Modus Korupsi Cost Recovery

Harapan terhadap Jokowi-JK dalam menyelesaikan "pekerjaan rumah" mengenai masalah reformasi berbuah liberalisasi.

Siapa bilang perusahaan asing dikenal suceng? Buktinya, selain diduga melakukan penggelapan pajak, Chevron juga diduga melakukan korupsi proyek Bioremediasi. Proyek itu bertujuan menormalkan kembali tanah yang tercemar limbah. Antara 2003-2011dianggarkan USD 270 juta. Anggarannya diambil dari klaim biaya pemulihan (cost recovery) yang ditanggung pemerintah. 

Proyek itu dikerjakan Chevron bersama tujuh perusahaan swasta. Dua di antaranya adalah PT Green Planet Indonesia dan PT Sumigita Jaya. Namun, diduga ada pelanggaran dalam pelaksanaan proyek itu yang mengakibatkan kerugian negara. Menurut catatan, proyek bioremediasi telah disetujui dan diawasi BP Migas dan KLH. Proyek itu disebut-sebut sukses menghijaukan kembali sekitar 60 hektar lahan atau setara 75 lapangan bola di Riau.

Namun dalam pelaksanaannya, PT CPI yang melibatkan dua perusahaan sebagai pihak ketiga,  Green Planet Indonesia (GPI) dan PT Sumigita Jaya adalah sebatas kontraktor umum saja dan tidak memenuhi klasifikasi teknis dan sertifikasi dari pejabat berwenang sebagai perusahaan di bidang pengolahan limbah. Belakangan, dari proyek ini PT Chevron mengajukan biaya recovery pemulihan lingkungan yang diduga membuat negara merugi hingga Rp 210,25 miliar.

Pelanggaran pada proyek bioremediasi Chevron menurut  Kejaksaan Agung merugikan negara sebesar Rp200 miliar (USD 20juta). Kenapa demikian? Chevron ternyata memasukkan program Bioremediasi CPI (Chevron Petroleum Indonesia) ke dalam cost recovery. Selain itu, hasil uji laboratorium juga menyatakan tanah bioremediasi CPI positif tercemar limbah.

Tujuh orang ditetapkan sebagai tersangka dalam kasus korupsi bioremediasi CPI ini. Lima tersangka di antaranya berasal dari unit kerja CPI dan dua sisanya berasal dari perusahaan pemenang tender bioremediasi yakni PT Sumigita Jaya (SJ) dan PT Green Planet Indonesia (GPI). Ketujuh tersangka itu adalah Manajer SLN dan SLS Endah Rumbiyanti, Team Leader SLN Kabupaten Duri Widodo, Team Leader SLS Migas Kukuh, General Manager SLS Operation Bachtiar Abdul Fatah, General Manager SLN Operation CPI Alexiat Tirtawidjaja, Direktur Utama SJ Herlan, dan Direktur GPI Ricksy Prematuri.

Mantan Kepala BP Migas R. Priyono mengakui adanya perbedaan angka perhitungan antara Kejagung dengan BP Migas. Kejagung menyatakan Chevron merugikan negara sebesar Rp200 miliar dari proyek bioremediasi Chevron. Jika terbukti bersalah, cost recovery yang mengucur ke Chevron harus dicabut. Apalagi, selama ini perusahaan migas asing cenderung mengakali KKKS untuk meraup keuntungan lebih besar. Misalnya dalam hal penggunaan dana cost recovery.

Jika di Indonesia kasusnya masalah korupsi bioremediasi, lain halnya di negara Equador. Di negeri Amerika Latin ini, Chevron bermasalah terhadap kerusakan lingkungan awal tahun lalu. Pengadilan tinggi Equador mengambil keputusan tegas terhadap Chevron yang diharuskan membayar biaya kerusakan lingkungan sebesar USD 18,2 miliar. Denda ini merupakan buntut kasus pencemaran minyak di kawasan Amazon. Dalam kasus ini, Texaco bersama Chevron pada 2011 dituduh melakukan pembuangan bahan beracun ke sungai Amazon, Equador. Perusahaan minyak raksasa kelas dunia ini langsung menolak putusan pengadilan dan menilai sanksi itu merupakan sebuah tipuan. Chevron mengklaim keputusan itu merupakan politisasi kasus korupsi yang mencolok dalam pengadilan Ekuador.

BP Migas (sebelum dibubarkan) juga mengancam akan mencabut cost recovery PT Chevron Pasific Indonesia (Chevron) jika terbukti merugikan negara. Berdasarkan perhitungan selama 10 tahun terakhir, Chevron telah merugikan negara tak kurang dari USD 14 juta. Angka ini berbeda dengan angka yang disebut Kejagung yang menyatakan adanya tunggakan sebesar USD23,3 juta.

