Ringkasan ; Media Briefing Penyimpangan Penerimaan Migas, ICW; Kamis, 19 Juni 2008

(1)

1

Ringkasan ;

Media Briefing ”Penyimpangan Penerimaan Migas”, ICW; Kamis, 19 Juni 2008

Latar Belakang :

1. Defisit Neraca APBN tiap tahun serta kenaikan harga BBM. Disisi lain

indonesia masih menghasilan minyak (politik dan kebijakan migas indonesia) 2. Hasil Audit BPK terhadap LapKeu BP Migas 2006, dengan opini

advers/tidak wajar (tidak sesuai standar akuntansi keuangan),

3. Hasil Audit (dalam proses) BPK terhadap LapKeu BP Migas 2007, dengan kemungkinan opini disclaimer.

4. Dorongan dan Permintaan dari berbagai pihak agar pengelolaan dan penerimaan minyak lebih transparan, dan perlunya dilakukan audit investigatif oleh BPK terhadap penerimaan migas.

Temuan :

1. Hasil Audit BPK terhadap Laporan Keuangan Pemerintah Pusat (LKPP) TA 2005–2007, dimana ditemukan Penerimaan Migas yang tidak dicatat dan dibelanjakan tanpa melalui APBN senilai Rp.120,329 triliun.

2. Hasil Audit BPK terhadap Kontrak Kotraktor Kerja Sama Minyak (Audit Semester I-2006, Semester I-2007 dan Semester II-2007), dengan temuan senilai Rp.39,999 triliun yang tidak perlu dibayarkan sebagai ”cost recovery” minyak. Dengan kata lain mengurangi (kerugian) pendapatan negara dari minyak sebesar Rp.34 triliun.

5. Hasil Penelitian dan Perhitungan ICW berdasarkan tatacara baku dan data resmi perminyakan, ditemukan selama tahun periode tahun 2000-2007

Indonesia kehilangan pendapatan (disimpangkan) sebesar Rp.194,097 triliun.

Kesimpulan :

• Berdasarkan hasil pemeriksaan BPK terhadap laporan keuangan pemerintah serta praktek bisnis pengolahan minyak (Kontrak Kontraktor Kerjasama Minyak).

• Dan hasil Penelitian serta Perhitungan ICW terhadap Penerimaan minyak bumi tahun 2000 - 2007, maka didapati indikasi penyimpangan dalam

penerimaan minyak indonesia sebesar Rp.228,096 triliun.

(2)

2

Lampiran ;

Penerimaan Minyak Bumi dan Gas Indonesia (2000-2007) – miliar rupiah

TAHUN 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Penerimaan Migas 85.312,50 104.142,64 77.480,07 80.464,40 108.205,64 137.165,75 207.472,25 176.955,86 Penerimaan Minyak Bumi

58.542,90 67.543,83 54.269,81 49.266,65 71.100,84 82.732,76 143.758,92 115.609,34 Penerimaan Gas 26.769,60 36.598,81 23.210,26 31.197,75 37.104,80 54.432,99 63.713,33 61.346,52 % Minyak 68,62% 64,86% 70,04% 61,23% 65,71% 60,32% 69,29% 65,33% % Gas 31,38% 35,14% 29,96% 38,77% 34,29% 39,68% 30,71% 34,67%

Hasil Audit BPK Terhadap KKKS - Penyimpangan Cost Recovery Minyak Nilai Temuan

No Jenis Temuan

Rupiah Valas (US$)

1 Biaya Audit 1.790.740

2 Biaya Interest 2.611.968.000.000 185.863.801 3 Biaya Community Develop 22.340.459.729 16.790.287

4 Biaya Depresiasi 724.115.732

5 Biaya Ekspatriat 9.704.250.379 32.265.337 6 Biaya Konsultan Hukum 2.318.310.811 _318.089

7 Biaya Operasional 17.940.861

8 Biaya Overhead 23.477.870.000 134.767.821 9 Biaya Lainnya 7.454.804.372.107 447.297.573 10 Biaya Pengadaan Barang 1.210.000.000 1.757.057.642 11 Bantuan Tsunami NAD 1.063.403

Sub TOTAL 10.125.823.263.026 3.319.271.287 Total (dalam rupiah) 39.999.264.842.426

Hasil Audit BPK terhadap Laporan Keuangan Pemerintah Pusat yang Terkait Penerimaan Migas

