Rudy H. Saleh

RIAUHITS.COM - DBH Migas, sejak ditetapkan pertama kali pada Undang-Undang Nomor 25/1999 tentang tentang Perimbangan Keuangan Antara Pemerintah Pusat Dan Daerah. Kemudian diganti dengan Undang-Undang Nomor 33/2004 tentang Perimbangan Keuangan Antara Pemerintah Pusat Dan Pemerintahan Daerah, karena  sudah tidak sesuai dengan perkembangan keadaan, ketatanegaraan serta tuntutan penyelenggaraan otonomi daerah. Sekarang ditetapkan ketentuan yang baru, yaitu Undang-Undang Nomor 1/2022 tentang Hubungan Keuangan Pusat-Daerah (HKPD). Sepertinya masih  “ada dusta diantara kita”  dalam pelaksanaannya terkait isu DBH Migas.

Pembahasan isu DBH Migas walaupun sudah sering dilakukan, sampai saat ini tetap menarik karena menyangkut “hajat hidup” daerah. Riau selalu terdepan terkait Isu DBH Migas dari dulu hingga sekarang dan yang menjadi isu pembahasan masih tetap sama yaitu masalah transparansi, konsistensi, akuntabilitas dan partisipasi. Untuk menghindari rasa curiga dan ketidakpuasan daerah penghasil dalam hal pembagian DBH Migas, seharusnya Pemerintah Pusat melalui Kementerian Keuangan dan jajarannya seperti Direktorat Jenderal Pajak (DJP), Direktorat Jenderal Anggaran (DJA) dan Direktorat Jenderal Perimbangan Keuangan (DJPK) lebih bijak menyikapinya. Seperti lagu Iwan Fals dalam liriknya berbunyi “Kami bertanya, tolong kau jawab dengan cinta”.

Pertama : Transparansi, Alangkah eloknya bila sedari awal setelah Rapat Paripurna DPR RI menyetujui disahkannya Rancangan Undang-Undang tentang Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (RUU APBN) Tahun Anggaran 2023 menjadi Undang-Undang APBN 2023. Kemudian Pemerintah Pusat dengan tulus hati tanpa diminta menyampaikan kepada daerah penghasil misalnya Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi (Ditjen Migas-KESDM) dan SKK Migas menyampaikan data target produksi/lifting dan gross revenue minyak dan gas bumi per kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) untuk bagian wilayah kabupaten/kota penghasil, harga minyak mentah Indonesia (ICP), cost recovery/biaya operasi, nilai tukar rupiah (kurs), over/under lifting, porsi bagian KKKS dan bagian pemerintah (SKK Migas) dan Domestic Market Obligation (DMO). Selanjutnya DJP, DJA dan DJPK-Kementerian Keuangan menyampaikan data kewajiban kontraktual migas pemerintah (komponen pengurang) per KKKS seperti PBB Migas, reimbursement PPN dan PDRD (PPJ Non PLN, Pajak Tanah dan Air Pemukaan) dan pungutan lainnya seperti fee kegiatan hulu migas.  

Begitu juga seterusnya realisasi tahun berjalan Pemerintah Pusat setiap triwulanan tetap menyampaikan data realisasi kepada daerah penghasil seperti dimaksud. Selama ini hanya Ditjen Migas-KESDM yang konsisten menyampaikan data realisasi lifting dan gross revenue minyak dan gas bumi per kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) untuk bagian wilayah kabupaten/kota penghasil serta ICP setiap triwulan, sebelum rapat rekonsiliasi lifting migas pertriwulan dilaksanakan.

Jika data sebagaimana dimaksud disampaikan kepada daerah penghasil, akan membantu daerah penghasil supaya bisa menghitung sendiri perkiraan DBH Migas yang akan diterima. Sebelum dilakukan rapat tahunan penghitungan DBH Migas pada bulan Agustus tahun berjalan, setelah hasil audit Badan Pemeriksaan Keuangan (BPK). Bukankah, Badan Pusat Statistik (BPS) mengatakan bahwa “Data Mencerdaskan Bangsa”. Bahkan, Gubernur sebagai Wakil Pemerintah Pusat di daerah sesuai amanat Pasal 91 Undang-Undang Nomor 23/2014 tentang Pemerintah Daerah dan Presiden sudah menerbitkan Peraturan Presiden Nomor 26/2010 tentang Transparansi Pendapatan Negara Dan Pendapatan Daerah Yang Diperoleh Dari Industri Ekstraktif.

Kedua, Konsistensi. dimana Pemerintah Pusat (DJPK-Kementerian Keuangan) dalam penghitungan alokasi DBH Migas belum konsisten. Sebagai contoh, Pemerintah Pusat dalam penetapan alokasi DBH Migas tahun 2017 menerbitkan Peraturan Presiden Nomor 97/2016 tentang Rincian Anggaran Pendapatan Dan Belanja Negara Tahun Anggaran 2017 pada tanggal 30 November 2016. Padahal  menteri teknis belum menetapkan daerah penghasil dan dasar penghitungan DBH Sumber Daya Alam sesuai amanat Pasal 27 Peraturan Pemerintah Nomor 55/2005 tentang Dana Perimbangan. Sementara menteri teknis pada tanggal 23 Desember 2016 baru menetapkan daerah penghasil dan dasar penghitungan DBH Sumber Daya Alam melalui Keputusan Menteri ESDM Nomor 8003K/80/MEM/2016 tentang Penetapan Daerah Penghasil dan Dasar Penghitungan Dana Bagi Hasil Sumber Daya Alam Minyak dan Gas Bumi Untuk Tahun 2017.

