagikan kepada  Provinsi yang bersangkutan sebesar 4%, Kabupaten/Kota penghasil sebesar 13,5%, Kabupaten/Kota lainnya yang berbatasan langsung dengan Kabupaten/Kota penghasil sebesar 6%, Kabupaten/Kota lainnya dalam provinsi yang bersangkutan sebesar 6%, dan Kabupaten/Kota pengolah sebesar 1%.

Selanjutnya, harga minyak mentah Indonesia (Indonesian Crude Price/ ICP) merupakan basis harga minyak mentah weighted average price (WAP) atau rata-rata yang digunakan dalam APBN dan pasar internasional dipakai sebagai indikator perhitungan bagi hasil minyak dalam kontrak kerja sama, serta dasar perhitungan penjualan minyak mentah bagian Pemerintah yang ditetapkan setiap bulan dan dievaluasi setiap tahun. Pada asumsi makro APBN tahun 2021 ditetapkan rata-rata ICP sebesar 45 US$/barel. Secara rinci, Kementerian Keuangan juga mencatat kenaikan pada penerimaan SDA Migas tahun 2021 mencapai Rp 98 triliun atau tumbuh 41,9% dengan porsinya sudah 130,7 persen dari target Rp 75 triliun dalam APBN. Hal ini dipengaruhi oleh kenaikan ICP dalam 10 bulan terakhir sebesar US$ 62,55 per barel atau di atas rata-rata asumsi APBN dan dalam kertas kerja rapat lifting triwulan III/2021 dengan Ditjen Migas rata-rata ICP Minyak Riau mencapai 67,51 US$/barel atau naik 150% dari asumsi APBN. Diprakirakan sampai dengan triwulan IV/2021 rata-rata ICP Minyak Riau diprakirakan mencapai kisaran 165% dari asumsi APBN. Semakin tinggi ICP, maka semakin tinggi pula penerimaan migas.

Perlu juga dipahami, ICP sepanjang tahun 2021 sangat dipengaruhi oleh kondisi pasar minyak internasional, yaitu faktor yang dipengaruhi mekanisme supply akibat wabah pandemi Covid-19 melanda seluruh dunia (produksi, stok, kondisi kilang, dan kebijakan produksi) dan demand (kebutuhan, musim, dan ketersediaan teknologi sumber tenaga alternatif). Faktor lain yang mempengaruhi ICP di luar mekanisme supply dan demand, antara lain kekhawatiran pasar akibat gangguan politik, keamanan, dan aksi spekulasi di pasar minyak. ICP secara relatif bisa sangat berfluktuasi atau berkontraksi mengikuti perkembangan minyak dunia, secara umum ICP lebih rendah dari West Texas Intermediate/WTI (sebagai standar perdagangan minyak Amerika Serikat) dan Brent Crude (sebagai tolak ukur perdagangan minyak negara-negara OPEC).  

Kurs adalah nilai atau harga mata uang sebuah negara yang diukur dalam mata uang negara lain. Seluruh hasil penjualan migas (transaksi migas) dilakukan dalam bentuk valuta asing (US$). Kurs bersifat netral dalam penerimaan migas, tidak dipengaruhi aktivitas dan kebijakan dalam kegiatan operasi migas. Semakin terdepresiasi Rupiah, maka semakin tinggi pula penerimaan migas. Dalam asumsi makro APBN tahun 2021 ditetapkan nilai tukar (Rp/US$) 14,350.-, sementara realisasi nilai tukar sepanjang tahun 2021 relatif stabil terkendali didukung langkah stabilisasi Bank Indonesia.

