Archive for the ‘ Pertambangan ’ Category

Menggaet Investor Asing Dalam Industri Oil & Gas Dengan Skema BUT

Menggaet Investor Asing Dalam Industri Oil & Gas Dengan Skema BUT

Bentuk Usaha tetap ini dapat dikategorikan sebagai jenis usaha asing, karena pada umumnya  BUT memiliki kantor pusat yang berada diluar Indonesia.

Bentuk Usaha Tetap (BUT) (permanent establishment) adalah bentuk usaha yang dipergunakan oleh orang pribadi yang tidak bertempat tinggal di Indonesia atau berada di Indonesia tidak lebih dari 183 (seratus delapan puluh tiga) hari dalam jangka waktu 12 (dua belas) bulan, atau badan yang tidak didirikan dan tidak bertempat kedudukan di Indonesia, untuk menjalankan usaha atau melakukan kegiatan di Indonesia yang dapat berupa yaitu tempat kedudukan manajemen, cabang perusahaan, kantor perwakilan, gedung kantor, pabrik, bengkel, gudang, ruang untuk promosi dan penjualan, pertambangan dan penggalian sumber alam, wilayah kerja pertambangan minyak dan gas bumi, dan lainnya.investor-asing

Bentuk Usaha Tetap (BUT) sudah tidak asing dalam ruang lingkup Minyak dan Gas Bumi, dimana dalam Undang-undang No. 22 tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi (UU No. 22/2001) dikatakan bahwa Kegiatan Usaha Hulu dapat dikelola oleh Bentuk Usaha Tetap.

Adapun pengertian Bentuk Usaha Tetap diatur dalam Pasal 1 ayat 18 UU No. 22/2001, yang berbunyi:

“Bentuk Usaha Tetap adalah badan usaha yang didirikan dan berbadan hukum di luar wilayah Negara Kesatuan Republik Indonesia yang melakukan kegiatan di wilayah Negara Kesatuan Republik Indonesia dan wajib mematuhi peraturan perundang-undangan yang berlaku di Republik Indonesia.”

Bentuk Usaha tetap ini dapat dikategorikan sebagai jenis usaha asing, karena pada umumnya  BUT memiliki kantor pusat yang berada diluar Indonesia. Syarat-syarat bentuk usaha tetap:

•  Adanya tempat usaha;

•  Usaha yang dilakukan harus permanen;

•  Adanya sifat ketergantungan.

Apabila investor asing menjalankan bisnisnya di Indonesia melalui BUT berarti perusahaan ini tidak berbadan hukum Indonesia. Sehingga BUT bukan merupakan wajib pajak dalam negeri. Undang-undang No. 7 tahun 1983 sebagaimana diubah terakhir kali dengan Undang-Undang No. 36 tahun 2008 tentang Pajak Penghasilan (UU PPh) menempatkan BUT tetap sebagai Subjek Pajak tersendiri.

Berdasarkan ketentuan yang diatur dalam Undang-undang PPh, selain dikenai PPh atas penghasilan yang diterima atau diperolehnya dalam tahun pajak, bentuk usaha tetap juga berkewajiban memotong branch profit tax diatur dalam PPh Pasal 26 ayat (4) atas penghasilan kena pajak setelah dikurangi PPh dari suatu bentuk usaha tetap tersebut dan harus menyetorkannya ke kas negara sebelum Surat Pemberitahuan Tahunan Pajak Penghasilan disampaikan.

Adapun bagi bentuk usaha tetap yang digunakan untuk menjalankan usaha atau melakukan kegiatan oleh Subjek Pajak luar negeri yang merupakan penduduk dari negara yang terikat Persetujuan Penghindaran Pajak Berganda (P3B) dengan Indonesia, maka bagi bentuk usaha tetap tersebut berlaku ketentuan perpajakan yang diatur dalam P3B.Ketentuan perpajakan yang diatur dalam P3B lebih didahulukan daripada ketentuan dalam Undang-undang PPh.