Begitu juga yang terjadi sekarang ini pada penetapan alokasi DBH Migas tahun 2023, dimana alokasi DBH Migas sudah ditetapkan lebih dahulu sebelum menteri teknis menetapkan daerah penghasil dan dasar penghitungan DBH Migas.  Namun, menurut informasi dalam implementasi Undang-Undang Nomor 1/2022 bahwa menteri teknis tidak lagi menerbitkan keputusan tentang penetapan daerah penghasil dan dasar penghitungan DBH SDA Migas (pragnosa lifting migas) tahun 2023. Akan tetapi diatur dalam keputusan Direktur Jenderal Perimbangan Keuangan yang berisi kegiatan hulu dan hilir (pengolahan) migas. Saat ini sedang berproses menunggu data hilir migas dari Pertamina. Hal seperti ini harus dijelaskan kepada daerah penghasil secara konkrit dan komperhensif, supaya daerah penghasil memahami dinamika yang terjadi pada penetapan alokasi DBH Migas. Karena sudah bertentangan dengan ketentuan yang berlaku. Wajar jika daerah penghasil merasa curiga dan tidak puas dan ”bertanya dengan melampiaskan dalam bahasa protes”.

Disamping itu, penyaluran DBH Migas yang tidak tepat waktu (ketidakpastian), sebagai contoh dimana kurang salur DBH Migas tahun 2015 mengalami keterlambatan penyaluran selama 25 bulan, karena baru disalurkan pada tanggal 24 Pebruari 2017. Hal ini bertentangan dengan Pasal 29 ayat (2) Peraturan Pemerintah Nomor 55/2005 yang menyatakan bahwa “Penyaluran dana bagi hasil  sumber daya alam dilaksanakan secara  triwulanan”. Bahkan penyaluran  DBH Migas triwulan IV ke Daerah diatas tanggal 20 Desember, sehingga tidak dapat digunakan dalam tahun berjalan yang menyebabkan terjadinya sisa lebih anggaran  (SILPA).

Kemudian, pembebanan PBB Migas sebagai komponen pengurang lebih besar (antara penetapan DJP dengan PNBP-DJA) akan mengurangi DBH Migas bagian daerah. Sementara pembagian dan penyaluran DBH Pajak-PBB Migas oleh DJPK-Kementerian Keuangan belum sesuai dengan ketentuan Undang-Undang.

Ketiga, Akuntabilitas, dalam setiap rapat DJP, DJA dan DJPK-Kementerian Keuangan selalu saja berargumen bahwa penghitungan DBH Migas sudah dilakukan pemeriksaan (audit) oleh Badan Pemeriksaan Keuangan (BPK). Namun, tidak pernah dibuktikan bahwa BPK melakukan pemeriksaan terhadap PBB Migas, reimbursement PPN, PPJ Non PLN, Pajak Air Tanah dan Air Permukaan sebagai komponen pengurang yang mempengaruhi besar kecilnya DBH Migas yang diterima daerah atau BPK hanya melakukan pemeriksaan penyaluran DBH Migas saja.

Keempat, Partisipasi, sesuai amanat  Pasal 28 Ayat 1 dan 2 Peraturan Pemerintah  Nomor 55/2005 menegaskan bahwa “(1) Penghitungan realisasi Dana Bagi Hasil Sumber Daya Alam dilakukan secara triwulanan melalui mekanisme rekonsiliasi data antara pemerintah pusat dan daerah penghasil kecuali untuk Dana Bagi Hasil Hasil SDA Perikanan. (2) Dalam realisasi Dana Bagi Hasil Sumber Daya Alam berasal dari penerimaan pertambangan minyak bumi dan/atau gas bumi perhitungannya didasarkan atas realisasi lifting minyak bumi dan/atau gas bumi dari Departemen Teknis”.  

Kenyataannya DBH Migas tahun 2013, 2014, 2015 dan 2016 tidak pernah dilakukan mekanisme rekonsiliasi data antara pemerintah pusat dan daerah penghasil atau penghitungan DBH Migas oleh DJPK-Kementerian Keuangan bersama daerah penghasil. Daerah penghasil hanya bisa diam membisu, menerima saja hasil DBH Migas. Baru diadakan kembali rapat realisasi penghitungan DBH Migas oleh DJPK-Kementerian Keuangan bersama daerah penghasil pada tahun 2017 setelah Sekretaris Daerah Provinsi Riau Bapak Ahmad Hijazi bersama seluruh Sekretaris Kabupaten/Kota berkunjung ke Kementerian Keuangan meminta untuk diadakan rapat rekonsiliasi DBH Migas dan berlanjut rapat tahunan hingga sekarang ini. Sebaiknya, mekanisme rekonsiliasi data antara pemerintah pusat dan daerah penghasil dilakukan setiap triwulanan sesuai ketentuan yang berlaku.

Sebelum dilaksanakan mekanisme rekonsiliasi data antara pemerintah pusat dan daerah penghasil (rapat rekonsiliasi) hendaknya DJP, DJA dan DJPK-Kementerian Keuangan terlebih dahulu menyampaikan data kepada daerah penghasil antara lain data porsi bagian pemerintah, nilai tukar rupiah, DMO, reimbursement PPN, PBB Migas, PPJ Non PLN, Pajak Tanah dan Air Pemukaan serta fee kegiatan hulu. Sedangkan SKK Migas melalui Ditjen Migas-KESDM setiap triwulannya sudah menyampaikan data realisasi lifting dan gross revenue minyak dan gas bumi serta ICP. Semoga bisa dilengkapi dengan data over/under lifting dan cost recovery/biaya operasi.