Sedangkan, cost recovery (biaya operasi) adalah sistem dimana kontraktor menanggung biaya terlebih dahulu seluruh biaya eksplorasi, biaya eksploitasi, dan biaya lainnya dalam kegiatan hulu migas, yang akan dikembalikan jika ada produksi melalui penghitungan bagi hasil dan pajak penghasilan. Ketentuan tentang biaya-biaya yang dapat dikembalikan (cost recovery) ini diatur dalam Peraturan Pemerintah Nomor 79/2010 jo. Peraturan Pemerintah Nomor 27/2017 tentang Biaya Operasional yang Dapat Dikembalikan dan Perlakuan Pajak di Bidang Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. Cost recovery merupakan konsekuensi dari prinsip bahwa Pemerintah tidak boleh mengeluarkan investasi dan menanggung risiko finansial dari kegiatan eksplorasi dan eksploitasi migas. Jika KKKS tidak memperoleh migas yang cukup komersial untuk dikembangkan maka KKKS harus mengembalikan Wilayah Kerjanya (Blok) dan semua biaya menjadi risiko dan tanggung jawab KKKS sendiri. Cost recovery sebagai bagian integral dari sistem PSC. Besaran equity to be split dalam skema pola PSC ditentukan dengan asumsi adanya cost recovery. Besarnya cost recovery berbeda-beda untuk setiap kontrak (wilayah kerja) dan sangat dipengaruhi antara lain kondisi operasional lapangan, cadangan migas, tingkat produksi dan permintaan sarana serta prasarana.

Dalam perhitungan besaran bagian pemerintah dan penerimaan migas, semakin besar cost recovery maka semakin rendah bagian pemerintah dan penerimaan migas. Menurut SKK Migas pada tahun 2021 realisasi cost recovery mencapai US$ 7,63 Miliar atau 94,4% dari target APBN sebsar US$ 8,07 Miliar. Dengan demikian lifting, harga minyak mentah dan kurs berpengaruh positif terhadap penerimaan migas, sedangkan cost recovery berpengaruh negatif terhadap penerimaan migas. Besar kecilnya cost recovery yang dimintakan KKKS kepada pemerintah akan berpengaruh terhadap besar kecilnya bagian perolehan yang akan dibagi hasilkan kepada pemerintah dan KKKS. Menurut Kementerian Keuangan, apabila terjadi penurunan lifting minyak sebanyak 10.000 barel, maka penerimaan migas akan berkurang setidaknya Rp 2 triliun hingga Rp 3 triliun. Dengan asumsi cost recovery,  ICP dan kurs rupiah tak terdepresiasi.

Berkenaan uraian diatas, dalam hal melakukan penghitungan realisasi DBH Migas tahun 2021 pada Blok Rokan seharusnya dilaksanakan 2 (dua) mekanisme, yaitu PSC skema cost recovery dan skema gross split. Pertama, melalui PSC skema cost recovery, bagi hasil (split) antara Pemerintah (SKK Migas) dengan CPI adalah 84,92% dan 14,08% (rata-rata tertimbang) untuk minyak mentah dari field Duri dan untuk area lainnya masing-masing 89,89% dan 10,11% (rata-rata tertimbang), First Trache Petroleum (FTP) merupakan produksi yang disisihkan oleh pemerintah sebagai cadangan untuk pembagian yang akan dijumlahkan dengan equity to be split (ETS) besaran 20% dan Taxable Income. Bagi hasil antara Pemerintah dengan CPI dilakukan berdasarkan pendapatan kotor (gross revenue) setelah dikurangkan cost recovery menjadi bagian pemerintah (gross). Selama ini realisasi bagi hasil antara Pemerintah dengan CPI adalah 51%-53% dan 49%-47% untuk minyak mentah dari field Duri dan 55%-59%  dan 45%-41% untuk area lainnya. Kemudian dari bagian pemerintah tersebut dikurangi lagi dengan komponen pengurang yang terdiri dari pajak-pajak dan pungutan lainnya. Ketentuan tentang komponen pengurang ini telah diatur dalam kontraktual. Pajak-pajak yang dikeluarkan tersebut terdiri dari reimbursement PPN,  PBB Migas, dan Pajak Daerah dan Retribusi Daerah (Pajak Air Tanah dan Air Permukaan, serta Pajak Penerangan Jalan Non PLN). Sedangkan pungutan lainnya terdiri dari fee kegiatan hulu (Anggaran SKK Migas) dan fee penjual migas. Setelah dikurangi komponen pengurang dan pungutan lainya tersebut, baru menjadi penerimaan negara bersih (net revenue), yaitu penerimaan yang benar-benar menjadi hak negara yang siap untuk dibagi hasilkan kepada Daerah dalam bentuk DBH Migas. Adanya faktor pengurang ini, kenaikan harga minyak bumi tidak selalu pararel atau proporsional terhadap kenaikan DBH Migas yang diterima Daerah. Kemudian pajak air permukaan sejak diterbitkannya Undang-Undang Nomor 23/2014 tentang Pemerintah Daerah masih terjadi perbedaan penafsiran dalam hal ketetapan nilai perolehan air (NPA) khususnya pada kegiatan hulu migas. Selain itu, komponen pengurang dan pungutan lainya seperti reimbursement PPN,  PBB Migas, dan Pajak Daerah dan Retribusi Daerah (PDRD) tidak pernah ditampilkan dalam kertas kerja perhitungan realisasi DBH Migas tahun 2018, 2019 dan 2020. Bahkan, dalam kertas kerja rapat lifting migas TW II-IV/2020 dan TW I-IV/2021 data proporsinal penerimaan lifting migas bagian Pemerintah sudah tidak disampaikan lagi oleh Ditjen Migas-KESDM. Sehingga akan semakin sulit bagi Daerah dalam melakukan perhitungan realisasi DBH Migas sebagai pembanding dan koreksi. Tentunya Provinsi dan Kabupaten/Kota melalui dinas teknis terkait harus saling berkoordinasi untun menjaga konsistensi dan tranparansi dalam realisasi perhitungan DBH Migas. Kedua, skema gross split, bagi hasil antara PHR dan Pemerintah masing-masing 65% dan 35% untuk minyak mentah dari field Duri dan untuk field lainnya masing-masing 61% dan 39%. Sedangkan untuk gas bumi dari field Duri bagi hasil antara PHR dan pemerintah masing-masing 70% dan 30%, dan untuk field yang lain masing-masing 66% dan 34%. Besaran bagi hasil untuk lapangan eksisting telah memperhitungkan base split, komponen variable, dan tambahan bagi hasil untuk PHR (sebesar 8%). Bagi hasil tersebut, disesuaikan dengan komponen progresif pada kondisi aktual sejak tanggal efektif kontrak kerja sama. Sedangkan untuk besaran bagi hasil lapangan baru sesuai dengan peraturan perundang-undangan yang berlaku.

