Select Page

Cost Recovery yang harus dibayarkan pemerintah untuk seluruh kontraktor selama 2007 mencapai US$ 8,33 miliar. Pertamina masih menjadi perusahaan dengan permintaan cost recovery terbesar. Hal itu terungkap dari data yang dipaparkan BP Migas dalam rapat dengar pendapat dengan Komisi VII di gedung MPR/DPR, Jakarta, Rabu (23/1/2008). ‘Besaran cost recovery untuk seluruh kontraktor KKS produksi tahun 2007 mencapai US$ 8,33 miliar,’ bunyi data BP Migas. Rinciannya, cost recovery untuk produksi minyak sebesar US$ 4,802 miliar dan untuk produksi gas sebesar US$ 3,535 miliar. Dalam data itu, tercatat cost recovery untuk Pertamina mencapai US$ 1,956 miliar. Angka itu merupakan cost recovery untuk kegiatan hulu Pertamina baik melalui Pertamina EP maupun Joint Operating Body, Joint Operating Agreement, dan kepemilikan saham di beberapa lapangan.

Pembahasan – Rovicky Dwi Putrohari

Iseng ngitung :

Produksi (lifting) average Indonesia kira2 910.000 barel per hari, (setahun 365 hari = 332 150 000 Barrel

Total CR = USD 8,33 milyar

Ketemu angka kira-kira USD 25,08/barrel. (cmiiw, ada yang salah hitung ya ?)
berapa rata-rata dunia saat ini ?

============================================

Rabu, 23/01/2008 12:11 WIB

Cost Recovery Capai US$ 8,33 Miliar Selama 2007

Alih Istik Wahyuni – detikfinance

Jakarta – Cost Recovery yang harus dibayarkan pemerintah untuk seluruh kontraktor selama 2007 mencapai US$ 8,33 miliar. Pertamina masih menjadi perusahaan dengan permintaan cost recovery terbesar. Hal itu terungkap dari data yang dipaparkan BP Migas dalam rapat dengar pendapat dengan Komisi VII di gedung MPR/DPR, Jakarta, Rabu (23/1/2008). ‘Besaran cost recovery untuk seluruh kontraktor KKS produksi tahun 2007 mencapai US$ 8,33 miliar,’ bunyi data BP Migas. Rinciannya, cost recovery untuk produksi minyak sebesar US$ 4,802 miliar dan untuk produksi gas sebesar US$ 3,535 miliar. Dalam data itu, tercatat cost recovery untuk Pertamina mencapai US$ 1,956 miliar. Angka itu merupakan cost recovery untuk kegiatan hulu Pertamina baik melalui Pertamina EP maupun Joint Operating Body, Joint Operating Agreement, dan kepemilikan saham di beberapa lapangan.

Menanggapi angka ini, Direktur Keuangan Pertamina Frederick Siahaan menjelaskan, cost recovery Pertamina sebesar itu masih mengandung cost recovery tidak langsung yang sempat dipersoalkan beberapa waktu lalu. ‘Angkanya masih dihitung, jadi angka itu (cost recovery) belum dikoreksi,’ kata Frederick kepada detikFinance disela RDP dengan Komisi VII di saat yang sama. Ia menambahkan, angka cost recovery itu memang tidak berubah jauh dari tahun sebelumnya. Selanjutnya Chevron Pacific Indonesia di Blok Rokan PS mencatat cost recovery sebesar US$ 1,133 miliar dan disusul Inpex di blok East Kalimantan dengan cost recovery sebesar US$ 828 juta dan berikutnya Total E&P Indonesie mencatat cost recovery sebesar US$ 823 juta di blok Mahakam. (lih/arn).

Tanggapan 1 – Crootth Crootth

Ck ck ck ck

Mas Rovincky angka yang dibagi harusnya 4.802 Milyar dollar nya bukan 8.33 milyar dollar

Pertamina E&P ‘memakan’ 36.6% dari keseluruhan Cost Recovery untuk minyak (asumsi 90% CR pertamina adalah untuk minyak, sisanya gas)… bukan main…

harusnya pertamina produksi 36.6% x 910,000 = 333,603 BPD!!! wow…

kenapa tidak efisien yah perusahaan negara yang kita ini?