Ketentuan dan Formula DBH Migas
Dengan berlakunya Undang-Undang Nomor 1/2022 sebagai pengganti Undang-Undang Nomor 33/2004 tentang Perimbangan Keuangan Pemerintah Pusat dan Pemerintahan Daerah, maka ketentuan dan formula penghitungan alokasi dan realisasi DBH Migas diatur dengan ketentuan sebagai berikut :

Pasal 1 Ayat 70 Undang-Undang Nomor 1/2022 menyebutkan, bahwa  Dana Bagi Hasil (DBH) adalah bagian dari Transfer ke Daerah (TKD) yang dialokasikan berdasarkan persentase atas pendapatan tertentu dalam APBN dan kinerja tertentu, yang dibagikan kepada Daerah penghasil dengan tujuan untuk mengurangi ketimpangan fiskal antara Pemerintah dan Daerah, serta kepada Daerah lain non penghasil dalam rangka menanggulangi eksternalitas negatif dan/atau meningkatkan pemerataan dalam satu wilayah.

Pasal 117 Undang-Undang Nomor 1/2022 menyatakan 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%.

Kemudian dalam penghitungan alokasi dan realisasi DBH Migas tahun 2023 menggunakan formula yang diatur dalam Pasal 10 Ayat 5, 6 dan 7 Undang-Undang Nomor 28/2022 Tentang Anggaran Pendapatan Dan Belanja Negara Tahun Anggaran 2023, yang menyatakan bahwa “(5) Alokasi DBH ditetapkan berdasarkan realisasi penerimaan negara sampai dengan akhir Tahun Anggaran 2022 dan sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan dengan memperhatikan kemampuan keuangan negara. (6) Alokasi DBH sebagaimana dimaksud pada ayat (5) terdiri atas alokasi formula dan alokasi kinerja. (7) Dalam rangka menjalankan fungsi pengelolaan APBN dan untuk menjaga keseimbangan fiskal antar daerah, Pemerintah dapat menetapkan bobot untuk alokasi formula dan alokasi kinerja sebagaimana dimaksud pada ayat (6).

Bobot alokasi formula dilaksanakan dengan ketentuan:
100% (seratus persen) alokasi untuk daerah penghasil, dalam hal suatu daerah ditetapkan sebagai daerah penghasil;
100% (seratus persen) alokasi daerah pengolah, dalam hal suatu daerah ditetapkan sebagai daerah pengolah;
60% (enam puluh persen) alokasi daerah yang berbatasan langsung dengan daerah penghasil, dalam hal suatu daerah ditetapkan sebagai daerah yang berbatasan langsung dengan daerah penghasil;

100% (seratus persen) alokasi daerah penghasil dan 60% (enam puluh persen) alokasi daerah pengolah, dalam hal suatu daerah ditetapkan sebagai daerah penghasil dan daerah pengolah;

100% (seratus persen) alokasi daerah penghasil dan 60% (enam puluh persen) alokasi daerah yang berbatasan langsung dengan daerah penghasil, dalam hal suatu daerah ditetapkan sebagai daerah penghasil dan daerah yang berbatasan langsung dengan daerah penghasil;

100% (seratus persen) alokasi daerah pengolah dan 60% (enam puluh persen) alokasi daerah yang berbatasan langsung dengan daerah penghasil, dalam hal suatu daerah ditetapkan sebagai daerah pengolah dan daerah yang berbatasan langsung dengan daerah penghasil; dan (KOTA DUMAI).

100% (seratus persen) alokasi daerah penghasil, 60% (enam puluh persen) alokasi daerah pengolah, dan 60% (enam puluh persen) alokasi daerah yang berbatasan langsung dengan daerah penghasil, dalam hal suatu daerah ditetapkan sebagai daerah penghasil, daerah pengolah, dan daerah yang berbatasan langsung dengan daerah penghasil.

Alokasi formula yang tidak terbagi ke daerah penghasil, daerah pengolah, dan/atau daerah yang berbatasan langsung dengan daerah penghasil setelah dilakukan perhitungan dialokasikan kepada seluruh provinsi secara proporsional terhadap total alokasi daerah penghasil di provinsi yang bersangkutan, dan selanjutnya dibagikan secara merata kepada seluruh kabupaten/kota di provinsi yang bersangkutan. Bobot alokasi kinerja ditetapkan untuk daerah provinsi dan daerah kabupaten/kota serta dapat mempertimbangkan antara lain pembagian kewenangan dan pemerataan kemampuan keuangan daerah.

