Pengelolaan Sumber Daya Alam Migas
diteruskan dengan mengeksploitasikan cadangan. Beberapa kegiatan eksploitasi misalnya pengeboran sumur produksi, pengembangan sumur, perbaikan sumur,
pipanisasi dan transportasi, serta menyiapkan fasilitas produksi dan kegiatan pendukung lainnya.
Sementara itu kegiatan usaha hilir migas adalah kegiatan lanjutan dari kegiatan hulu. Minyak mentah yang sudah bersih tersebut menjadi bahan utama
bagi kegiatan usaha hilir. Oleh karena itu kegiatan usaha hilir diawali dengan membeli minyak mentah atau gas bumi dari kegiatan usaha hulu kemudian
mengolahnya dengan melakukan penyulingan minyak mentah dan mengemas ulang gas bumi agar dapat dujual secara retail.
Minyak mentah diolah melalui proses refinery menjadi berbagai produk seperti bahan bakar dan petrochemical. Hasil olahan berikutnya disimpan,
diperdagangkan dan disalurkan ke pengguna akhir baik masyarakat atau industri. Gas bumi dikompres dan dimasukan ke dalam tabung untuk dijual kepada
masyarakat baik dalam bentuk LPG ataupun juga untuk BBG. Jadi pada prinsipnya kegiatan utama usaha hilir migas adalah mengolah
migas dan mendistribusikan produk hasil olahan tersebut kepada masyarakat agar dapat dikonsumsi. dalam UU 22 tahun 2001 kegiatan usaha hilir migas dirinci
dalam empat kegiatan yaitu pengolahan, pengangkutan, penyimpanan, dan niaga. Minyak memiliki karakteristik yang berbeda dengan gas. Produk minyak
mentah, yaitu BBM dan petrochemical relatif lebih bervariasi namun mudah untuk dikemas dan dibawa kemana-mana. Sedangkan produk gas relatif tidak bervariasi
dan produk gas kemasannya harus khusus dan diberlakukan secara khusus pula
karena mudah menguap dan terbakar. Oleh karena itu kegiatan usaha hilir untuk minyak dibedakan dengan gas.
Sejak UU Migas yang baru tahun 2004 telah dibuka kemungkinan bagi swasta nasional dan asing untuk berinvestasi di sektor hilir migas. Sebelum UU
tersebut kegiatan usaha hilir migas hanya dilaksanakan oleh Pertamina. Beberapa perusahaan besar seperti Petronas, Total, dan Shell mulai ikut serta dalam usaha
hilir migas. Ketiga perusahaan tersebut pada saat ini hanya terlibat pada tiga kegiatan
hilir yaitu transportasi, penyimpanan dan niaga produk migas. Sedangkan kegiatan pengolahan minyak mentah di Indonesia saat ini hanya dilakukan oleh
PT. Pertamina Persero. Ketidaktertarikan swasta asing dan domestik untuk ikut serta dalam pengolahan dan pengilangan minyak mentah karena faktor
keekonomian. Saat ini hampir seluruh produk migas mendapat subsidi dari Pemerintah Pusat. Subsidi ini untuk menutupi selisih antara biaya produksi di
kilang dan harga jual yang lebih rendah. Sebenarnya kegiatan usaha di sektor hilir migas memiliki resiko yang lebih
kecil jika dibandingkan dengan kegiatan usaha di sektor hulu migas. Perusahaan- perusahaan yang bekerja di sektor hulu migas selalu menghadapi masa eksplorasi
pada tahap awal kegiatannya, dan kegiatan ini mengandung resiko bisnis 100. Sebab bila eksplorasi yang dilakukan oleh perusahaan migas tidak membuahkan
hasil atau tidak ditemukannya cadangan migas, maka perusahaan tersebut harus keluar dari wilayah kerja dan meninggalkan seluruh investasinya. Selanjutnya
investasi yang sudah dilakukan oleh perusahaan tersebut secara otomatis akan menjadi milik pemerintah.
Meskipun demikian, keuntungan yang diperoleh perusahaan tersebut sepadan dengan risiko yang harus ditanggung. Karena ketika perusahaan tersebut
berhasil menemukan cadangan dan cadangan tersebut ekonomis untuk dikembangkan atau diproduksikan maka seluruh biaya yang dikeluarkan akan
diganti melalui mekanisme Cost Recovery dan margin yang diperoleh akan dibagi hasilkan antata Pemerintah dan perusahaan.
