Usulan untuk menekan cost recovery sebesar 15% bisa menjadi salah satu faktor penyebab makin kurang menariknya investasi migas di Indonesia. Dikhawatirkan pengurangan cost recovery pada akhirnya akan memangkas biaya eksplorasi yang akan diikuti dengan penurunan produksi minyak nasional secara tajam di kemudian hari. Demikian diungkapkan Deputi Operasi BPMIGAS Eddy Purwanto di Jakarta.

Pembahasan – Sulistiyono

PERDEBATAN COST RECOVERY JADI HAMBATAN DALAM INVESTASI SEKTOR MIGAS

JAKARTA – Usulan untuk menekan cost recovery sebesar 15% bisa menjadi salah satu faktor penyebab makin kurang menariknya investasi migas di Indonesia. Dikhawatirkan pengurangan cost recovery pada akhirnya akan memangkas biaya eksplorasi yang akan diikuti dengan penurunan produksi minyak nasional secara tajam di kemudian hari. Demikian diungkapkan Deputi Operasi BPMIGAS Eddy Purwanto di Jakarta, Jumat (1/8).
‘Sebenarnya sah-sah saja bila DPR atau siapapun ingin penurunan cost recovery karena pengendalian cost memang sangat perlu. Namun perlu diingat juga bahwa saat ini rata-rata cost recovery di Indonesia adalah sebesar 23% dari revenue dan bila ditekan sebesar 15% maka pencapaian cost recovery menjadi 19%,’ kata Eddy.

Profesor Ong Han Ling dari ITB, mengutip hasil studi Johnston , menyimpulkan besaran cost recovery yang wajar di dunia adalah sebesar 40%. Perhitungan ini didasarkan pada kenyataan bahwa 75% PSC di dunia mempunya cost recovery antara 40-60%. Menurut Johnston, jika cost recovery ditekan menjadi 20% maka hal itu dianggap ‘cruel’.

‘Apabila Indonesia tetap memaksakan penekanan cost recovery menjadi 19%, besar kemungkinan Indonesia menjadi tidak menarik lagi bagi investor,’ ujar Eddy.

Lebih lanjut Eddy mengatakan jika perusahaan-perusahaan diminta untuk mengurangi cost recovery dibawah batas kewajaran, maka secara otomatis biaya yang akan dikurangi adalah biaya yang tidak berhubungan langsung dengan produksi, seperti eksplorasi. Padahal untuk menggantii cadangan migas yang diproduksi, Indonesia membutuhkan biaya eksplorasi sebesar US$ 3 – 4 miliar per tahun, dengan perhitungan success ratio eksplorasi sebesar 10-20%.
‘Bila kegiatan eksplorasi terpaksa dipangkas, dapat dipastikan kemunduran industri migas di Indonesia dalam beberapa tahun mendatang,’ tutur Eddy.
Menurut Eddy, dengan pengalaman lebih dari 100 tahun mengelola sumber alam migas, Indonesia dinilai sebagai salah satu negara yang paling efisien. Biaya produksi dan finding cost migas Indonesia adalah satu yang termurah di seluruh dunia.
‘Sekali lagi, biaya yang murah dan ketersediaan cadangan tidak cukup untuk menarik minat investor. Untuk memperbaiki iklim investasi agar lebih menarik tidak hanya merupakan tanggung jawab sektor migas saja tetapi juga merupakan tanggung jawa semua sektor, sehingga sektor migas diharapkan dapat diandalkan untuk menopang APBN,’ kata Eddy. ***

Tanggapan 1 – Rovicky Dwi Putrohari

Menurutku sakjane CR bisa saja ditekan berapapun sampai 0% yang berarti menjadi kontrak konsesi.
Yang perlu diketahui adalah ada faktor lain yaitu SPLIT. Kalau CR dikurangi tapi split ditambah dengan sendirinya akan terjadi penyeimbangan dan menarik investor. Di Malaysia disebut R/C (‘Recovery over Cost’).

Yang aku heran yang ‘menghambat’ atau tidak yakin malah bangsa sendiri. Investor (calon investor)-nya ngga ada yang berkomentar ya ?

Tanggapan 2 – Yuyus Uskara

Mungkin dalam konteks Recovery cost aja Pak RDP, jadi belom sampe ngomongin yang yang bapak tulis SPLIT itu –IMHO–

Tanggapan 3 – Ivan Bintara

Pak Rovicky,

Saya kira ada kesalahan prinsipal dari statement Anda yang mengatakan CR = 0% yang berarti kontrak konsesi.

Saya kira mau kontrak konsesi, PSC, service contract, atau apapun lah, pasti ada cost nya, didalam sistem PSC, karena kontraktor nalangin dulu, makanya dia minta reimburse, yang disebut cost recovery. Dalam sistem konsesi, setelah bayar royalti, cost nya langsung dipotong sama perusahaan, untuk perhitungan bayar pajak. Kalau cost nya besar (entah besar betulan atau karena di mark up), maka bayar pajaknya jadi kecil…

Saya pernah baca paper salah satu pakar ekonomi migas, kalau di freeport (yang pakai sistem konsesi), orang boleh main golf dan dibebankan ke perusahaan, kenapa dalam sistem PSC nggak boleh?. Ini analogi ekstrim. tapi saya kira analogi ini valid, karena begitu banyak orang bingung dengan sistem cost recovery dan menganggap sitem konsesi ‘nggak ada cost-nya’.

