UPAYA MENGATASI TANTANGAN
 
 

3. Cost Recovery

Dalam sistem kontrak bagi hasil semua biaya yang dikeluarkan oleh kontraktor, apabila berhasil menemukan dan memproduksikan minyak, akan dikembalikan kepada kontraktor. Mekanisme ini dilakukan sebelum hasil produksi dibagi antara pemerintah dan kontraktor. Pengembalian biaya ini disebut sebagai cost recovery. Besar kecilnya cost recovery akan mempengaruhi besar/ kecilnya bagian pemerintah maupun kontraktor.

Biaya yang dibebankan kepada cost recovery terdiri dari: biaya-biaya non kapital tahun berjalan
dari kegiatan eksplorasi, pengembangan, operasi produksi, dan biaya administrasi/umum; biaya depresiasi tahun berjalan; depresiasi tahun sebelumnya; dan unrecovered cost (pengembalian biaya yang tertunda).

Pengembalian biaya dalam cost recovery hanya diperbolehkan dari wilayah kerja yang bersangkutan dan tidak diperkenankan melakukan konsolidasi biaya dan pajak antara satu wilayah kerja dengan wilayah kerja lainnya.

Pada tahun 2006 realisasi cost recovery mencapai US$ 7,815 miliar, atau 82% dari yang di-      rencanakan. Sebanyak US$ 1,89 miliar di antaranya merupakan cost recovery PT PERTAMINA E&P dan US$ 5,92 miliar dari Kontraktor KKS lainnya.
 

Tabel 9
Komponen Cost Recovery Kegiatan Usaha Hulu Migas
 
Pada tahun 2006 besarnya cost recovery adalah 3,6% lebih tinggi dari tahun 2005. Peningkatan ini diakibatkan oleh berbagai faktor yaitu:
 
1.
Lapangan-lapangan produksi minyak Indonesia mayoritas adalah lapangan tua (mature) yang mulai beroperasi sejak lebih dari 50 tahun yang lalu. Secara umum semakin tua suatu lapangan, semakin menurun produksinya dan semakin mahal biaya yang digunakan untuk mengoperasikan/memproduksikannya. Laju penurunan produksi alami lapangan-lapangan tua di Indonesia rata-rata di atas 10%. Upaya yang dilakukan hanya bisa menahan laju penurunan produksi.
 
2.
Harga minyak yang tinggi telah mengakibatkan peningkatan aktivitas kegiatan hulu migas di seluruh dunia. Keadaan ini mendorong peningkatan kompetisi mencari barang dan jasa untuk keperluan operasi perminyakan (rig pengeboran, besi baja, kapal, crane barge, dll), sehingga mengakibatkan harga meningkat secara drastis. Sebagai contoh selama 3 (tiga) tahun terakhir biaya sewa alat pemboran lepas pantai meningkat sekitar 300% dan harga besi baja naik sekitar 50%.
 
3.
Lapangan-lapangan yang dikembangkan belakangan ini sebagian besar adalah lapangan yang memiliki cadangan kecil sehingga unit cost pengembangannya tinggi.
 
4.
Pada saat harga minyak rendah, cost recovery beberapa wilayah kerja belum bisa dikembalikan sepenuhnya sehingga harus ditunda ke tahun-tahun berikutnya. Pada waktu harga minyak tinggi seperti saat ini revenue yang diperoleh jauh lebih besar sehingga memungkinkan dilakukannya pengembalian biaya dari cost recovery pada tahun berjalan dan yang tertunda (unrecovered cost). Dengan demikian pengembalian biaya pada tahun berjalan menjadi lebih besar dibandingkan pada tahun-tahun sebelumnya. Contoh Kontraktor KKS yang mendapatkan perlakuan ini adalah JOB Medco Senoro Toili, Santos Madura, PetroChina Bangko, JOB Golden Spike, Pearl Tungkal, JOA ConocoPhillips South Jambi, Chevron Selat Makasar.
 
5.
Masuknya Pertamina E&P sebagai Kontraktor KKS sejak tahun 2005, memberikan kontribusi kenaikan cost recovery (24%), mengingat biaya produksi minyak per barel Pertamina E&P jauh lebih besar dari rata-rata Kontraktor KKS lainnya.
 
6.
Depresiasi dari investasi untuk pengembangan lapangan baru pada tahun-tahun sebelumnya baru dibebankan pada tahun 2006, karena lapangan-lapangan tersebut baru berproduksi.
   
Meskipun cost recovery meningkat, namun perbandingan revenue terhadap cost recovery juga semakin meningkat dari tahun ke tahun. Hal ini menunjukkan bahwa kegiatan usaha hulu migas memberikan keuntungan yang semakin besar bagi pemerintah.
 

Grafik 10
Gross Revenue, Cost Recovery dan Rasio Gross Revenue terhadap
Cost Recovey Migas 2002-2006
 

Kenaikan biaya produksi migas tidak hanya terjadi di Indonesia, tetapi juga terjadi di seluruh dunia. Apabila dibandingkan dengan kenaikan biaya di negara-negara lain di dunia, maka kenaikan biaya produksi di Indonesia tergolong relatif rendah.
 

Sumber ; OPEC, tahun 2004
 

Data OPEC tahun 2004 mengenai besaran cost recovery minyak di berbagai negara seperti: Angola, Cina, Amerika Serikat (Onshore), Rusia, Gulf Of Mexico (GOM), dan Canada menunjukkan cost recovery migas di Indonesia lebih rendah dari rata-rata negara lain.

Apabila dibandingkan dengan perusahaan-perusahaan raksasa migas dunia seperti Shell, Chevron, ExxonMobil, BP, ConocoPhillips, dan Total, angka cost recovery Kontraktor KKS di Indonesia juga masih lebih rendah.
 

Grafik 12
Perbandingan Cost Recovery Kontraktor KKS dan Industri Migas Indonesia
 

Data dari Departemen Energi Amerika Serikat juga memperlihatkan bahwa biaya produksi yang direpresentasikan oleh cost recovery di Indonesia masih lebih rendah dari rata-rata dunia. Biaya cost recovery yang merupakan total biaya untuk menghasilkan migas di Indonesia identik dengan jumlah finding cost ditambah lifting cost dalam data tersebut. Tabel di bawah ini memperlihatkan bahwa besaran dan kenaikan cost recovery lapangan minyak Kontraktor KKS di Indonesia pada tahun 2004 dan 2005 masih lebih rendah dibanding rata-rata dunia.
 

Tabel 10
Perbandingan Total Cost Minyak Dunia vs Indonesia (US$/bbl)
 

Sejak tahun 1997 hingga 2006 angka cost recovery Indonesia cenderung naik rata-rata 6% per tahun. Namun demikian, kenaikan cost recovery tersebut diikuti dengan kenaikan profit margin kegiatan usaha hulu migas seperti yang ditunjukkan oleh grafik di bawah ini. Kenaikan profit margin ini memberi arti penerimaan yang lebih tinggi, baik bagi pemerintah maupun bagi Kontraktor KKS.
 

Grafik 13
Cost Recovery dan Profit Margin Kontraktor KKS di Indonesia