No LKPP Temuan miliar rupiah

1 2007

Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP) dan Pajak Penghasilan (PPh) Minyak dan Gas Bumi (Migas) tidak dilaporkan secara transparan dan atas realisasi penerimaan dari Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) sebesar USD11,680,514,651 atau senilai Rp106.931,83 miliar tidak disetor langsung sesuai mekanisme

APBN 106.931,81

2 2007 Saldo Aset Lain-Lain yang dikelola oleh BP Migas dalam LKPP _{Tahun 2007 tidak dapat diyakini kewajarannya}

3 2007

Pencatatan Penerimaan Perpajakan Migas (PPh Migas dan PBB Migas) tidak terintegrasi dalam aplikasi Modul Penerimaan Negara (MPN) dan tidak dapat diyakini kewajarannya

4 2006

Dari hasil pemeriksaan atas transaksi Rekening Pemerintah Lainnya (RPL), yaitu rekening nomor 600.000411 (Rekening Migas), selama tahun 2006 menunjukkan adanya pengeluaran di

luar mekanisme APBN sebesar Rp9.400.524 juta 9.400,54

5 2005

Terdapat pengeluaran sebesar Rp3.997.615,32 juta yang tidak melalui mekanisme APBN tetapi dibayarkan langsung dari Rekening 600.000411 -

(Rek Hasil Minyak Perjanjian Karya Production Sharing). _3.997,62

(3)

Penyimpangan

Penerimaan

Negara

dari

Minyak

,

Realisasi

vs

Seharusnya

Jakarta, 19

Juni

2008

ICW

www.antikorupsi.org

(4)

Latar

Belakang

:

1.

1. Defisit APBN tiap tahunnya serta kenaikan harga BBM.

Defisit APBN tiap tahunnya serta kenaikan harga BBM.

Disisi lain indonesia masih penghasil minyak mentah

(produksi (bruto) > konsumsi)

2.

2. Hasil

Hasil

Audit BPK

terhadap

Kontrak

Kontraktor

Kerjasama

Minyak

Æ

cost recovery yang

tidak

wajar

3.

3. Hasil Audit BPK terhadap LapKeu BP Migas 2006,

Hasil Audit BPK terhadap LapKeu BP Migas 2006,

dengan opini advers/tidak wajar (tidak sesuai standar

akuntansi keuangan),

4.

4. Hasil Audit (dalam proses) BPK terhadap LapKeu BP

Hasil Audit (dalam proses) BPK terhadap LapKeu BP

Migas 2007, dengan kemungkinan opini disclaimer.

5.

5. Dorongan masyarakat dan keharusan agar

Dorongan masyarakat dan keharusan agar

pengelolaan dan penerimaan minyak lebih transparan

dan akuntabel

Æ

audit investigatif terhadap

penerimaan migas.

(5)

Neraca

Minyak

Indonesia (2000-

Indonesia (2000

-

Mar 2008)

Produksi, Konsumsi, Ekspor, Impor Minyak Bumi per Tahun (Barrel)

Tahun Produksi Konsumsi Ekspor Impor

2008 84.822.501 76.714.500 29.623.200 23.224.200 2007 347.493.172 321.302.814 127.134.792 110.448.506 2006 359.289.337 349.845.435 114.147.764 113.545.934 2005 385.497.959 357.493.997 156.766.006 120.159.325 2004 400.486.234 375.494.636 180.234.938 148.489.589 2003 415.814.157 373.190.759 211.195.795 129.761.738 2002 455.738.915 358.806.832 216.901.729 121.269.176 2001 489.849.297 375.668.315 239.947.960 118.361.897 2000 517.415.696 383.955.955 225.840.000 79.206.903

Gambaran

(6)

Sumber; Menteri ESDM, Seminar INDONESIAN PETROLEUM ASSOCIATION, 27 Mei 2008

Gambaran

(7)

TAHUN 2000 2001 2002 2003 Penerimaan Migas (miliar

rupiah) 85.312,50 104.142,64 77.480,07 80.464,40

Penerimaan Minyak Bumi 58.542,90 67.543,83 54.269,81 49.266,65

Penerimaan Gas 26.769,60 36.598,81 23.210,26 31.197,75

% Minyak 68,62% 64,86% 70,04% 61,23%

% Gas 31,38% 35,14% 29,96% 38,77%

Penerimaan

(8)