Bimo Prasetio/Okky Oktaviany

Jika anda ingin berkonsultasi lebih jauh mengenai BUT, pendiriannya, pengurusan izin hingga penyusunan perjanjian kerjasamanya, silahkan hubungi: info[at]bplawyers[.]co[.]id

Penerapan Asas Cabotage dalam Industri Migas Nasional

Penerapan Asas Cabotage dalam Industri Migas Nasional

Asas cabotage merupakan sebuah prinsip yang lahir dari rahim kedaulatan internal sebuah Negara atas territorial laut dan udaranya. Dalam konteks penerapannya, mungkin kita lebih sering mendengar asas cabotage dalam industri pelayaran di seluruh dunia.

Lalu apa sebenarnya asas cabotage itu? Secara sederhana, ini adalah sebuah prinsip yang memberikan hak khusus (privilege) untuk kapal-kapal penunjang operasional niaga berbendera negara yang bersangkutan untuk melakukan angkutan ke wilayahnya (pelabuhan).

Penerapan Asas Cabotage dalam Industri Migas Nasional

Tidak hanya itu saja, kapal-kapalnya juga harus dimiliki dan dioperasikan oleh warga negara atau badan usaha yang dibentuk berdasarkan hukum Negara setempat. Bahkan, kepemilikan saham mayoritas (minimal 51 persen) juga harus berada di tangan perusahaan dari Negara tersebut.

Secara regulatif, asas cabotage ini telah diatur dalam Pasal 7 dan 8 Undang-Undang No.17 Tahun 2008 tentang Pelayaran (UU Pelayaran). Dengan kata lain, Penerapan asas ini berarti memberi hak perusahaan angkutan dari Negara Indonesia beroperasi komersial secara ekslusif.

Sasaranya apa? Tentu saja selain untuk melindungi kedaulatan dalam negeri sebuah Negara, asas ini juga dianggap sebagai stimulan yang efektif untuk mendorong pertumbuhan industri perkapalan nasional dan pemenuhan kuota TKDN (Tingkat Komponen Dalam Negeri/local content).

Kok bisa?

Pemenuhan Kuota Local Content

Yap, karena ini melibatkan unsur dan komponen dalam negeri untuk setiap kegiatan produksi dan operasional penunjang sebagaimana yang diamanatkan dalam Peraturan Menteri ESDM (Permen ESDM) No.15 Tahun 2013 tentang Penggunaan Produk Dalam Negeri Pada Kegiatan Usaha Hulu Migas. Dalam beleid  itu juga ditetapkan target TKDN sebesar 75 persen bagi jasa perkapalan dalam jangka tahun 2013 hingga 2016 mendatang.

Target Jangka Pendek pemerintah dalam penggunaan Produk Dalam Negeri terhadap Jasa Pemboran laut, terhadap  Produk Dalam Negeri target pencapaiannya mencapai 35% (tiga puluh lima persen) di tahun 2013 – 2016. Sedangkan Target Menegah Pemerintah di tahun 2017- 2020 pemakaian produk Dalam Negeri mencapai 45% (empat puluh lima persen). Untuk mencapai target TKDN, Direktur Jenderal menetapkan peta jalur (roadmap) pencapaian target TKDN pada Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi.

Selain itu juga, sejak undang-undang pelayaran berlaku, ada ketentuan dalam Pasal 341 UU Pelayaran yang memberikan batasan waktu bagi kapal asing untuk beroperasi sampai dengan tanggal 7 Mei 2011,  untuk komoditi atau pengangkutan penunjang kegiatan usaha hulu dan hilir, sebagaimana ditetapkan oleh Peraturan Menteri Perhubungan No.71 Tahun 2005 tentang Pengangkutan Barang/Muatan Antar Pelabuhan Laut di Dalam Negeri.