Tanggapan 2 – Administrator Migas

Seharusnya kalau baca berita jangan sepotong-sepotong. Dibagian bawah kan ada keterangan lain tuh yang tertulis ‘Direktur Keuangan Pertamina Frederick Siahaan menjelaskan, cost recovery Pertamina sebesar itu masih mengandung cost recovery tidak langsung yang sempat dipersoalkan beberapa waktu lalu’. Cost recovery tidak langsung itu berhubungan dengan aset Pertamina yang diambil oleh negara dalam rangka menjadikan Pertamina sebagai sebuah PT / KPS, bukan dari produksi minyak yang dihasilkan oleh Pertamina. Nilai aset itu yang akan dibebankan terhadap cost recovery selama beberapa tahun. Besarnya masih tarik ulur antara Pertamina dan Pemerintah.

Milis Migas Indonesia pernah lho mengadakan seminar cost recovery dengan mengundang para pakarnya. Sayang, tidak banyak anggota yang memanfaatkan momen tersebut sehingga persoalan cost recovery jadi berlanjut di milis. Tapi mudah-mudahan ada anggota milis yang bisa menjelaskan kembali permasalahan ini sehingga bisa terselesaikan secara tuntas.

Tanggapan 3 – Crootth Crootth

Thanks infonya Mas Budhi,

Dari pengurangan cost recovery tak langsung ini, cost recovery Pertamina aslinya berapa kira kira yah Pak?

Tanggapan 4 – Administrator Migas

Mas DAM, angka pastinya nanti saya tanyakan kepada pejabat yang berhubungan dengan cost recovery. Tetapi sepintas sewaktu seminar cost recovery, cost (USD/boe) Pertamina dibawah rata-rata KKKS (9.2 USD/boe) –> mudah-mudahan nggak salah dengar. Mungkin karena sumur minyaknya banyak di daratan sehingga lebih murah daripada menambang minyak di laut.

Tanggapan 5 – M Zaki Zulqornain

Mas DAM aka Gharonk dan teman2 semua,

Hitung2annya ga bisa sekonyong2 produksi Pertamina harus 36.6% dari total produksi Indonesia, mesti dilihat komponen cost recovery itu apa saja dan mesti diingat, persentase masing2 komponen itu di tiap KKKS akan berbeda2. Jadi bisa aja Pertamina mestinya produksi lebih dari 36.6% 😀

Mestinya bisa dibuat breakdown perhitungan masing2 KKS berapa cost/bbl tiap2 KKKS jadi terlihat siapa yg bisa efisien (cost rendah) dan siapa yg cost-nya tinggi. Dari situ bisa dilakukan evaluasi thd kinerja KKKS yg bersangkutan. Biasanya yg punya sumur2 tua akan pakai justifikasi karena sumur tua maka biaya naik, tapi harus dievaluasi naiknya itu wajar atau tidak. Analisis bisa dilakukan lebih jauh lagi, semisal suatu KKKS biayanya lebih tinggi, lalu dilihat apakah: pegawainya kebanyakan? (lalu dilihat kemungkinan utk pengalihan pegawai ke KKKS lain) pembelian barang2nya kemahalan? (prosedur pengadaan barangnya diteliti lagi, atau vendor2 tertentu dievaluasi lagi apakah masih perlu dijadikan mitra jika harganya mahal, KKKS tsb bisa disarankan ke depannya pakai vendor2 lain yg di KKKS lain terbukti bisa lebih murah), dsb.

Jadi tidak bisa selalu dipakai alasan sumur tua, dlsb tanpa ada hitung2an yg jelas dan transparan. Soalnya alasan itu bisa selalu dibuat: sumur tua, biaya lifting naik; kalo lapangan baru, capex tinggi. Lha nanti kapan kita bisa produksi dg biaya yg tidak tinggi?

Sampai skrg saya masih ngikut Mas Rovicky, still curious kok bisa hitungannya USD 25.08/bbl? Mungkin kebanyakan cost recovery dari biaya2 tahun kemaren? Masih tunggu hitung2annya utk dipaparkan ke public.

Pembahasan selengkapnya dari rekan-rekan Mailing List Migas Indonesia pembahasan bulan Januari 2008 ini dapat dilihat dalam file berikut:

Share This