Sementara itu usaha hulu migas terbukti memberikan margin yang cukup besar. Sebagai gambaran, saat ini rata-rata biaya pengelolaan hulu migas di
Indonesia berkisar antara US 8 - US 14 dollar per barel. Sedangkan harga jual harga minyak mentah berada pada kisaran US 53 - US 90 per barel yang berarti
harga tersebut 4-7 kali lipat dari biaya operasi. Akan tetapi harga minyak mentah memiliki fluktuasi yang sangat tinggi.
Harga minyak mentah pernah berada pada titik terendah yaitu sebesar US 11 per barel dan pernah mencapai tingkat yang paling tinggi yaitu sampai mendekati
US140 per barrel. Dari titik terendah hingga titik tertinggi harga minyak mentah dunia bergerak pada range US 79.2.
Fluktuasi harga minyak mentah disebabkan oleh beberapa hal, antara lain: 1.
perkembangan ekonomi dan pertumbuhan penduduk yang diikuti dengan perubahan komposisi Supply - Demand migas.
2. Gangguan produksi secara sporadis. Pengusahaan hulu migas bertumpu
pada upaya mengangkat migas yang berada di dalam perut bumi yang jauhnya bisa mencapai puluhan ribu kaki. Proses pengangkatannya tidak
sederhana dan membutuhkan tehnologi tinggi. Tidak jarang perusahaan-
perusahaan mengalami gangguan tehnis yang berpengaruh terhadap proses pengangkatan migas ke permukaan.
3. Kebijakan OPEC. Data pada Tabel 5 menunjukan bahwa di tahun 2006
cadangan OPEC sebesar 914.5 miliar barel atau 75.7 dari total cadangan dunia. Sementara rasio RP yaitu total reserve dibagi tingkat produksi
sekarang sebesar 70.4, berarti cadangan OPEC tersedia hingga kurun waktu 70 tahun 3 bulan. Sedangkan produksi OPEC dipertahankan pada posisi
25 hingga 30 dari total produksi minyak dunia. Kebijakan tingkat produksi yang diputuskan oleh OPEC akan mempengaruhi jumlah minyak
mentah yang ada di dunia, dan mempengaruhi komposisi supply-demand. Ujungnya adalah perubahan atau fluktuasi harga minyak dunia. Oleh karena
itu Sejak berdiri hingga sekarang kebijakan produksi OPEC ditunggu oleh semua kalangan dan menjadi acuan dalam melakukan estimasi terhadap
harga minyak mentah di pasar dunia. 4.
Geopolitik di Timur Tengah juga berpengaruh besar terhadap menentukan tingkat harga migas di pasar Internasional. Sebab cadangan minyak dunia
sekarang ini 80 berada di Timur Tengah. Sementara lebih dari 50 cadangan gas dunia berada di Timur Tengah. Jadi wajar bila gejolak yang
terjadi di Negara-Negara di Timur Tengah berpengaruh terhadap tingkat harga.
Tabel 5. Cadangan Minyak Dunia, OPEC dan Non-OPEC Tahun 2006
Produse r Miliar Barre l
Rasio RP
OPEC 914.6
75.6 70.4
Non OPEC 294.6
24.4 13.6
Dunia 1209.2
100 40.5
Catatan : R adalah Reserve Cadangan Minyak Mentah dan P adalah Production Produksi per tahun
Sumber: BP Statistics, 2007 Fluktuasi harga minyak dunia dipengaruhi oleh peristiwa-peristiwa dunia.
Misalnya revolusi Irak tahun 1979 berpengaruh terhadap peningkatan harga yang pada saat itu mencapai lebih dari US80 per barrel. Demikian juga dengan
program net-backing oleh Negara Eropa dan Amerika yang terjadi pada tahun 1980 berhasil menurunkan harga. Demikian juga dengan invasi Irak ke Kuwait
yang mempengaruhi harga naik di atas US40 barrel. Peristiwa dunia yang sering disebut peristiwa geopolitik mempengaruhi
harga minyak mentah dunia yang terlebih dahulu mempengaruhi spekulasi pelaku pasar. Ekspektasi para pemain pasar akan berpengaruh besar terhadap keputusan
untuk membeli atau menjual minyak mentah pada harga tertentu, yang akan terefleksikan pada harga minyak mentah dunia. Misalnya ekspektasi terhadap
tindakan dan keputusan OPEC ke depan yang cenderung longgar dengan memberikan signal peningkatan produksi, maka pemain pasar akan bersikap
relatif lebih tenang dengan tidak terburu-buru mengajukan permintaan minyak kepada penjual. Ketersediaan minyak mentah dunia yang berlimpah membuat
pembeli cenderung untuk mengajukan penawaran dengan harga rendah. Demikian juga dengan ekspektasi terhadap musim dan cuaca, musim dingin di Eropa
cenderung memberikan indikasi terhadap meningkatnya permintaan sumber energi global. Cuaca buruk yang terjadi pada kawasan akan menggangu operasi
perusahaan minyak dan menghambat transportasi penjualan minyak mentah melalui kapal, yang berdampak terhadap kekawatiran kekurangan pasokan minyak
dunia yang pada akhirnya akan mempengaruhi harga untuk meningkat.