Tetapi kemudian pemerintah mengeluarkan PP No 22 Tahun 2011 tentang Angkutan Perairan Laut yang mengecualikan asas cabotage untuk industri migas. Tak lama sesudahnya, Menteri Perhubungan memberikan jangka waktu kepada industri migas untuk segera melengkapi kapalnya dengan bendera Indonesia sampai dengan tahun 2015 yang termaktub dalam Peraturan Menteri Perhubungan (Permenhub) No. 48 Tahun 2011 tentang Perhubungan Tata Cara Pemberian Izin Penggunaan Kapal Asing untuk Kegiatan Lain yang Tidak Termasuk Kegiatan Mengangkut Penumpang dan/atau Barang dalam Kegiatan Angkutan Laut dalam Negeri.

Permenhub No. 48/2011 memberikan toleransi untuk kapal-kapal jenis berikut:

  1. Survei minyak dan gas bumi (survei seismik, survei geofisika, dan survei geoteknik)
  2. Pengeboran (jack up rig; semi submersible rig; deep water drill ship;tender assist rig; dan swamp barge rig)
  3. Konstruksi lepas pantai (derrick/crane, pipe/ cable/ Subsea Umbilical Riser Flexible ((SURF) laying barge/ vessel; dan Diving Support Vessel (DSV)
  4. Penunjang operasi lepas pantai  (anchor handling tug supply vessel Iebih besar dari 5000 BHP denganDynamic Position (DP2/DP3), platform supply vessels dan Diving Support Vessel (DSV))
  5. Pengerukan (drag-head suction hopper dredger; trailing suction hopper dredger) Salvage dan pekerjaan bawah air (heavy floating crane, heavy crane barge dan survey salvage)

Bagaimana jika kontraktor migas tetap ingin menggunakan kapal asing untuk kegiatan eksplorasi dan eksploitasi? Tentunya masih bisa diperkenankan, ada tiga syarat yang harus dipenuhi, yaitu

  1. syarat administrasi dengan pengajuan permohonan izin
  2. syarat ketersediaan ruangan kapal Indonesia
  3. kesesuaian dengan enam golongan kapal penunjang yang diperbolehkan menurut Permenhub No. 48/2011.

Satu lagi, surat permohonan izin penggunaan kapal asing diajukan kepada Menteri Perhubungan dengan perantaraan Direktorat Jenderal Perhubungan Laut Kemenhub serta ditembuskan kepada Menteri Perhubungan dan Kepala SKK MIGAS. Yang jelas, ini juga hanya berlaku sementara. Oleh karena itu, baik kontrkator migas maupun industri galangan kapal harus segera bersinergi dan berkonsolidasi dalam masa transisi untuk mengakselerasi penggunaan kapal nasional untuk sektor migas secara paripurna.

Rimba Supriatna/ Bimo Prasetio  

Cost Recovery Sebagai Upah Investor Migas

Cost Recovery Sebagai Upah Investor Migas

Salah satu tabiat alami dari investasi pengusahaan hulu migas oleh pemerintah kita adalah  disparitas modal yang tidak seimbang dengan potensi sumber daya migas yang tersedia. Dana investasi yang dibutuhkan untuk melakukan serangkaian kegiatan usaha hulu migas tentu saja tidak sedikit, biaya-biaya operasional yang harus dikeluarkan mulai dari tahap eksplorasi hingga ekploitasi (produksi) lazimnya menelan biaya triliunan rupiah.

Bayangkan saja, untuk mendirikan satu infrastruktur fasilitas produksi (on shore) di daratan membutuhkan dana sedikitnya AS$5 miliar atau setara dengan Rp45 triliun. Belum lagi jika pembangunannya dilakukan diatas permukaaan laut (off shore) dengan kompleksitas medan yang khas, maka dana yang dibutuhkanpun otomatis membumbung berkali-kali lipat.