Menurut Permen ESDM Nomor 8/2017 jo. Permen ESDM Nomor 52/2017 tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split,  menetapkan bentuk dan ketentuan-ketentuan pokok kontrak bagi hasil yang memuat persyaratan antara lain: kepemilikan sumber daya alam tetap di tangan Pemerintah sampai pada titik penyerahan, modal dan risiko seluruhnya ditanggung KKKS, serta pengendalian manajemen operasi berada pada SKK Migas. Pasal 1 ayat (7) Permen ESDM Nomor 8/2017 ini, menyebutkan bahwa:  “Suatu Kontrak Bagi Hasil dalam Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi berdasarkan prinsip pembagian gross produksi tanpa mekanisme pengembalian biaya operasi”. Prinsip utamanya yang dibagi adalah hasil produksi minyak dan gas bumi (inkind) bukan hasil penjualan migas (revenue) dan tidak ada mekanisme pengembalian biaya operasi (cost recovery) serta baik Pemerintah dan PHR bebas mengambil dan membawa migas bagiannya masing-masing untuk dijual ke tempat yang diinginkan. Bagian Pemerintah merupakan representasi dari penerimaan migas atau pendapatan negara bukan pajak (PNBP). Jika dibandingkan dengan PSC skema cost recovery, maka PNBP ini merupakan gabungan bagian pemerintah dari FTP dan ETS. Bagian PHR merupakan pendapatan kotor dari PHR. Jika dibandingkan dengan PSC skema cost recovery, maka ini merupakan gabungan cost recovery dan bagian PHR dari ETS.