Chevron tetap ngotot tidak bersalah. Dalam surat pernyataannya, menjelaskan bahwa mereka sudah beroperasi sesuai peraturan dan perundang-undangan yang berlaku di Indonesia. CPI menunjuk kontraktor pihak ketiga yang dipilih melalui proses tender terbuka, transparan dan bertanggung jawab sesuai dengan prosedur yang ditetapkan oleh Pemerintah Indonesia dan BP Migas, sebagai badan pemerintah pengatur pengelolaan minyak dan gas saat itu. Desain dan penggunaan teknologi Bioremediasi telah dievaluasi dan disetujui oleh badan-badan pemerintah terkait, yaitu Kementerian Lingkungan Hidup dan BP Migas.

Teknologi bioremediasi telah diuji dan diaplikasikan di Sumatera sejak 1994 untuk memproses limbah. Sesuai dengan azas kepatuhan terhadap peraturan pemerintah, CPI sebagai operator meminta dan memperoleh izin dan otorisasi dari pemerintah untuk semua pekerjaan terkait bioremediasi yang dilakukan di Sumatera. CPI memperoleh peringkat Biru dalam program PROPER dari Kementerian Lingkungan Hidup sebagai bukti kepatuhan terhadap standar pemerintah di bidang lingkungan untuk operasi di Sumatera pada tahun 2011.

Selain itu, biaya proyek bioremediasi CPI sudah dibahas, diaudit, dan disetujui BP Migas dan badan audit pemerintah. Meski BP Migas telah menyetujui program bioremediasi dimasukan dalam cost recovery, hingga kini semua biaya terkait proyek bioremediasi ditanggung oleh CPI.

Cost recovery adalah dana yang dibayarkan pemerintah pada perusahaan migas sebagai pengembalian biaya operasi kegiatan eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas. Setiap tahunnya nilai cost recovery terus meningkat namun yang lebih mengherankan produksi migas justru terus merosot. Misalnya tahun ini, BP Migas mengusulkan cost recovery sebesar USD 15,16 miliar atau Rp 136,4 triliun. Padahal produksi migas tahun ini masih dibawah 1 juta barel per tahun, ini lebih rendah dari produksi migas di tahun 1980-an yang mencapai lebih dari 1 juta barel per tahun.

Pengaturan eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi di Indonesia pada era 70-an didasari pada UU Migas No.8 Tahun 1971 yang menunjuk Pertamina, mewakili pemerintah, untuk melakukan kontrak dengan perusahaan migas (pada umumnya perusahaan migas asing). Pola yang ‘dimainkan’ lewat undang-undang ini didasarkan pada Kontrak Bagi Hasil (PSC – Production Sharing Contract). Selain mempunyai peran melakukan teken kontrak dengan perusahaan asing yang mengatasnamakan pemerintah, Pertamina pun diberi wewenang untuk melakukan pengawasan pelaksanaan kontrak tersebut. Pada era ini, Pertamina mengalami kejayaannya. Apalagi Indonesia tengah mengalami booming oil akibat tingginya harga minyak mentah dunia. Namun sayang, di saat yang sama, banyak terjadi korupsi di tubuh Pertamina yang melibatkan para petingginya.

Peran Pertamina berakhir seiring lahirnya UU Migas No.22 Tahun 2001. Pola Kontrak Bagi Hasil (PSC) diubah menjadi Kontrak Kerjasama Karya (KKKS). Undang-undang migas pengganti ini sekaligus mengalihkan pengelolaan kontrak dengan perusahaan pertambangan dari Pertamina kepada BP Migas. Hal ini telah diperkuat pula dengan Peraturan Pemerintah No. 42 Tahun 2002 yang menyebutkan BP Migas merupakan aparat pemerintah.

Penekanan dalam pola kontrak bagi hasil lewat UU No. 8 Tahun 1971, Pertamina membagi hasil produksi bersih menurut suatu persentase tertentu di mana hasil produksi bersih merupakan selisih antara nilai penjualan produksi migas (lifting) dengan biaya pokok atau biaya operasinya. Nilai produksi bersih yang akan dibagi oleh pemerintah dengan kontraktor migas disebut sebagai equity to be Split (ETBS). Pola perhitungan bagi hasil ini dilakukan setiap tahun. Pada dasarnya segala biaya operasi yang timbul dalam pelaksanaan kontrak PSC diganti atau ditanggung oleh pemerintah.

Kontraktor membayar lebih dahulu (menalangi) nilai pengeluaran untuk biaya operasi tersebut. Selain menyediakan dana, kontraktor wajib menyediakan teknologi, peralatan dan keahlian yang diperlukan bagi eksplorasi dan eksploitasi migas serta menanggung semua risiko yang timbul daripadanya. Penggantian biaya operasi oleh pemerintah dalam perhitungan bagi hasil inilah yang disebut sebagai Cost Recovery. Hemat kata, Cost Recovery merupakan biaya operasi yang dimintakan penggantiannya yang terdiri atas biaya eksplorasi, biaya produksi (termasuk penyusutan), dan biaya administrasi (termasuk interest recovery).