Cost Recovery Sebagai Upah Investor Migas

Kalaupun telah beberapa tahapan operasional eksplorasi dan produksi, para pelaku usaha sektor hulu migas juga masih akan dihantui oleh ketidakpastian hasil produksinya. Tidak jarang, suatu lapangan produksi yang telah menelan biaya puluhan bahkan ratusan triliun justru tidak menghasilkan apa-apa kecuali bebatuan geologis yang terendap dalam perut bumi. Sungguh sebuah kerugian yang tidak sebanding dengan usaha yang telah dilakukan.

Risiko ketidakberhasilan operasional produksi migas inilah yang seringkali menjadi momok menakutkan bagi semua pelaku kegiatan usaha hulu migas, termasuk pemerintah di dalamnya.  Kami sendiri tidak yakin pemerintah kita akan berani “mengorbankan” biaya yang begitu besar untuk kegiatan opearasioal hulu migas dengan menggunakan uang Negara. Jika tidak berhasil, maka rakyatlah yang pada akhirnya akan terkena imbasnya.

Dengan kata lain, tingginya risiko menjadikan pemerintah enggan berjudi di sektor hulu migas. Hal inilah yang kemudian melatarbelakangi mengapa pemerintah kita gencar “mengundang” investor-investor asing (multinational oil company/MOC) dalam rangka membantu pemerintah untuk memaksimalkan potensi produksi migas yang tersedia, tentunya dengan berharap pada tebalnya kantong, canggihnya teknologi dan keterampilan sumber daya manusia yang dibawa.

Sayangnya semua ini ada harganya, seperti telah disinggung dalam tulisan mengenai konsep PSC sebelumnya, dimana dalam mekanisme tersebut biaya-biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor kontrak kerjasama (dalam hal ini oleh MOC) mulai dari tahap awal sampai dengan tahap produksi akan diganti oleh pemerintah jika suatu wilayah kerja (WK) migas yang diusahakan telah berpropduksi. Ya, itulah yang disebut cost recovery.

Sistem ini memang masih asing di telinga masyarakat Indonesia pada umumnya. Dari pengalaman kami meliput sebagai jurnalis, bahkan ada anggota dewan yang kurang memahami mekanismenya. Sungguh ironis memang, mengingat krusialnya sistem ini bagi penerimaan Negara sektor migas.

Lalu, apa itu sebenarnya cost recovery? Sejauh yang kami pahami, ini merupakan sistem yang muncul sebagai konsekuensi logis dari model kontrak PSC. Secara harfiah, cost recovery sendiri diartikan sebagai pengembalian atau penggantian biaya yang telah dikeluarkan MOC dalam melaksanakan kegiatan operasi usaha hulu migas di Indonesia. Jelasnya, biaya operasi yang timbul dalam pelaksanaan kontrak PSC ini diganti atau ditanggung oleh pemerintah di akhir tahun produksi.

Dalam konteks ini, MOC menalangi (red membayar) dulu nilai pengeluaran untuk biaya operasi tersebut. Pemerintahlah yang pada akhirnya akan membayar biaya operasional yang telah dikeluarkan MOC dari bagi hasil produksi migas yang telah  berdasar pada kontrak PSC. Yang menggembirakan, selain menyediakan dana, teknologi, peralatan dan keahlian yang diperlukan bagi usaha produksi migas tersebut, MOC juga akan menanggung semua risiko yang timbul darinya.

Secara normatif, cost recovery telah diatur dalam Peraturan Pemerintah (PP) Nomor 79 Tahun 2010 tentang Biaya Operasi yang Dapat Dikembalikan dan Pemberlakuan Pajak Penghasilan di Bidang Usaha Hulu Migas dengan mengacu pada Undang-Undang Perpajakan (UU 41/2008). Biaya yang dapat dimasukkan sebagai cost recovery (mestinya) adalah biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor yang terkait langsung dengan operasi eksplorasi dan produksi migas di Indonesia sebagaimana yang tertuang dalam Pasal 12 PP 79/2010.