Penerimaan

Migas

Indonesia (2000

–

2007) -

2007)

-

lanjutan

TAHUN 2004 2005 2006 2007

Penerimaan Migas (miliar

rupiah) 108.205,64 137.165,75 207.472,25 176.955,86

Penerimaan Minyak Bumi 71.100,84 82.732,76 143.758,92 115.609,34

Penerimaan Gas 37.104,80 54.432,99 63.713,33 61.346,52

% Minyak 65,71% 60,32% 69,29% 65,33%

(9)

Usaha

Hulu

Minyak

Mentah

:

Perkembangan

PSC :

•

GenerasiGenerasi pertamapertama (1965 (1965 –– 1978) 1978)

-- cost recovery cost recovery dibatasidibatasi sebesarsebesar 40% 40%

-- bagianbagian kontraktorkontraktor adalahadalah 35% 35% bersihbersih

-- DMO DMO tanpatanpa grace period grace period

•

GenerasiGenerasi keduakedua (1978 (1978 –– 1988) 1988)

-- tidaktidak adaada pembatasanpembatasan cost recoverycost recovery

-- bagianbagian kontraktorkontraktor adalahadalah 15% 15% bersihbersih

-- investment credit 20% investment credit 20%

-- DMO DMO dgndgn hargaharga pasarpasar untukuntuk 5 5 tahuntahun

•

GenerasiGenerasi ketigaketiga (1988 (1988 –– sekarangsekarang))

-- mulaimulai diberlakukandiberlakukan First First TrancheTranche Petroleum Petroleum (FTP)

(FTP)

*

* diperkenalkandiperkenalkan padapada kontrakkontrak ygyg ditandatanganiditandatangani 19881988 *

* besarnyabesarnya 20% 20% daridari produksiproduksi (gross)(gross) *

* untukuntuk menjaminmenjamin PemerintahPemerintah menerimamenerima bagianbagian hasilhasil produksiproduksi * FTP

* FTP nantinyanantinya akanakan di di bagibagi jugajuga antaraantara PemerintahPemerintah dandan KontraktorKontraktor

-- DMO DMO bervariasibervariasi antaraantara hargaharga eksporekspor

(

(10)

Government Share 73,2143% Contractor Share 26,7857%

- Current Year Opex

- Unrecovered Cost ( Past Year Cost ) - Depreciation Of Capital Investment

Contractor Taxable Income

Indonesia Contractor

Share Share

44%

Domestic Market Obligation ( DMO ) 25 % X 26,7857% X R DMO Fee 25 % X 26,7857% X R Old Oil X 15% Contractor Share 26,7857 % 26,7857% X ( R - FTP - IC - CR ) 25% X 26.7857% X R New Oil Government Tax Equity To Be Split ( R - FTP - IC - CR Government Share 73,2143% 73,2143 % X ( R-FTP-IC-CR) 20% X R Cost Recovery ( CR ) Investment Credit ( IC ) 15.78% Of Caoital Investment

POLA BAGI HASIL PSC

Production ( Revenue) R = R old Oil + R New Oil

(11)

Bagi

hasil

Lifting

antara

Pemerintah

dan

Kontraktor

sebesar

85 : 15

diperoleh

sbb

Gross income (

Gross income (hasilhasil produksiproduksi) ……… GI) ……… GI Cost recovery ……….

Cost recovery ………. <CR><CR>

To be shared ………. TBS

Total taxes to be paid by Contractor:

PPs

PPs (corporate tax= (corporate tax= PPhPPh) = 30% ) = 30% PBDR = 20% x (100%

PBDR = 20% x (100% -- 30%) = 30%) = 14% 14% 44% x TBS 44% x TBS

Net share after tax ………

Net share after tax ……… 56% x TBS 56% x TBS

This amount should be equal to the take home contractor share of

This amount should be equal to the take home contractor share of 15%

15%

Contractor portion

Contractor portion = 100 / 56 x 15% = = 100 / 56 x 15% = 26,78 26,78 % % Lesss

Lesss : Tax to be paid = 44% x 26,78% = : Tax to be paid = 44% x 26,78% = 11,78% 11,78% Take home contractor share …………

Take home contractor share ………… = 15 % = 15 %

Government portion

Government portion = 100 % = 100 % -- 26,78% = 26,78% = 73,22% 73,22%

Add : tax to be received from Contractor =

Add : tax to be received from Contractor = 11,78% 11,78%

Total government share ……. …… = 8

(12)

