Aspek Penerimaan Pajak dari Production PSC Migas

[caption id="attachment_280832" align="aligncenter" width="600" caption="Sumber Gambar www.berdikarionline.com"][/caption]

Pendapatan Dalam Migas

Sumber-sumber penghasilan yang diterima atau diperoleh perusahaan dibidang migas adalah sebagai berikut:

1. Minyak dan atau gas dari pengembalian biaya produksi
2. Minyak dan atau gas yang menjadi bagian kontraktor
3. Minyak tambahan, jika ada yang diberikan kepada kontraktor dalam rangka pemberian investment credit allowance atau karena sebab lain;
4. Minyak dan atau gas bagian Pertamina yang terjual atau dijualkan oleh kontraktor dikurangi dengan realisasi yang dibayarkan kepada Pertamina (under/over lifting entitlement).

Biaya-biaya dan Penyusutan

Biaya-biaya untuk mendapatkan, menagih dan memelihara penghasilan yang digunakan sebagai pengurang penghasilan bruto (cost recovery) terdiri dari capital cost dan non capital cost (expenditures). Biaya yang dikelompokkan dalam capital cost terdiri dari biaya yang dibebankan secara proposional pada tahun berjalan sebagai akibat penggunaan barang modal sesuai manfaatnya.

Biaya-biaya yang dikelompokkan dalam capital cost antara lain:

1. Bangunan fasilitas pendukung operasi perminyakan seperti bengkel, pergudangan, instalasi listrik dan air, serta jaringan jalan di lokasi (field road)
2. Bangunan pemukiman dan fasilitas dukungannya seperti perumahan, pusat rekreasi kebugaran dan pemeliharaan kesehatan dilapangan
3. Fasilitas produksi antara lain meliputi anjungan lepas pantai dan fasilitas dukungan untuk pendiriannya, jaringan perpipaan baik untuk produksi maupun distribusi, pemompaan deliveri maupun penyimpanan, dermaga, pabrik pengelolaan dan peralatannya, secondary recovery system.
4. Movables antara lain alat-alat pengeboran darat maupun laut, kapal-kapai, pesawat terbang, pontoon, tongkang, office equipment.

Biaya-biaya yang tercakup dalam non capital cost meliputi antara lain:

1. Tenaga, bahan maupun jasa dalam rangka kegiatan sehari-hari operasi sumur, secondary operation, storage, handling dan transportasi, operasi lapangan termasuk perbaikan dan perawatan.
2. Biaya administrasi umum, temasuk technical services, sewa peralatan dan jasa, public relation dan pembebanan Iainnya dari Iuar negeri
3. Biaya pengeluaran produksi pengeboran dari proven resevoir (cadangan terbukti), termasuk pengeboran sumur uji (delieneation well), redrilling dan pendalaman sumur produksi, dan penyiapan infrastruktumya (access road) ke sumur bersangkutan
4. Pengeboran eksplorasi dari unproven resevoir (cadangan belum terbukti) berupa tenaga, bahan, maupun jasa terkait serta access road ke lokasi tersebut
5. Biaya-biaya survey, pemetaan, topografi, geologi dan geofisik, seismic maupun pengeboran pengujian kandungan resevoir
6. Biaya eksplorasi lainnya seperti dukungan infrastruktur temporer dalam rangka survey, maupun pembelian informasi geological and geophysical.

Berdasarkan Keputusan Menteri Keuangan Nomor 457/KMK.012/1984 Tanggal 21 Mei 1984 mengatur tentang penentuan jenis-jenis harta dalam masing-masing golongan harta untuk keperluan penyusutan bagi kontraktor yang meIakukan kontrak production sharing dalam eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi dengan perusahaan pertambangan minyak dan gas bumi negara (PERTAMINA) yang ditanda tangani setelah Undang-Undang Nomor 7 Tahun 1983 dalam Pasal 3 disebutkan bahwa depresiasi dihitung mulai pada tahun dimana suatu asset dinyatakan sebagai PIS (place into service) dengan menggunakan declining method yang dibagi dalam tiga tarif penyusutan yaitu golongan 1 sebesar 50%, golongan 2 sebesar 25% dan golongan 3.sebesar 10%. Persyaratan khusus yang diperlukan untuk menghitung penyusutan yang dikaitkan dengan produksi migas kontraktor adalah:

1. Kontraktor yang: mempunyai cadangan terbukti (proven reserves) untuk minyak atau untuk gas selama 7 (tujuh) tahun atau kurang
2. Kontraktor yang mempunyai cadangan terbukti untuk gas di atas 7 (tujuh) tahun.