Seperti telah diungkapkan bahwa kegiatan utama usaha hulu migas adalah eksplorasi dan ekploitasi. Kegiatan eksplorasi adalah kegiatan mencari cadangan
migas yang mencakup kegiatan mengidentifikasi potensi migas didalam bumi, kegiatan untuk mendapatkan peta potensi dan membuktikan potensi mengandung
sumber daya alam migas yang secara komersial layak untuk diangkat ke permukaan bumi dan dijual ke pasar.
Cara pencarian potensi cadangan migas di dalam perut bumi utamanya dilakukan dengan kegiatan seismic dan studi geologigeofisika. Kegiatan seismic
adalah kegiatan yang bertujuan untuk memperoleh gambaran kondisi dan peta bawah tanah. Cara yang dipergunakan dalam kegiatan seismik adalah membuat
getaran ke dalam tanah yang kemudian dipantulkan kembali ke atas pemukaan. Getaran balik ke permukaan tersebut dicatat sehingga membentuk gambar yang
memungkinkan untuk mengidentifikasi kondisi di bawah tanah dan dapat mendeteksi kemungkinan adanya cekungan yang berpotensi mengandung
cadangan migas. Studi geologi dan geofisika dibutuhkan untuk membaca kemungkinan terdapat jebakan migas dengan mempelajari struktur batuan dan
kondisi fisik dalam tanah. Sebab cadangan migas secara umum mengendap dalam batuan berpori-pori yang spesifik.
Cadangan terbukti yang layak dan memenuhi kriteria keekonomian sehingga layak untuk diproduksikan akan diangkat kepermukaan melalui kegiatan
eksploitasi dan produksi yang sering disebut dengan pengembangan lapangan. Lebih detail kegiatan pengembangan lapangan terdiri dari kegiatan pengeboran
sumur produksi, menyiapkan fasilitas produksi, kegiatan pemeliharaan fasilitas produksi, dan pemeliharaan sumur. Proses produksi yang dimaksudkan dalam
usaha hulu migas utamanya adalah kegiatan memisahkan minyak atau gas dari lumpur, air dan pasir, serta material kimia lainnya. Dari proses ini diharapkan
akan dihasilkan minyak mentah dan gas bumi murni yang dapat diperjualbelikan. Seperti kegiatan usaha pada umumnya yang memiliki ciri dan karakteristik
tertentu, demikian juga dengan kegiatan usaha hulu migas sangat khas terutama dalam proses pencarian migad an pengelolaannya. Seluruh kegiatan hulu migas
dikuasai, dimiliki, dan dikelola oleh Pemerintah. Hal ini tercantum dalam UU No 22 tahun 2001 yang menegaskan bahwa sumber daya alam migas adalah kekayaan
nasional yang dikuasai oleh Negara, yang kemudian pengelolaannya dilakukan oleh Pemerintah selaku pemegang kuasa pertambangan. Untuk melaksanakan
kegiatan usaha hulu migas tersebut Pemerintah membentuk Badan Pelaksana yang juga disebut BPMIGAS.
Dalam melakukan kegiatan eksplorasi dan eksploitasi, BPMIGAS bekerjasama dengan perusahaan swasta atau perusahaan Negara yang berupa
Badan Usaha BU atau Badan Usaha Tetap BUT. BU dan BUT yang bekerja sama dengan BPMIGAS di dalam kontrak disebut kontraktor. Bentuk kerjasama
yang umum digunakan adalah Kontrak Bagi Hasil Production Sharing Contract. Kontraktor yang terlibat pada kegiatan hulu migas disebut dengan Kontraktor
Kontrak Kerjasama atau disingkat KKKS. Kontrak bagi hasil adalah kesepakatan bisnis yang mengadopsi sistem bagi
hasil dalam usaha pertanian di pedesaan. Di Jawa misalnya, sistem bagi hasil telah dikenal sejak lama. Sistem bagi hasil pertanian di Jawa disebut dengan istilah
“maro”, yang berasal dari kata separo, yang berarti setengah.