Secara teknis penghitungan realisasi DBH Migas diatur dalam Pasal 23 Peraturan Menteri Keuangan (PMK) Nomor 139/PMK.07/2019 jo. PMK Nomor 233/PMK.07/ 2020 tentang Pengelolaan Dana Bagi Hasil, Dana Alokasi Umum, dan Dana Otsus menegaskan, bahwa “Dalam rangka penyediaan data realisasi PNBP SDA yang dibagihasilkan : (a). Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral menyampaikan data lifting dan gross revenue minyak bumi dan gas bumi, PNBP SDA Mineral dan Batubara, dan PNBP SDA Pengusahaan Panas Bumi. Selanjutnya pada Pasal 33, menyatakan, bahwa :

Direktorat Jenderal Perimbangan Keuangan melakukan penghitungan alokasi DBH SDA berdasarkan realisasi PNBP SDA menurut Daerah provinsi dan kabupaten/kota berdasarkan data realisasi:

lifting dan gross revenue minyak bumi dan gas bumi setiap provinsi dan kabupaten/kota penghasil, dan
PNBP SDA, sebagaimana dimaksud dalam Pasal 23.

Dalam hal data realisasi PNBP SDA sebagaimana dimaksud pada ayat (1) untuk Minyak Bumi dan Gas Bumi setiap KKKS mencakup 2 (dua) Daerah atau lebih, penghitungan realisasi PNBP SDA Minyak Bumi dan Gas Bumi dilakukan dengan ketentuan:

PNBP SDA Minyak Bumi setiap Daerah penghasil dihitung berdasarkan rasio gross revenue minyak bumi setiap Daerah penghasil menurut jenis minyak bumi dikalikan dengan PNBP SDA Minyak Bumi setiap KKKS menurut jenis minyak; dan
PNBP SDA Gas Bumi setiap daerah penghasil dihitung berdasarkan rasio gross revenue gas bumi setiap daerah penghasil dikalikan dengan PNBP SDA Gas Bumi setiap KKKS.

Penghitungan alokasi DBH SDA berdasarkan realisasi PNBP SDA sebagaimana dimaksud pada ayat ( 1), dilakukan setelah dilaksanakan konfirmasi data realisasi penerimaan dengan kementerian sebagaimana dimaksud dalam Pasal 23.

Simulasi DBH Migas Riau
Dalam melakukan simulasi (SIM) penghitungan alokasi dan realisasi DBH Migas berdasarkan pada penerimaan negara bukan pajak sumber daya alam (PNBP). Salah satu komponen utama PNBP bersumber pada pendapatan SDA Migas. Pendapatan SDA 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 cost recovery/biaya operasi pengelolaan migas yang ditagih oleh KKKS kepada Pemerintah melalui SKK Migas, serta kewajiban kontraktual migas pemerintah (komponen pengurang).

Pendapatan SDA Migas merupakan nilai lifting minyak bumi dan gas bumi yang menjadi hak pemerintah, yang secara akrual akan menambah nilai kekayaan bersih pemerintah. Pendapatan SDA Migas pada saat ditetapkannya hak negara dari hasil penjualan dan/atau bagi hasil SDA Migas sesuai Kontrak Kerja Sama oleh SKK Migas dalam laporan pengiriman minyak bumi dan gas bumi dan/atau surat tagihan. Pendapatan SDA Migas akan dikoreksi pada saat adanya pengakuan kewajiban jangka pendek yang berasal dari PBB Migas yang dialokasikan sebagai pengurang PNBP SDA Migas, karena merupakan kewajiban Pemerintah sektor hulu migas. Di dalam Pendapatan SDA Migas juga termasuk nilai over/underlifting.

Pada Buku II Nota Keuangan Rancangan Anggaran Pendapatan Dan Belanja Negara (RAPBN) Tahun Anggaran 2023, dijelaskan perkembangan pendapatan SDA migas selama 2018-2022 dan proyeksi tahun 2023 dapat dilihat pada gambar dibawah ini.

Perkembangan pendapatan SDA migas selama periode 2018–2021 mengalami pertumbuhan sejalan dengan volatilitas harga minyak mentah di pasar internasional yang sangat berpengaruh pada pendapatan SDA Migas. Pertumbuhan tertinggi terjadi pada tahun 2018 dengan pertumbuhan sebesar 74,5 persen, sedangkan pertumbuhan terendah terjadi pada tahun 2020 yang terkontraksi sebesar 43,0 persen yang disebabkan oleh ICP yang turun hingga US$40,4 per barel dampak pandemi Covid-19.

Realisasi pendapatan SDA migas pada tahun 2022 diperkirakan sebesar Rp129.185,9 miliar atau tumbuh sebesar 33,7 persen dibandingkan realisasi tahun 2021. Sedangkan, pendapatan SDA migas dalam RAPBN tahun anggaran 2023 ditargetkan sebesar Rp126.985,1 miliar, terdiri atas pendapatan minyak bumi sebesar Rp95.243,3 miliar dan pendapatan gas bumi sebesar Rp 31.741,8 miliar. Target pendapatan SDA migas tersebut terkontraksi 1,7 persen dari outlook tahun 2022. Hal ini terutama dipengaruhi oleh lebih rendahnya ICP yaitu sebesar USD 90,0 per barel pada RAPBN tahun anggaran 2023, lebih rendah dibandingkan tahun 2022 yang diperkirakan mencapai sekitar USD 95,0–USD 105,0 per barel.