Namun, di dalam penerapan konsep cost recovery tidaklah semulus apa yang dibayangkan kebanyakan orang. Karena baik dalam proses maupun output-nya ternyata banyak meninggalkan masalah. Hal ini bisa dicermati dalam konsep-konsep perpajakan yang dapat digunakan untuk menganalisa konsep cost recovery yang dipergunakan dalam industri migas di Indonesia.

Konsep-konsep itu adalah upaya untuk menghindari pembayaran pajak (tax avoidance) ataupun menggelapkannya (tax evasion), ketidaktaatan akan aturan pajak (noncompliace), laporan atas pendapatan yang terlalu rendah (missreporting) maupun perhitungan biaya (recoverable cost) yang lebih tinggi. Termasuk dalam kelompok penerimaan pemasaran serta harga dan transfer pricing atas penjualan kepada anak ataupun induk perusahaan di luar negeri.

Di lain pihak, pengadaan dari anak perusahaan sendiri menggunakan tingkat harga yang lebih tinggi daripada harga pasar (over pricing). Sebagian masalah ini tergantung pada penafsiran atas hal-hal yang tidak diperhitungkan atau dikecualikan (exemptions) dalam perhitungan besarnya beban pajak ataupun komponen yang dapat dikurangkan (deductions) dari perhitungan beban itu.

Dengan menggunakan konsep perpajakan itu, dapatlah disimpulkan bahwa perlu diperhatikan berbagai hal-hal berikut dalam mendesain maupun mengontrol pelaksanaan cost recovery: 1) laporan tentang produksi (lifting) minyak dan gas bumi. 2) bagaimana pemasaran produk itu, tingkat harga serta kemungkinan adanya transfer pricing. 3) apa saja komponen yang masuk dalam perhitungan biaya. 4)  apakah tidak ada over priving dari supplier milik sendiri? 5) komponen apa saja yang dapat dikecualikan (exemptions) dalam menghitung biaya. 6) komponern apa saja yang dapat dikeluarkan (deductables) dari perhitungan biaya. Jika perhitungan itu tidak cermat dan definisinya tidak tegas, dapat merugikan pemerintah atau perusahaan migas.

Di satu pihak, biaya yang dapat dibayar kembali (recoverable) itu seyogyanya dapat memberikan insentif bagi perusahaan migas untuk melakukan kegiatan usahanya dengan risiko tinggi itu. Di lain pihak juga, biaya produksi yang tidak rasional akan mengurangi ETBS sehingga mengurangi porsi yang akan dibagi oleh pemerintah dengan perusahaan migas. Dalam biaya produksi yang terlalu tinggi itu, perusahaan sudah mengambil keuntungan terlebih dulu yang disembunyikan dalam bentuk biaya. Praktik seperti ini akan merugikan pemerintah walaupun porsi pembagian ETBS kepada negara cukup besar.

Uniknya, di dalam kontrak production sharring yang sekarang berlaku di Indonesia, Cost Recovery- itu seolah-olah tidak ada batas, karena definisi operating cost disebutkan including but not limited. Jadi ada detail tapi ada tambahan yang mengatakan but not limited – alias tidak ada batasan. Betul bahwa kementerian ESDM sudah mengeluarkan 17 item, tapi mestinya kalau mau di-itemkan yang penting ada kewajarannya, jangan sampai program yang mestinya masuk dalam cost recovery justru tidak di cost recovery-kan.

Sejumlah pihak menyatakan, cost recovery rawan penyalahgunaan dan akibatnya dapat menurunkan penerimaan negara dari sektor migas. Namun hal ini merupakan konsekuensi dari sistem yang dianut oleh Indonesia yakni, sistem bagi hasil (PSC) yang berpola bekerja dengan cara bagi hasil perolehan migas antara pemerintah (pemilik) dengan kontraktor (perusahaan migas). Namun, sebelum minyak/gas dibagi, terlebih dahulu dikurangi dengan biaya-biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor untuk menghasilkan migas tersebut. Biaya-biaya ini akan terus dibawa ke tahun-tahun berikutnya (carry forward) sampai seluruh biaya sudah terpulihkan.

Kontrak Bagi Hasil tidak mensyaratkan proporsi tertentu dari biaya yang bisa di cost recovery oleh kontraktor. Seluruhnya bisa di-cost recovery. Bahkan, dalam beberapa kasus kontraktor bisa mendapatkan penggantian lebih dari total biaya yang dikeluarkan jika dia memperoleh fasilitas investment credit.

 

Tulisan: Iskandar Bakri (merdekainfo.com)