Pada sistem maro pemilik lahan tidak mengerjakan sendiri lahannya akan tetapi mempekerjakan penggarap sawah. Penggarap tidak menerima gaji atau
upah bulanan atau harian, upah yang diberikan diwujudkan dalam bentuk beras hasil panenan jika sawah telah menghasilkan. Pada sistem bagi hasil pertanian
“maro” hasil panen dibagi berdua antara pemilik lahan dan penggarap masing- masing setengah bagian.
Sistem ”maro’ tersebut kemudian dimodifikasi menjadi pola bagi hasil untuk sumber daya alam migas yang disusun dengan mempertimbangkan
kompleksitas pengolalan migas. Pola bagi hasil ini juga dibuat mengikuti kaidah perjanjian internasional, mempertimbangkan risiko eksplorasi yang besar,
kebutuhan tehnologi tinggi, kebutuhan dana yang besar, dan peran Negara sebagai pemilik ladang minyak.
Dalam kontrak bagi hasil pemilik lahan migas dalam hal ini Pemerintah tidak mengeluarkan modal untuk kegiatan di masa eksplorasi. Seluruh kebutuhan
dana dipenuhi oleh investor atau kontraktor. Jika cadangan migas ditemukan dan dapat diproduksikan secara ekonomis, baru investasi dan biaya operasional yang
dikeluarkan akan dikembalikan dari hasil migas tersebut. Dalam bahasa tehnis, hal ini dikenal dengan mekanisme cost recovery. Karena seluruh biaya dan investasi
yang dikeluarkan akan dikembalikan melalui mekanisme cost recovery maka seluruh asset yang sudah dibeli oleh kontraktor menjadi milik Pemerintah.
Selain tidak menanggung pengeluaran investasi di awal, pemilik lahan juga tidak menanggung risiko kegagalan eksplorasi. Oleh karena itu
dipersyaratkan dalam kontrak kerjasama dengan pola bagi hasil, bahwa kontraktor memiliki ketrampilan dan tehnologi yang cukup untuk menemukan cadangan
migas. Kontraktor diberi waktu 6 tahun hingga 10 tahun untuk menemukan cadangan migas. Jika ternyata dalam jangka waktu tersebut kontraktor tidak
berhasil menemukan cadangan migas maka kontraktor yang bersangkutan tidak lagi diperkenankan untuk malakukan pencarian cadangan pada wilayah kerja
tersebut. Sementara seluruh biaya yang sudah dikeluarkan oleh kontraktor tidak dikembalikan dan seluruhnya menjadi beban kontraktor.
Bila di wilayah kerja pertambangan ditemukan lapangan atau lahan yang mengandung cadangan migas yang layak dan komersial untuk diproduksikan,
maka hasil pengangkatan minyak setelah dikurangi cost recovery, akan dibagikan berdasarkan prosentase tertentu antara Pemerintah dan kontraktor. Pembagian
tersebut sesuai dengan kontrak yang telah disepakati bersama, yang disebut production split
. Pola perhitungan bagi hasil migas antara Pemerintah dan Kontraktor secara
umum dapat dilihat pada Gambar 5, yang menunjukan bagaimana hasil migas dibagi antara pemerintah dan kontraktor. Pertama, yang perlu dicatat bahwa
konsep pola bagi hasil migas merupakan pola pembagian minyak dan gas. Pola pembagian ini sering disebut dengan pembagin secara inkind atau dalam bentuk
barang. Misalnya saja diasumsikan Pemerintah bersama-sama kontraktor hanya
memproduksikan minyak mentah dan hasil produksi dalam satu tahun sebesar 10000 barel. Harga minyak rata-rata dalam satu tahun misalnya US 50 per barrel.