Dalam  hal ini, ada dua komponen utama dari cost recovery migas kita, yaitu:

  1. Biaya operasi tahun berjalan. Biaya ini merupakan biaya non-capital (intangible) yang meliputi biaya operasi dan administrasi perusahaan untuk eksplorasi dan pengembangan lapangan migas. Termasuk di dalamnya adalah biaya tenaga kerja (domestik dan ekspatriat, konsultan), biaya administrasi perkantoran, biaya pelatihan dan kesehatan tenaga kerja.
  2. Biaya depresiasi dari capital/tangible assets tahun berjalan. Biaya barang-barang modal, peralatan dan fasilitas eksplorasi produksi yang digunakan tercakup disini. Dan ketiga, sisa cost recovery tahun-tahun sebelumnya (carry over/unrecovered costs).

Singkatnya, besaran dana pembebanan cost recovery akan sangat dipengaruhi oleh dinamika kegiatan operasional produksi migas yang dikerjakan oleh MOC. Biaya produksi dari MOC yang membengkak jelas akan mengurangi bagi hasil produksi migas, sehingga memangkas porsi yang akan dibagi oleh pemerintah dengan MOC.

Kadang yang menjadi sengketa ketika timbul biaya produksi yang terlalu tinggi. Dalam hal biaya produksi yang terlalu tinggi itu, diduga perusahaan sudah mengambil keuntungan terlebih dahulu yang “disembunyikan” dalam bentuk biaya. Praktik seperti ini menyimpan potensi untuk merugikan Negara/pemerintah walaupun porsi pembagian bagi hasil (PSC) kepada negara cukup besar. Namun, hal ini tentunya harus dibuktikan terlebih dahulu, tidak bisa sekedar claim sepihak saja.

Demikian sedikit penjabaran kami mengenai sistem cost recovery yang berlaku di Negara kita, semoga dapat memberikan manfaat.

Salam,

 

Rimba Supriatna, S.H.

MENGUPAS KONSEP PSC DALAM PENGUSAHAAN HULU MIGAS INDONESIA

MENGUPAS KONSEP PSC DALAM PENGUSAHAAN HULU MIGAS INDONESIA

Selain membuka peluang bisnis yang menggiurkan, dapat juga memberikan dampak negatif jika tidak kelola dengan baik dan cermat.

Dinamika pengusahaan migas juga tidak bisa lepas variabel padatnya modal, tingginya resiko dan canggihnya teknologi yang digunakan, terutama untuk sektor hulu migas. Kuncinya, sudah barang tentu ada pada pengusahaan sektor hulu migas oleh para pihak yang berkepentingan, terutama Negara/pemerintah sebagai aktor utamanya.

Lalu seperti apa sistem penyelenggaraan pengusahaan hulu migas yang saat ini dijalankan oleh Negara/pemerintah? Ada baiknya kita sedikit mengupas mengenai model atau konsep pengusahaan migas yang berlaku dan dijalankan oleh Negara/pemerintah kita terhadap sumber daya alam strategis ini.

MENGUPAS KONSEP PSC DALAM PENGUSAHAAN HULU MIGAS INDONESIA erations

Secara umum, sistem pengusahaan migas lebih dikenal dengan istilah petroleum fiscal system. Berdasarkan prinsip dasarnya, sistem pengusahaan migas tersebut hanya ada 2 (dua), yaitu sistem konsesi, (tax and royalty system) dan sistem kontrak. Sementara sistem kontrak terdiri atas Production Sharing Contract  (PSC)/kontrak bagi hasil dan Service Contract.

Sistem pengusahaan migas yang diterapkan di suatu Negara, biasanya terkait dengan posisi tawar dari Negara/pemerintah dan keinginan Negara/pemerintah untuk terlibat dalam manajemen usaha atau tidak. Oleh karenanya, perbedaaan antara sistem konsesi (tax and royalty system) dan sistem kontrak, pada dasarnya terletak pada aspek pengusaan sumber daya dan keterlibatan Negara/pemerintah dalam hal menajemen.