Perkembangan

Pajak

dalam

PSC

Tarif pajak

pre-1984 1984 1991 1994 2001

Corporate tax 45% 35% 35% 30% 30%

Deviden tax (20%) 11% 13% 13% 14% 14%

Total Income Tax 56% 48% 48% 44% 44%

Production sharing

Production sharing pre-1984 1984 1991 1994 2001

Government share 65,91% 71,15% 71,28% 73,22% 73,22%

(13)

No. 3 – No. 4 2,000,000.00 Equity to be Split 5 CYOC + depresiasi 1,200,000.00 Cost Recovery 4 3,200,000.00 Penghasilan Kotor – FTP 3 20 % x Ph. Kotor 800,000.00 FTP 2 Produksi x harga 4,000,000.00 Penghasilan Kotor 1 Keterangan US $ Diskripsi Contractor Share

6 Contractor FTP Share 214,240.00 26,78% x No. 2

7 Contractor Equity Share 535,600.00 26,78% x No. 5 8 Taxable Share 749,840.00 No. 6 + No. 7 9 Corporate Tax 224,952.00 30% x No. 8

10 Branch Profit Tax 104,977.60 20% x (No.8–No.9) 11 Total Tax 329,929.60 No.9 + No.10

12 Total Net Contractor Share (15%) 419,910.40 No. 8 – No. 11

Indonesia Share

13 Government FTP Share 585,760.00 73,22% x No. 2

14 Government Equity Share 1,464,400.00 73,22% x No. 5 15 Government Tax Entitlement 329,929.60 No. 11

16 Total Indonesia Share (85%) 2,380,089.60 No. 13 + 14 + 15

Contoh

(14)

Penawaran

(15)

Realisasi

Penerimaan

Minyak

(APBN)

vs

Penerimaan

Yang

Seharusnya

TAHUN 2000 2001 2002 2003

Produksi (Barrels) 517.415.696 489.849.297 455.738.915 415.814.157 Gross Revenue 15.212.021.462 12.020.901.748 10.723.536.670 11.954.657.014 Cost Recovery Oil 1.919.000.000 2.214.500.000 2.277.450.000 2.698.540.000 Netto Revenue 13.293.021.462 9.806.401.748 8.446.086.670 9.256.117.014

Pembagian Minyak

Bag Kontraktor (15%) US$ 1.993.953.219 1.470.960.262 1.266.913.000 1.388.417.552 Bag Pemerintah (85%) US$ 11.299.068.243 8.335.441.486 7.179.173.669 7.867.699.462 Penerimaan RI (Rupiah) 98.155.005.827.289 85.038.174.041.427 66.558.119.089.541 67.142.947.206.041

Penerimaan Minyak

(PNBP+Tax) - Miliar 58.542,90 67.543,83 54.269,81 49.266,65

(16)

Realisasi

Penerimaan

Minyak

(APBN)

vs

Penerimaan

Yang

Seharusnya

TAHUN 2004 2005 2006 2007

Produksi (barrels) 400.486.234 385.497.959 359.289.337 347.493.172

Gross Revenue 14.886.073.318 19.984.214.195 22.944.217.061 25.126.072.957

Cost Recovery Oil 2.902.000.000 4.190.000.000 4.423.290.000 4.802.000.000

Netto Revenue 11.984.073.318 15.794.214.195 18.520.927.061 20.324.072.957 Pembagian Minyak

Bag Kontraktor (15%) US$ 1.797.610.998 2.369.132.129 2.778.139.059 3.048.610.944

Bag Pemerintah (85%)

US$ 10.186.462.320 13.425.082.065 15.742.788.002 17.275.462.013

Penerimaan RI (Rupiah) 90.496.531.251.884 129.646.017.505.336 143.542.740.999.473 156.342.931.219.774

Penerimaan Minyak

(PNBP+Tax) - Miliar 71.100,84 82.732,58 143.758,92 115.609,34 Selisih (miliar Rupiah) (19.396,00) (46.914,00) 216,00 (40.733,59)

(17)

Hasil Audit BPK Terhadap KKKS,

Temuan Yang Tidak Perlu di Cost Recovery Nilai Temuan

No Jenis Temuan

Rupiah Valas (US$)