Dalam skema gross split biaya operasi sepenuhnya menjadi tanggung jawab PHR. Dampaknya, mendorong PHR akan lebih efesiensi untuk mendapatkan keuntungan yang maksimal. Selain itu, PHR tidak akan melalui proses birokrasi yang rumit, karena biaya operasi tidak lagi melibatkan uang negara layaknya dalam skema cost recovery. Dengan skema gross split ini penerimaan migas dari produksi bagian negara juga menjadi lebih pasti, karena tidak memperhitungkan biaya yang dikeluarkan pemerintah lewat cost recovery. Sehingga DBH Migas pada wilayah kerja yang telah memproduksikan minyak dan/atau gas bumi yang menggunakan skema gross split akan selalu ada, maka kepastian DBH Migas makin lebih jelas. Kemudian komponen pengurang pajak (reimbursment PPN, PBB dan PDRD) dan pungutan lainnya (fee kegiatan hulu migas dan fee penjualan migas) sudah merupakan bagian dari biaya operasi dan digunakan sebagai pengurang penghasilan kena pajak, maka tidak lagi menjadi faktor pengurang.

Seharusnya skema gross split sudah diberlakukan pada perhitungan realisasi DBH Migas tahun 2020 periode 5 Agustus-31 Desember 2020 untuk Blok Malacca Straits yang dikelola oleh KKKS EMP Malacca Strait S.A (sebagai Operator), karena sudah ditanda tangani perpanjangan kontrak kerja samanya antara Pemerintah (SKK Migas) dengan EMP Malacca Straits pada tanggal 11 Juli 2018. Total realisasi lifting minyak mentah Blok Malacca Straits tahun 2020 (periode Januari-Desember 2020) sebesar 1,60 juta barel dan gas bumi sebesar 427,81 ribu MMBTU. Sedangkan realisasi lifting minyak mentah periode 5 Agustus-Desember 2020 sebesar 744,28 ribu barel dan gas bumi sebesar 28,25 ribu MMBTU. Dimana bagi hasil antara EMP Malacca Strait S.A dengan Pemerintah untuk base split pada produksi minyak sebesar 43% dan 57% ditambah split variable sebesar 16%, serta base split produksi gas masing-masing sebesar 52% untuk Pemerintah dan 48% ditambahan split variable sebesar 16% untuk EMP Malacca Strait S.A.

Participating Interest 10%

Participating Interest 10% (Sepuluh Persen) yang selanjutnya disingkat PI 10% adalah besaran rnaksirnal sepuluh persen participating interest pada Kontrak Kerja Sama yang wajib ditawarkan oleh KKKS kepada Badan Usaha Milik Daerah atau Badan Usaha Milik Negara.  Sesuai dengan aturan yang ada dalam Pasal 2 Peraturan Menteri ESDM Nomor 37/2016 Tentang Ketentuan Penawaran Participating Interest Pada Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi yang menyatakan, sejak disetujuinya rencana pengembangan lapangan yang pertama kali akan diproduksi yang berada di daratan dan/atau perairan lepas pantai sampai dengan 12 (dua belas) mil laut pada suatu Wilayah Kerja, atau terhadap Wilayah Kerja yang berakhir masa kontraknya, Kontraktor  (KKKS) wajib menawarkan PI 10% kepada Badan Usaha Milik Daerah (BUMD).  PI tidak dipersamakan dengan kepemilikan saham, oleh karena daerah yang menguasai 10% (sepuluh persen persen) maupun kontraktor sejumlah 90% (Sembilan puluh persen) hanya sebagai pekerja yang mengelola area negara menurut skema kontrak kerja sama.

Dalam kontrak kerja sama yang telah ditandatangani oleh SKK Migas dan juga PHR sebagai KKKS untuk mengelola Blok Rokan menyebutkan, bahwa adanya porsi 10% yang harus dibagikan kepada BUMD di Provinsi Riau. Porsi pengelolaan interest di Blok Rokan terdiri atas PHR 90% (sembilan puluh persen) dan BUMD 10% (sepuluh persen) sebagai mandatori perundang-undangan yang mana tidak lebih dan tidak kurang dari 10% (sepuluh persen). Kemudian penawaran PI10% Blok Rokan dari PHR kepada Pemerintah Provinsi Riau telah dilakukan melalui SKK Migas pada tanggal 12 Agustus 2021 atau 3 (tiga) hari setelah alih kelola Blok Rokan. Pemerintah Provinsi Riau bersama Pemerintah Kabupaten yang wilayah administratifnya terdapat pelamparan reservoir cadangan migas pada Blok Rokan secara bersama-sama telah menunjuk BUMD Provinsi Riau dalam hal ini PT. Riau Petroleum (RP) sebagai penerima PI10% Blok Rokan dan PT. Riau Petroleum Rokan (RPR) sebagai pengelola PI10% Blok Rokan. Harapannya RP dan RPR selaku anak perusahaan bisa segera menyiapkan dokumen kelengkapan persyaratan untuk memenuhi ketentuan Peraturan Menteri ESDM Nomor 37/2016. Supaya dapat melakukan percepatan proses pengalihan PI10% termasuk melakukan uji tuntas atau due diligence terhadap data room Blok Rokan. Agar mengetahui secara pasti bagaimana kondisi lebih aktual terkait pelamparan reservoir cadangan minyak dan gas bumi, serta dokumen-dokumen hukum yang pernah ada di Blok Rokan.  