Pada penjelasan Undang-Undang Nomor 28/2022 Tentang Anggaran Pendapatan Dan Belanja Negara Tahun Anggaran 2023, menyebutkan dengan mempertimbangkan dinamika terkini ekonomi nasional, arah pembangunan ekonomi, serta potensi risiko dan tantangan di tahun 2023, ditentukan asumsi dasar ekonomi makro yang digunakan sebagai landasan, yaitu  Pertumbuhan Ekonomi tahun 2023 diperkirakan sebesar 5,3% (lima koma tiga persen). Rata-rata Nilai Tukar Rupiah ditargetkan bergerak di Rp14.750 (empat belas ribu tujuh ratus lima puluh rupiah) per dollar Amerika Serikat. Selanjutnya, sejalan dengan harga komoditas yang diperkirakan termoderasi di tahun 2023, harga minyak mentah Indonesia atau Indonesian Crude Oil (ICP) diperkirakan akan mencapai $90 (sembilan puluh dollar) Amerika Serikat per barel. Di sisi lain, lifting minyak dan gas bumi diperkirakan masing-masing mencapai 660 (enam ratus enam puluh) ribu barel per hari dan 1.050 (seribu lima puluh) ribu barel setara minyak per hari.  

Sehubungan uraian diatas, beberapa hal penting yang menjadi perhatian dalam melakukan simulasi penghitungan alokasi dan realisasi DBH Migas sebagai berikut :

Produksi Migas Yang Terjual (Lifting)
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) rata-rata  6%-10% per tahun. 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.

Lifting minyak dan gas bumi merupakan volume produksi minyak dan gas bumi dari lapangan migas nasional yang siap untuk dijual. Sejalan dengan asumsi ICP, lifting migas menjadi tolok ukur dalam perhitungan beberapa komponen dalam APBN, antara lain PNBP SDA Migas, penerimaan perpajakan di sektor migas, serta transfer ke daerah (TKD) dalam bentuk Dana Bagi Hasil (DBH) untuk daerah penghasil migas.

Sebagai gambaran, 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, disebutkan pragnosa lifting minyak mentah nasional sebesar 222,74 juta barel. Sedangkan, Riau berkonstribusi sebesar 29,53% yaitu 75,78 juta barel terdiri atas lifting minyak Kabupaten Bengaklis 42,11% dari total lifting minyak Riau,  berturut-turut diikuti Kabupaten Rokan Hilir 21,03%, Kabupaten Siak 15,83%, Kabupaten Kampar 15,56%, Kabupaten Kepuluan Meranti 3,29%, Kabupaten Indragiri Hulu 0,87%, Kabupaten Rokan Hulu 0,76% dan Kabupaten Pelalawan 0,56%. Dengan harapan Blok Rokan dapat menyumbangkan 65,75 juta barel atau 86.76%, Blok Malacca Straits 2,74 juta barel dan blok migas lainya 7,29 juta barel dari total pragnosa lifting minyak Riau tahun 2022.

Perkembangan lifting minyak mentah Indonesia selama 2018-2022 dan proyeksi tahun 2023 cenderung mengalami penurunan, seperti ditunjukan pada gambar dibawah ini. Capaian produksi minyak nasional hingga triwulan III/2022 menurut SKK SKK Migas berada di 613.100 barel per hari (bph) atau 87,2% dari target APBN tahun 2022 sebesar 703.000 bph dan capaian minyak terangkut (lifting) sebesar 610.100 bph atau 86,8% dari target 703.000 bph. Sedangkan, capaian lifting minyak mentah Riau sebesar 65,03% atau 49.284,55 ribu barel, dengan capaian lifting tertinggi di Kabupaten Rokan Hulu 71,68% atau 410,54 ribu barel dan capaian terendah di Kabupaten Kepulauan Meranti 47,39% atau 1.179,90 ribu barel.
 
Rendahnya capaian lifting minyak bumi tahun 2022, disebabkan laju penurunan produksi alamiah yang lebih cepat hampir di seluruh wilayah kerja KKKS, termasuk di wilayah kerja migas di Riau. Kondisi ini juga diperberat dengan terjadinya gangguan teknis di antaranya kenaikan kadar air (water cut) di lapangan migas utama, serta kejadian unplanned shut-down di beberapa wilayah kerja migas.

Selanjutnya, perkembangan lifting minyak mentah Riau tahun 2018-2022 dan proyeksi 2023 ditunjukkan pada gambar dibawah ini. Melihat berbagai tantangan dan kendala dilapangan, capaian optimis lifting minyak mentah Riau sampai akhir Desember 2022 sekitar 90.09% dari pragnosa lifting minyak mentah Riau  tahun 2022, yaitu 68.274,70 ribu barel,  sama dengan pragnosa lifting minyak Riau tahun 2021. Sehingga dalam melakukan simulasi penghitungan alokasi DBH Migas tahun 2023 menggunakan data pragnosa lifting migas tahun 2021. Sebab pada Peraturan Presiden Nomor 130/2022 tentang Rincian Anggaran Pendapatan Dan Belanja Negara Tahun Anggaran 2023 tanggal 30 November 2022, belum ada menetapkan daerah penghasil dan dasar penghitungan DBH Sumber Daya Alam sesuai amanat Pasal 27 Peraturan Pemerintah Nomor 55/2005 tentang Dana Perimbangan.
 

Harga Minyak Mentah Indonesia (ICP)
Salah satu variabel yang digunakan untuk menentukan asumsi ekonomi makro dalam rangka penyusunan APBN adalah harga minyak mentah Indonesia (Indonesian Crude Price/ICP). Harga ICP merupakan basis harga minyak mentah weighted average price (WAP) atau rata-rata yang digunakan dalam APBN dan pasar internasional. Penetapan asumsi ICP terhadap sisi penerimaan negara mempengaruhi asumsi PNBP khususnya penerimaan dari minyak bumi, serta Pajak Penghasilan Minyak dan Gas (PPh Migas). Sedangkan, dari sisi belanja negara, penetapan asumsi ICP akan memengaruhi asumsi belanja subsidi energi dan dana bagi hasil (DBH) ke daerah.