Pajak sebesar 48 dengan production split sebelum pajak sebesar 85 untuk Pemerintah dan 15 untuk kontraktor. Langkah pertama adalah menyusun
production split dalam bentuk gross sebelum pajak. Jika setelah pajak bagian
kontraktor sebesar 15 maka prosentase sebelum pajak dapat dihitung dengan rumus: 15 1 - 48 = 28.8462
Jika split atau bagian kontraktor sebelum pajak sebesar 28.8462 maka bagian Pemerintah sebelum pajak akan sebesar 71.1538. Selanjutnya prosentase
tersebut akan dipergunakan untuk membagi bagian masing-masing pihak. Pertama yang dibagi adalah First Tranch Petroleum FTP, yaitu produksi
minyak mentah yang disisihkan untuk dibagikan kepada masing-masing pihak sebelum minyak mentah dipergunakan untuk mengembalikan biaya-biaya
operasional perminyakan. Besarnya FTP berkisar antara 10 hingga 20. Akan tetapi yang umum dipergunakan dalam kontrak adalah 20. FTP 20 pada kasus
tersebut sama dengan 2000 barrel yang akan dibagi ke kontraktor dan Pemerintah berturut-turut sebesar 28.8462 dan bagian sebesar 577 barrel dan Pemerintah
akan memperoleh 1423 barrel. Setelah dikurangi FTP maka minyak yang tersisa adalah sebesar 8000
barrel. Sesuai dengan kontrak maka setelah FTP diambil oleh keduabelah pihak maka selanjutnya biaya-biaya yang sudah dikeluarkan oleh kontraktor untuk
kegiatan usaha hulu migas akan dikembalikan. Pada contoh tersebut, jumlah barrel yang diperlukan untuk mengembalikan biaya-biaya yang sudah dikeluarkan
adalah sebesar 2000 barrel. Angka tersebut diperoleh dari membagi biaya yang sudah dikeluarkan yaitu sebesar US 100000 dengan harga minyak mentah
US 50 per barrel. Setelah dikurangi dengan cost recovery maka minyak mentah yang tersisa
tinggal 6000 barrel. Sisa minyak ini disebut dengan istilah equty to be split atau disingkat ETS. 6000 barrel dibagi kepada Pemerintah dan kontraktor berdasarkan
prosentase gross split sebagaimana yang telah dijelaskan di atas, maka masing- masing pihak secara berturut turut akan menerima 1731 barel untuk kontraktor
sedangkan Pemerintah akan menerima 4269 barrel.
Assumption: Lifting
10000 bbl Price
50 bbl Split 8515
Tax 0.48
Gross up Split Cont
29 Gov
71 CR U
100000 576.924
FTP ETS
3587 Cont Ent
721 Gov Ent
6413 DMO
BPMIGAS Share Contractor Share
1731 Cost Recovery
2000 6000
Equity to be Split
1423 577
2000 10000
Total Lifting FTP - 20
1423.076
4269
Sumber: Bahan Sosialisasi Usaha Hulu Migas, 2010
Gambar 5. Pola Bagi Hasil Migas menurut PSC
Setelah pembagian tersebut, kontraktor masih memiliki kewajiban untuk memberikan minyak mentah dari bagiannya yang disebut dengan Domestik
Market Obligation atau DMO. Kewajiban kontraktor ini dikaitkan dengan
kewajiban moral dari kontraktor untuk turut menyediakan dan berkontribusi terhadap kebutuhan bahan bakar minyak BBM dalam negeri. Rumus yang
digunakan untuk menghitung DMO adalah: 25 X Gross Split Kontraktor X total lifting.
Berdasarkan rumus tersebut maka diperoleh angka 721 barrel, yaitu sejumlah barrel yang dikurangkan dari bagian kontraktor dan diserahkan atau
ditambahkan menjadi bagian Pemerintah. Hasil akhirnya, secara total masing- masing akan menerima dari hasil produksi minyak mentah, kontraktor sebesar
3587 barrel dan Pemerintah menerima 6413 barrel. Pemerintah melalui penjual yang ditunjuk oleh BPMIGAS dapat menjual
bagiannya ke kilang-kilang dalam negeri dan kepada swasta atau juga bisa melakukan ekspor. Pada umumnya, BPMIGAS akan memprioritaskan pasokan
minyak mentah dalam negeri untuk pemenuhan kebutuhan BBM dalam negeri. Apabila tipe dan jenis minyak yang dihasilkan tidak memungkinkan untuk dikirim
ke kilang domestik, baik karena ketidakcocokan spesifikasi antara produk minyak mentah dengan kondisi kilang, ataupun karena perhitungan ekonomis yang tidak
memungkinkan minyak mentah tersebut untuk dikirim kepada kilang domestik, maka BPMIGAS dapat memilih untuk melakukan ekspor minyak mentah. Hasil
penjualan minyak mentah seluruhnya akan masuk kedalam rekening Pemerintah di Bank Indonesia dan diakui sebagai penerimaan Negara bukan pajak.