Setidaknya akan membutuhkan waktu sekitar 1.109 hari kalender atau 3 tahun dan 14 hari kalender dengan 10 (sepuluh) tahapan yang harus dilalui dalam proses penawaran dan pengalihan PI10% Blok Rokan sampai dengan mendapatkan persetujuan menteri, sebagaimana diatur dalam Pasal 8, 9 dan 15 Permen ESDM Nomor 37/2016. Untuk itu, RP harus diberikan dukungan dana yang cukup dan kepercayaan penuh supaya bisa melakukan percepatan proses pengalihan PI10% Blok Rokan atau RP perlu melakukan sinergi dengan BUMD lainnya dalam hal mengatasi kebutuhan dana tersebut. Mengingat proses pengalihan PI10% Blok Rokan terus berpacu dengan waktu (bergerilya), jika lengah akan tergilas oleh waktu. Momentum akan berubah pada saat Undang-Undang Migas yang baru terbit, menurut Maman Abdurrahman (Anggota Komisi VII DPR RI), menjelaskan “Nantinya BUMD yang ingin mengelola atau mendapatkan jatah 10% PI sebuah blok migas harus memiliki modal sendiri jadi tidak lagi ditalangi PI 10% oleh Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS). Maman mencontohkan PI 10% di pengelolaan Blok Rokan yang saat ini dioperatori oleh Pertamina Hulu Rokan (PHR). BUMD yang mendapatkan PI10% nanti harus menyiapkan dana untuk akuisisi PI10% tersebut” (Dunia Energi, 30/11/2021). Jika sampai hal itu terjadi pada PI10% Blok Rokan, maka kisah lama PI Blok Siak terulang kembali. Pada tahun 2015, RP sudah mengajukan penawaran  PI sebesar 35% kepada PHE Siak dengan mekanisme “bisnis to bisnis” tapi tidak ada jawaban dari PHE Siak. Sehingga terbit  Permen ESDM Nomor 37/2016, sampai dengan sekarang PI10% Blok Siak belum terlaksana.

Segenap masyarakat Riau sudah menanti realisasi pengalihan PI10% Blok Rokan dari PHR kepada RP berjalan lancar, laksana indahnya alih kelola Blok Rokan dari CPI kepada PHR. PI10% Blok Rokan merupakan komitmen pertamina untuk membantu peningkatan pendapatan asli daerah (PAD) Provinsi Riau. Seperti halnya disampaikan Sekretaris Daerah Provinsi (Sekdaprov) Riau, Bapak SF Hariyanto mengatakan,”dalam upaya peningkatan pendapatan daerah dari deviden perusahaan plat merah. Sebab APBD Riau tahun 2022 mengalami penurunan dari Rp 9,3 triliun turun menjadi Rp 8,2 triliun. Ada banyak potensi pendapatan yang dapat digali meningkatan pendapatan, salah satunya dari deviden BUMD Provinsi Riau. Karena itu, diharapkan deviden BUMD tahun depan lebih ditingkatkan lagi dari tahun ini” (Cakaplah.com, 11/11/2021).  Apa lagi dalam UU Nomor 1/2022 untuk DBH Migas bagian Provinsi yang bersangkutan mengalami pengurangan sebesar 1% untuk minyak bumi dan DBH gas bumi bagian Provinsi yang bersangkutan berkurang sebesar 2%. Maka dari itu, PI10% Blok adalah salah satu harapan untuk menambah PAD Provinsi Riau kedepan dalam melakukan upaya pemulihan ekonomi daerah akibat pandemi Covid-19.