Sejalan dengan pergerakan harga minyak mentah dunia, pergerakan ICP tahun 2018- 2020 cenderung menurun dari 67.70 USD per barel ke level 40.39 USD per barel. Pada Januari 2021, ICP berada pada level 53,17 dolar AS per barel, masih lebih rendah dibandingkan ICP Januari 2020 yang tercatat pada level 65,38 dolar AS per barel. Namun, sejak awal tahun 2021 ICP terus meningkat hingga triwulan III/2022. Perkembangan ICP selama 2018-2022 dan asumsi  APBN 2023 dapat dilihat pada gambar dibawah ini, dimana asumsi makro APBN tahun 2023 ditetapkan rata-rata ICP sebesar 90,00 USD/barel atau naik 142,87% dari asumsi makro APBN tahun 2022. Sedangkan, berdasarkan kertas kerja lifting migas triwulan III/2022 dari Ditjen Migas menunjukan realisasi rata-rata ICP Minyak Mentah Riau mencapai 105.61 USD/barel atau naik 167,63% dari asumsi APBN Tahun 2022. Peningkatan tersebut akan berdampak pada meningkatnya pendapatan SDA Migas, walaupun di sisi lifting migas mengalami penurunan.
 

Nilai Tukar (Kurs)
Kurs bersifat netral dalam penerimaan migas, tidak dipengaruhi aktivitas dan kebijakan dalam kegiatan operasi migas. Seluruh hasil penjualan migas (transaksi migas) dilakukan dalam bentuk valuta asing (USD). Menurut Peraturan Pemerintah Nomor 71/2010 tentang Standar Akuntansi Pemerintahan Lampiran I PSAP Nomor 02 tentang Laporan Realisasi Anggaran Paragraf 63, transaksi dalam mata uang asing dibukukan dalam mata uang rupiah dengan menjabarkan jumlah mata uang asing tersebut menurut Kurs Tengah Bank Sentral pada tanggal transaksi.

Berdasarkan kondisi perekonomian global dan domestik terkini, Bank Indonesia menyampaikan perkembangan indikator stabilitas nilai Rupiah atas indikator nilai tukar.  Sehubungan dengan penguatan Jakarta Interbank Spot Dollar Rate (JISDOR) oleh Bank Indonesia mulai 5 April 2021 Bank Indonesia menerbitkan kurs yang digunakan bagi pemerintah (Kurs Tengah Khusus Pemerintah) pada pukul 08.00 WIB hari H+0, yang selanjutnya digunakan sebagai referensi kurs transaksi pada hari berkenaan. Lalu pada sore harinya pukul 16.15 WIB, Bank Indonesia kembali merilis kurs yaitu Kurs Penutup yang menjadi referensi Kurs Penutup pada hari tersebut. Berdasarkan konsepsi proses bisnis pada Bank Indonesia, Kurs Penutup yang diterbitkan pada pukul 16.15 WIB merupakan Kurs Tengah Khusus yang dipublikasikan keesokan harinya (H+1) pukul 08.00 WIB.

Mengacu pada kurs referensi (JISDOR) hari kerja sebelumnya (H-1) titik tengah kurs transaksi BI sampai dengan tanggal 18 Desember 2022 rata-rata nilai tukar rupiah berada di angka (Rp/USD) 14,843.78 atau mengalami depresiasi sebesar 3,43% dibandingkan asumsi makro APBN tahun 2022. Hingga akhir tahun 2022 diperkirakan rata-rata nilai tukar rupiah akan berada pada rentang (Rp/USD) 14.500–Rp14.900,00. Sedangkan pada asumsi makro APBN tahun 2023 ditetapkan nilai tukar (Rp/USD) 14.800,00. Perkembangan nilai tukar selama tahun 2018-2022 pada gambar dibawah ini.

Cost Recovery/Biaya Operasi
Cost recovery (biaya operasi) adalah sistem dimana KKKS 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. 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 berpengaruh negatif terhadap penerimaan migas. Besar kecilnya cost recovery yang dimintakan KKKS kepada pemerintah akan berpengaruh terhadap besar kecilnya bagian yang akan dibagi hasilkan kepada pemerintah dan KKKS. Dalam laporan tahunan SKKMigas dijelaskan, pengendalian biaya operasi terus menerus dilakukan untuk mencapai tingkat yang paling efektif dan efisien. Sehingga memberikan kontribusi yang optimal pada pencapaian produksi/lifting dan penerimaan negara dari sektor hulu migas. Pada tahun 2018, biaya operasi yang diminta KKKS kepada SKK Migas mencapai  USD 12,1 miliar, tahun 2019 mengalami penghematan sebesar 9,97% atau USD 10,9 miliar (dikurangi dengan pajak-pajak tidak langsung, toll fee dan sewa Barang Milik Negara), terus berlanjut pada tahun 2021 menjadi 7,79 USD miliar. Sementara itu pada triwulan III/2022 ini capaian cost recovery berada di angka USD 4,93 miliar atau baru 57,00% dari target yang ditetapkan di angka USD 8,65 miliar. Sedangkan cost recovery tahun 2023 sebesar USD 8,25 miliar yang telah disetujui oleh Badan Anggaran DPR untuk dimasukan dalam APBN.