Prosentase Pembagian Pendapatan Antara Kontraktor dan Pemerintah

Uraian

Ord. PPs 1925

UU No. 7/ 1983

UU. No. 10/ 1994

UU No. 17/ 2000

Corporate Tax

45%

35%

30%

30%

Deviden Tax (PBDR) ; (PBDR x (100%-Corporate Tax)

11%

13%

14 %

14 %

Total Tax

56 %

48 %

44%

44%

Net Contractor (after Tax)

44%

52%

56%

56%

B. Calculation of Indonesian and Contraktor Portion

Contractor Portion

15%

15%

15%

15%

Taxable Income Contractor (100/net contractor after tax Contractor portion

34,09 %

28,85 %

26,78%

26,78%

Government Entitlement/PNBP

65,91 %

71,15 %

73,22

73,22 %

Contractor Tax

19,09 %

13,85 %

11, 78 %

11, 78 %

Indonesia Tax (Including Tax)

85 %

85 %

85 %

85 %

Sumber : Data diolah dari berbagai sumber

Tabeldiatas adalah perbandingan prosentase pendapatan yang didapat oleh kontraktor bagi hasil minyak bumi dan pemerintah dengan menggunakan Tarif perpajakan yang berlaku bila PSCnya adalah standar.

Contohnya adalah sebagai berikut :

Data PSC Oil

Produksi

200.000 barrel

Harga

20US$/barrel

Current Year Operating Cost

1,150,000 US$

Depresiasi

50,000 US$

Tarif :

FTP (First Trance Petroleum)

20 %

PPh Badan

30 %

Branch Profit Tax

20 %

Split :

Pemerintah

73.22 %

Kontraktor

26.78 %

No

Deskripsi

US$

Keterangan

1

Penghasilan Kotor

4,000,000.00

Produksi X harga

2

FTP

800,000.00

20 % X Ph.Kotor

3

Penghasilan Kotor (FTP)

3,200,000.00

4

Cost Recovery

1,200,000,00

CYOC + Depr

5

Equity to be Split

2,000,000.00

No 3 – No 4

Contractor Share

6

Contractor FTP Share

214,240

26,78 % X No.2

7

Contractor Equity Share

535,600

26,78 % X No.5

8

Taxable Share

749,840

No.6 + No 7

9

Corporate Tax

224,952.00

30 % X No.8

10

Branch Profit Tax

104,977.6

20 % x (No.8 – No.9)

11

Total Tax

329,929.6

No.9 + No. 10

12

Total Net Contractor Share

419,910.4

No 8 – No 11

Indonesian Share

13

Indonesia FTP Share

585,760

73,22 % X No.2

14

Indonesia Equity Share

1,464,400.00

73,22 % X No.5

15

Government Tax

329,929.6

No.11

16

Total PNBP

2,050,160.00

No.13 + 14

17

Total Indonesia Share

2,380,089.6

No.13 + 14 + 15

Ilustrasi diatas menggunakan asumsi bahwa antara pemerintah dengan kontraktor bagi hasil menggunakan pola bagi hasil yang standar yaitu 85 % untuk pemerintah dan 15 % untuk kontraktor, sehingga didapat angka prosentase 73,22 % jatah pemerintah merupakan PNBP sedangkan 11,79 % penerimaan pemerintah masuk ke sektor penerimaan perpajakan.

Pola bagi hasil ini akan tertuang dalam Production Sharing Contract, mengenai berapa angka bagi hasil yang disepakati antara pemerintah Indonesia dengan kontraktor bagi hasil tersebut, sebab setiap kontraktor adalah unik perjanjiannya.

Sedangkan untuk kontraktor Gas Bumi bila menggunakan PSC Standar prosentasenya adalah 70 % merupakan bagian pemerintah sedangkan pihak konraktor bagi hasil memiliki hak sebesar 30 % dari hasil pengolahan mereka selama satu periode waktu tertentu / per bulan.

Dalam sektor migas, prosentase bagi hasil ini mungkin tidak sama antara setiap kontraktor karena setiap kontraktor memiliki daerah eksplorasi yang berbeda sehingga resiko bisnisnya pun akan berbeda antara yang satu dengan yang lain.

Setiap bulan kontraktor bagi hasil ini harus melaporkan aktifitas serta kondisi keuangan mereka dan menyetorkan jumlah yang merupakan hak pemerintah Indonesia ke rekening khusus minyak bumi maupun gas bumi yang ada di bank Indonesia paling lambat tanggal 15 bulan berikutnya.

Dalam sektor migas ini, pencatatan penerimaan Negara bukan pajak dilakukan oleh Departemen Keuangan dalam hal ini Direktorat Jendral Anggaransebagaimana tertulis dalam tugas dan fungsi Direktorat Penerimaan Negara Bukan Pajak.

Merdeka !!!