Secara konseptual potensi penerimaan PI10% Blok Rokan untuk RP dihitung berdasarkan realisasi lifting Blok Rokan dari bagi hasil bagian PHR sebesar 65% untuk minyak mentah dari field Duri dan untuk field lainnya masing-masing 61% dengan memperhitungkan tambahan bagi hasil untuk PHR sebesar 8%. Setelah dikurangi kewajiban selama kegiatan operasional (biaya operasi) termasuk komponen pengurang pajak (PPN, PBB dan PDRD) dan pungutan lainnya (fee kegiatan hulu migas dan fee penjualan migas) yang digunakan sebagai pengurang penghasilan kena pajak. Sebab, penawaran PI10% dilaksanakan melalui skema kerja sama melalui pembiayaan oleh PHR. Pembiayaan dilakukan terhadap besaran kewajiban RP dihitung secara proporsional dari biaya operasi yang dikeluarkan oleh PHR. Jumlah kewajiban RP yang harus dipotong oleh PHR sebesar 10% dari total jumlah operasional pengelolaan Blok Rokan dan sisa biaya operasional ditanggung oleh PHR atau ekuivalen dengan 90%.

Menurut skema kontrak kerja sama, bahwa PHR wajib menanggung beban biaya yang dikeluarkan selama eksplorasi maupun eksploitasi di Blok Rokan. Di dalam kontrak kerja sama tersebut juga terdapat ketentuan bahwa PHR wajib menyediakan semua kebutuhan keuangan dan keteknikan termasuk keahlian yang diperlukan untuk mengelola Blok Rokan atau menanggung terlebih dahulu sebelum RP bergabung. RP tidak dapat menyiapkan dana terlebih dahulu oleh karena tidak memiliki kemampuan finansial sehingga ditanggung dahulu oleh PHR. PHR dalam melakukan pembiayaan secara keseluruhan di awal melalui skema gross split sehingga penggantian biaya yang dikeluarkan oleh PHR di awal akan dibebankan kepada RP ketika menerima PI10% (sepuluh persen). Selanjutnya, ketentuan pengembalian pembiayaan diambil dari bagian RP dari hasil lifting tanpa dikenakan bunga. Untuk dikembalikan setiap tahunnya secara kelaziman bisnis dengan tetap menjamin penerimaan bagi hasil untuk RP dan jangka waktu pengembalian dimulai pada saat lifting sampai dengan terpenuhinya kewajiban. Namun demikian, secara konseptual lifting yang menjadi bagian dari RP nantinya bisa dititipkan kepada PHR untuk menjualkan, sehingga RP menerima dalam bentuk cash atau nantinya RP mau menjual sendiri bagian dari PI10% tersebut setelah dikurangi kewajiban selama kegiatan operasional. Hal ini, harus dituangkan dalam kontraktual pengalihan PI10% Blok Rokan, supaya RP bisa menjual minyak mentah dari bagian PI10% untuk membuka peluang kerja lebih luas lagi bagi anak-anak negeri yang ingin mengabdi pada daerah.

Penutup

Di tengah ketidakpastian dunia akibat wabah Covid-19 dengan berbagai variannya yang melanda dunia dan tidak tahu kapan berakhirnya. Riau masih bisa bertahan dengan adanya silpa, namun Riau harus terus berupaya dengan berbagai cara menggali potensi pendapatan asli daerah. Perjuangan DBH Sawit sudah semakin nyata, tapi masih menunggu terbitnya peraturah pemerintah. DBH Migas yang menjadi tumpuan selama ini dalam APBD malah berkurang prosentasinya dan ini akan mengganggu fiskal daerah tentunya. Hanya PI10% Blok Rokan dan P10% Blok Migas lainnya yang ada didepan mata, sebagai solusi dalam APBD untuk membiayai pembangunan daerah. 

Riau harus menentukan nasib sendiri
berani melakukan eksekusi dalam rencana aksi
tetap menjunjung tinggi konstitusi
untuk menjaga marwah diri demi NKRI