Perkembangan biaya operasi (cost recovery) selama 2018-2023 dapat dilihat pada gambar dibawah ini. Berbagai penghematan yang dilakukan pada biaya operasi bertujuan untuk mempertahankan keberlangsungan operasi hulu migas dalam menghadapi tantangan harga minyak dunia yang masih rendah. Langkah penghematan tersebut antara lain melalui strategi pengadaan bersama, optimalisasi pemanfaatan aset bersama yang utamanya diberlakukan terhadap para Kontraktor KKS yang memiliki wilayah operasi berdekatan, melakukan negosiasi harga dengan penyedia barang/jasa, serta mengevaluasi kembali proyek-proyek yang keekonomiannya terpengaruh akan harga minyak bumi
 
Komponen Pengurang dan pungutan lainnya
Dalam melakukan simulasi penghitungan alokasi dan realisasi DBH Migas tahun 2018-2023 menggunakan data Laporan Hasil Pemeriksaan BPK Atas Laporan Keuangan Pemerintah Pusat (LKPP) seperti ditunjukan pada gambar di bawah ini, karena pada kertas kerja perhitungan realisasi DBH Migas tahun 2018, 2019, 2020 dan 2021 data komponen pengurang seperti reimbursement PPN, PBB Migas, PPJ Non PLN, Pajak Tanah dan Air Pemukaan serta fee kegiatan hulu tidak dicantumkan lagi. Begitu juga, dalam kertas kerja rapat lifting migas TW II-IV/2020 sampai dengan TW.III/2022 data proporsinal penerimaan lifting migas bagian pemerintah sudah tidak ditampilkan lagi. Sehingga akan semakin sulit bagi daerah penghasil melakukan simulasi perhitungan alokasi dan realisasi DBH Migas sebagai pembanding dan koreksi.
 
Selama ini dalam melakukan simulasi penghitungan alokasi dan realisasi DBH Migas menggunakan data kertas kerja rekon lifting dan DBH Migas, Laporan Tahunan Kinerja Kementerian Teknis Terkait, Laporan Hasil Pemeriksaan BPK Atas Laporan Keuangan Pemerintah Pusat (LKPP), Laporan Extractive Industries Transparency Initiative (EITI) Indonesia dan dokumen lainya yang terkait dengan Migas.

Berkenaan dengan uraian diatas, simulasi penghitungan alokasi dan realisasi DBH Migas tahun 2018-2023 menggunakan 2 (dua) mekanisme, yaitu pertama Kontrak Bagi Hasil (KBH) skema cost recovery seperti pada Blok Malacca Starits yang berakhir tanggal 6 Agustus 2020, Blok Rokan berakhir tanggal 8 Agustus 2021, Blok CPP berakhir tanggal 9 Agustus 2022, Blok Bentu berakhir tanggal 19 Mei 2021, Blok Siak, Blok Kampar, Blok Lirik II, Blok Langgak dan Blok Mahato. Kedua, KBH skema gross split seperti pada Blok Malacca Straits mulai berlaku 6 Agustus 2020, Blok Rokan berlaku tanggal 9 Agustus 2021 dan Blok CPP berlaku tanggal 9 Agustus 2022.

Untuk periode tahun 2018-2020 simulasi penghitungan realisasi DBH Migas menggunakan ketentuan pada Undang-Undang Nomor 33/2004 dan KBH skema cost recovery. Walaupun pada tanggal 6 Agustus 2020 KBH skema gross split sudah berlaku di Blok Malacca Straits. Sebagai contoh skema hasil simulasi penghitungan realisasi DBH Migas Riau tahun 2019 dapat dilihat pada gambar dibawah ini. Dapat dijelaskan, bahwa masih terjadi perbedaan (selisih) angka dari hasil simulasi penghitungan realisasi DBH Migas tahun 2019 untuk bagian Kabupaten Kepulauan Meranti sekitar (-1,20%) atau lebih kecil Rp 1,92 Miliar  dan bagian Kabupaten Siak sekitar (2,29%) atau lebih besar Rp 9,29 Miliar dibandingkan dengan angka DJPK-Kementerian Keuangan. Hal ini bisa terjadi, karena dalam simulasi pengitungan realisasi DBH Migas tahun 2019 menggunakan data komponen pengurang dan pungutan lainnya dari Laporan Hasil Pemeriksaan BPK Atas Laporan Keuangan Pemerintah Pusat (LKPP) yang diproposionalkan. Sementara DJPK-Kemenkeu belum memberikan data bagian pemerintah (PNBP Gross), DMO, over/underlifting, nilai tukar rupiah, reimbursement PPN, PBB Migas, PPJ Non PLN, Pajak Tanah dan Air Pemukaan serta fee kegiatan hulu atau Fee Penjualan Minyak Mentah. Kemudian DJPK-Kemenkeu belum menampilkan angka DBH Migas bagian Provinsi Riau (3%) dan bagian kabupaten/kota lainnya (6%), dengan alasan Provinsi Riau bukan daerah penghasil migas (Penjelasan ini bertentangan dengan amanat Pasal 19 dan Pasal 20 UU 33/2004 Jo Pasal 21 dan 23 PP 55/2005).
 