Sistem pengusahaan migas dengan model kontrak, khusunya Production Sharing Contract (PSC) diantaranya:

  1. Ada campur tangan Negara/BUMN dalam hal manajemen (pengendalian biaya)
  2. Besarnya penerimaan Negara akan tergantung pada besarnya biaya operasi yang kewenangan pengendaliannya ada pada Negara/BUMN.
  3. Biaya operasi bukan merupakan uang Negara.

Pada Kontrak Production Sharing (KPS), manajemen berada di tangan pemerintah. Otomatis setiap kali KKKS mau mengembangkan lapangan maka dia harus menyerahkan POD (Plan of Development) atau perencanaan pengembangan, WP&B (Work Program and Budget) atau program kerja dan pendanaan serta AFE (Authorization for Expenditure) atau otorisasi pengeluaran supaya pengeluaran bisa dikontrol. Sistem audit di sini adalah pre, current, dan post audit.

Sistem yang digunakan di Indonesia saat ini jelas menganut model ini, secara konseptual hal ini memang dianggap oleh para pengambil kebijakan sebagai sistem yang paling sesuai dengan amanat Undang-Undang Dasar 1945 (UUD 1945). Mengapa? Tentu kita juga harus mempertimbangkan kemampuan keuangan Negara dan karakteristik sektor hulu migas Indonesia yang memang sesuai dengan sistem ini.

Menurut hemat saya, wajar saja jika pemerintah memilih sistem ini. Pasalnya, sistem kontrak bagi hasil memang membebankan semua biaya awal pengusahaan hulu migas kepada KKKS/perusahaan migas. Biaya-biaya itu sendiri dikeluarkan oleh KKKS mulai dari tahap awal sampai dengan tahap produksi akan diganti oleh pemerintah jika suatu wilayah kerja (WK) migas yang diusahakan telah berpropduksi, hal ini lazim disebut cost recovery.

Dengan menggunakan sistem PSC, kontrak yang digunakan adalah kontrak perdata dengan mekanisme kontrak business to business (B to B). mengapa demikian? Hal itu karena pemerintah dalam hal ini membutuhkan suatu entitas bisnis yang menjadi representasi atau kepanjangan tangan Negara/pemerintah dalam melakukan kontrak bisnis dengan KKKS.

Lalu bagaimana dengan mekanisme pembagian hasil produksinya? Ya, selayaknya pemerintah “harus” menjadi pihak yang diuntungkan dalam hal ini. Sejauh yang saya analisis, besaran prosentase bagi hasil antara pemerintah dengan KKKS sebesar 85:15 untuk produksi minyak dan 70:30 untuk produksi gas.

Namun perlu dicatat, pemerintah sendiri tidak secara serta merta mendapatkan 85% dari hasil yang diperoleh secara penuh. Hasil perolehan minyak itu harus dikurangi dulu dengan biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor migas sebelum dibagi ke pemerintah dan kontraktor sesuai prosentase yang diatur dalam kontrak. Artinya, perhitungan secara detail akan diatur dalam perjanjian masing-masing pihak sehingga berlaku mekanisme yang lebih spesifik itu.

Prosentase tersebut adalah prosentase net (bersih) dimana hasil penerimaan minyak dikurangi biaya-biaya produksi minyak. Biaya ini dimulai dari biaya dalam tahap eksplorasi (mencari cadangan migas) sampai dengan biaya dalam tahap produksi (seperti cost recovery yang saya singgung diatas).

Semoga sekurang-kurangnya dapat memberikan secercah pemahaman mengenai konsep kontrak bagi hasil dalam pengusahaan hulu migas di Indonesia.

Rimba Supriatna/Bimo Prasetio

Ingin berkonsultasi mengenai aspek hukum bisnis, silahkan menghubungi ke: info@smartcolaw.com