1 Biaya Audit 1.790.740

2 Biaya Interest 2.611.968.000.000 185.863.801

3 Biaya Community Develop 22.340.459.729 16.790.287

4 Biaya Depresiasi 724.115.732

5 Biaya Ekspatriat 9.704.250.379 32.265.337

6 Biaya Konsultan Hukum 2.318.310.811 318.089

7 Biaya Operasional 17.940.861

8 Biaya Overhead 23.477.870.000 134.767.821

9 Biaya Lainnya 7.454.804.372.107 447.297.573

10 Biaya Pengadaan Barang 1.210.000.000 1.757.057.642

11 Bantuan Tsunami NAD 1.063.403

Sub TOTAL 10.125.823.263.026 3.319.271.287

(18)

Hasil Audit BPK Terhadap KKKS Nilai Temuan

No Status Temuan

1 Telah Disetujui 1.415.339.579 13.507.640 122.984.099.579 2 Belum Disetujui 6.144.610.693.447 1.826.800.584 22.585.815.946.657 3 Indikasi Kerugian Negara 3.979.797.230.000 1.478.963.063 17.290.464.796.190 Total 10.125.823.263.026 3.319.271.287 39.999.264.842.426 Total (Rp)

(19)

Hasil Audit BPK Terhadap KKKS Nilai Temuan No Nama Kontraktor KKKS

1

(BOB) Pertamina Hulu - PT Bumi Siak

Pusako (BSP) 10.332.000.000 22.726.000 214.866.000.000 2

BP West Java – Offshore North West Java

(BPWJ) 115.251.060 1.037.259.540.000

3

Chevron Indonesia Company (CICo) untuk

PSC Blok East Kalimantan 9.028.430.800 12.581.681 122.263.559.080 4

Chevron Makassar Limited (CML) untuk PSC

Blok Makassar Strait. 503.385.635 4.530.470.716.260 5 ConocoPhillips Grissik 8.978.484.130.000 64.201.780 9.556.300.150.000 6 ConocoPhillips Natuna Block B 1.092.971.160.000 304.458.801 3.833.100.367.110

7

Exxon Mobil Oil Indonesia Incorporated (EMOII) untuk B Block, NSO Block dan

Pase Block 77.287.649 695.588.836.500

8 Premier Oil Natuna Sea (PONS) 17.550.510 157.954.590.000 9 PT Chevron Pacific Indonesia 1.629.889.318 14.669.003.859.480

10 PT MEDCO 12.471.283.945 165.856.188 1.505.176.973.155 11 PT Petrochina 37.972.500 40.349.119 363.180.047.550 12 Total E&P Indonesieuntuk Blok Mahakam 11.578.348.855 352.523.007 3.184.285.408.165

13

VICO INDONESIA INC BLOK SANGA-SANGA

TAHUN 2005 10.919.936.926 13.210.540 129.814.795.126

TOTAL 10.125.823.263.026 3.319.271.287 39.999.264.842.426 Total (Rp)

(20)

Hasil Audit BPK terhadap Laporan Keuangan Pemerintah Pusat yang Terkait Penerimaan Migas

No LKPP Temuan miliar rupiah

1 2007

Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP) dan Pajak Penghasilan (PPh) Minyak dan Gas Bumi (Migas) tidak dilaporkan secara transparan dan atas realisasi penerimaan dari Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) sebesar USD11,680,514,651 atau senilai Rp106.931,83 miliar tidak disetor langsung sesuai mekanisme

APBN 106.931,81

2 2007 Saldo Aset Lain-Lain yang dikelola oleh BP Migas dalam LKPP Tahun 2007 tidak dapat diyakini kewajarannya

3 2007

Pencatatan Penerimaan Perpajakan Migas (PPh Migas dan PBB Migas) tidak terintegrasi dalam aplikasi Modul Penerimaan Negara (MPN) dan tidak dapat diyakini kewajarannya

4 2006

Dari hasil pemeriksaan atas transaksi Rekening Pemerintah Lainnya (RPL), yaitu rekening nomor 600.000411 (Rekening Migas), selama tahun 2006 menunjukkan adanya pengeluaran di luar mekanisme

APBN sebesar Rp9.400.524 juta 9.400,54

5 2005

Terdapat pengeluaran sebesar Rp3.997.615,32 juta yang tidak

melalui mekanisme APBN tetapi dibayarkan langsung dari Rekening 600.000411

-(Rek Hasil Minyak Perjanjian Karya Production Sharing). 3.997,62

(21)