Selanjutnya, untuk simulasi penghitungan realiasi DBH Migas tahun 2021 masih menggunakan ketentuan Undang-Undang Nomor 33/2004 dan KBH skema cost recovery pada saat Blok Rokan masih di kelola oleh PT. Chevron Pasific Indonesia. Kemudian, dilanjutkan dengan simulasi penghitungan realisasi DBH Migas menggunakan KBH skema gross split setelah alih kelola Blok Rokan kepada  PT. Pertamina Hulu Rokan dan Blok Malacca Straits hingga sekarang., serta tambahkan dengan hasil simulasi realisasi penghitungan DBH Migas Blok Mahato. Dimana hasil simulasi penghitungan DBH Migas tahun 2021 menunjukan angka DBH Migas relatif cukup besar untuk bagian Provinsi Riau, Kabupaten Penghasil dan kabupaten bukan penghasil lainnya.

Pada simulasi penghitungan alokasi DBH Migas tahun 2022 masih tetap menggunakan ketentuan Undang-Undang Nomor 33/2004 dan KBH skema gross split untuk Blok Rokan dan Blok Malacca Straits. Sedangkan, dalam simulasi penghitungan alokasi DBH Migas tahun 2023 sudah menggunakan ketentuan Undang-Undang Nomor 1/2022 dan KBH skema gross split seluruhnya pada Blok Rokan, Blok Malacca Straits dan Blok CPP.

Seperti dijelaskan pada uraian diatas dalam simulasi penghitungan alokasi DBH Migas tahun 2023 berdasarkan pada pragnosa lifting tahun 2021, karena sesuai realitas kondisi saat ini. Dengan ketentuan terdapat distribusi alokasi untuk daerah penghasil, daerah berbatasan, daerah pengolah serta daerah lainnya dalam 1 wilayah provinsi, dari sebelumnya hanya untuk daerah penghasil dan pemerataan saja.  Hal ini ditujukan untuk memberikan kompensasi kepada daerah atas eksternalitas negative yang didapatkan dalam rangka pemanfaatan suatu sumber daya alam baik di sektor pertambangan sampai dengan pengolahan. Formula pengalokasian DBH Migas tahun 2023 mengacu kepada ketentuan Undang-Undang Nomor 28/2022. Secara rinci pada gambar dibawah ini dapat dilhat hasil simulasi penghitungan alokasi dan realisasi DBH Migas tahun 2018-2023.

Penutup
“Alhaqqu mir Rabbika falaa takuunana minal mumtariin, bahwa Kebenaran itu dari Tuhanmu, maka janganlah sekali-kali engkau termasuk orang-orang yang ragu (QS:147)”. Simulasi penghitungan alokasi dan realisasi DBH Migas tahun 2018-2023, bukan semata-mata untuk mencari kebenaran atau pembenaran. Hanya ingin membuktikan bahwa daerah pengasil migas Provinsi Riau bisa melakukan “Simulasi Penghitungan alokasi dan realisasi DBH Migas” seperti pembahasan diatas. Apalagi jika Pemerintah Pusat (misalnya Staf Khusus Kementerian Keuangan Bapak Yustinus Prastowo) dengan tulus hati mau memberikan data kepada daerah penghasil Provinsi Riau, antara lain data produksi migas yang terjual (lifting), harga minyak mentah Indonesia (ICP), Gross Revenue, nilai tukar rupiah, cost recovery/biaya operasi, lifting bagian pemerintah dan bagian kontaktor, DMO, over/under lfting, serta komponen pengurang.

Sesungguhnya simulasi penghitungan alokasi dan realisasi DBH Migas sudah pernah dilakukan sejak tahun 2004 era Gubernur Riau Bapak M Rusli Zainal, Sekretaris Daerah Bapak Mambang Mit dan Kepala Dinas ESDM Provinsi Riau Bapak M. Yafiz, ketika bertemu dengan Menteri Keuangan Ibu Sri Mulyani dan Direktur Jenderal Anggaran dan Perimbangan Keuangan Bapak Mardiasmo membahas isu DBH Migas dan tahun 2018 Sekretaris Daerah Provinsi Riau Bapak Ahmad Hijazi bertemu dengan Direktur Jenderal Perimbangan Keuangan terkait isu tunda salur DBH. Bahkan dimasa Kepala Dinas ESDM Provinsi Riau Bapak Syahrial Abdi dan Bapak Indra Agus Lukman simulasi penghitungan alokasi dan realisasi DBH Migas merupakan tugas penting dan prioritas.

Masih dalam batas kewajaran jika Bupati Kepulauan Meranti Bapak Muhammad Adil pada saat Rapat Koordinasi Nasional Pengelolaan Pendapatan Dan Belanja Daerah tanggal 8 Desember 2022 bertanya dengan bahasa Sumatera yang terbuka dan vulgar, dan dengan kenegarawan Gubernur Riau Bapak Syamsuar menggunakan bahasa melayu yang santun penuh kesabaran. Sangat menarik Bapak Zulkarnain Kadir mengatakan "Kita melihat dari substansinya lah......”(Cakaplah. Com, 14/12/2022.). Namun ada bahasa diluar sana seperti ini “Kalkulator merk NKRI memang lelet dalam operasi hitungan pembagian, tapi akan lebih cepat dalam hitungan pengurangan”. Wallahu A'lam Bishawab.(rls)

Rudy H. Saleh
Kepala Seksi Pengelolaan dan Pemanfaatan Sumber Daya Energi,
Cabang Dinas ESDM Wilayah III Siak
Dinas Energi dan Sumber Daya Mineral Provinsi Riau