Tanggapan 4 – Zaki

Pak Ivan,

Utk konsesi, cost pastilah ada, tapi yg secara langsung dibebankan ke negara (CR, cost recovery) = 0. Secara tidak langsung, biaya yg ditanggung negara ada juga, yaitu berupa penurunan income tax karena pendapatan sebelum pajaknya turun, karena biayanya kegedean (kebanyakan maen golf, hehehe).
Tapi ya utk sistem konsesi/royalti ya ga mungkin toh split utk negara (atau royalti) 85%, lha wong biayanya ditanggung bulat2 oleh company. Mungkin ada yg punya referensi royalti yg mesti dibayar oleh perusahaan tambang batubara atau emas ke negara berapa persen ya? Rasanya sih cuma sekitar 15%? CMIIW.

Tanggapan 5 – Ivan Bintara

Pak Zaki,

Biaya yang mau dikeluarkan tidak tergantung dengan apakah dia PSC atau konsesi. Katakanlah Anda mau mengembangkan lapangan X, biayanya 300 juta dollar. Biaya yang akan dibebankan sama saja. Di PSC harus ditagih kembali ke negara (lewat cost recovery, lebih rumit karena minta persetujuan segala macem), di konsesi, perusahaan langsung potong saja (lebih nyaman buat perusahaan). Orang sering salah kaprah, katanya konsesi lebih bagus karena nggak repot2 mengurusi cost recovery!

Kalau kita tanya, mau nggak kontrak konsesi (kaya dipertambangan) diganti PSC?, mana mau mereka (freeport dkk), sudah keburu enak.. eh itu pun masih pakai nahan2 royalti segala ha ha.. Kalau ditanya sebaliknya sama kontraktor migas, mau nggak sistem PSC, diganti konsesi, ya jelas mau semua.

Tanggapan 6 – Rawindra Sutarto

Menurut saya, koq kebalik. Manajemen kontrak konsesi/karya sangat keblinger kalok membiarkan cost-nya membengkak. Kan ada direktur2 dan/atau shareholders di sana, yang setiap saat / setiap fase mengukur profitability usahanya (profit = revenue-cost). Mereka juga ekstra sensitif bila management team ber-‘hanky-panky’ khususnya dgn taxman.

Itu pengamatan saya 5 thn di kontrak karya PTSI, Sumatra. Luar biasa pelit. Tadinya saya kira mereka ber-KKN mengimpor mobil2 baru 4WD yang kokoh & gagah dari Detroit (Ford/GM). Tapi lantas mengerti keunggulan cost benefit-nya dibanding membangun jalan atau fasilitas produksi yang ‘proper’ melintasi hutan rimba (pada dekade ’70-’80-an, jeep Toyota masih kelepekan bermain ‘offroad’).

Menurut saya lagi, hehe, di PSC, staf Acctg Dept dan Int Audit cukup diisi personnel kelas-2, karena tugas suci mereka sbg costs-controller sudah diambilalih Pertamina-BKKA / BPPKA / BPMigas, BPKP dst.

Tanggapan 7 – Sulistiyono

Pada awalnya kontrak PSC yang mulai tahun 1966 di develop menggunakan ceiling cost untuk biaya operasi yaitu 40%, persis seperti penelitian londo yang dikemukakan Pak Ong. Namun setelah dikaji ternyata cost nya tidak pernah melebihi 40% maka diubahlah PSC contract untuk urusan operating cost yang namanya serkarang cost recovery sejak tahun 1970 .
Ternyata operating cost yang di cost recovery tidak pernah melebihi 40% merskipun untuk biaya main golf dan hal2 lain yang mungkin tidak masuk akal/ logika untuk dibebankan sebagai operating cost.

Pertanyaan kita , apakah kita mau kembali ke ceiling cost untuk biaya operasi KPS seperti dulu dan angkanya dikecilkan supaya kita nggak terlalu ribed ngawasi KPS. Pertanyaan selanjutnya adalah berapa ceiling cost yang wajar ? Lha ini yang sulit.

Tanggapan 8 – Rovicky Dwi Putrohari

Pertanyaan kita , apakah kita mau kembali ke ceiling cost untuk biaya operasi KPS seperti dulu dan angkanya dikecilkan supaya kita nggak terlalu ribed ngawasi KPS. Pertanyaan selanjutnya adalah berapa ceiling cost yang wajar ? Lha ini yang sulit.

Saya kira lebih proper kalau menggunakan ‘sliding scale’ dalam ‘cost control’.
Di Malaysia dikenal dengan mana Revenue over Cost (R/C). Yaitu split berubah tergantung cost. Ini salah satu metode supaya si kontraktor kan mengontrol cost lebih ketat. Si Regulator maupun Controller (BPMIGAS), akan sedikit beban dalam mengontrol cost pada saat daerah dioperasikan KPS.

Contoh saja. Untuk meng’encourage’ small field development (marginal field), bisa juga ditambahkan ‘sliding scale’ dari Split menurut resourcesnya.

Misal

Untuk Onshore – kalau resources dibawah 5 MMBOE splitnya 70:30, kalau resourcesnya 5-10 splitnya 80:20, sedangkan diatas 10 splitnya 85:15, kalau diatas 20 splitnya 90-10.
Untuk Offshore – seperti diatas tapi ditambah scale 5 MMBOE dst.

Ini nglelakukan ‘exercise’-nya mudah, karena kita sudah jelas memiliki ratusan ‘straddle gas/oil resources’. Lapangan-lapangan kecil yang belum dikembangkan.

Tanggapan 9 – Ivan Bintara

Pak Rovicky,

Apa yang dilakukan oleh Malaysia itu bagus, mereka nggak pukul rata, untuk lapangan marginal, diperkenalkan metoda R/C, dan lain lain. Saya kira di kita pun, seyogyanya demikian, perkenalkan metoda sesuai dengan resiko lapangan. Gimanapun investor berhitung juga.

Seingat saya dulu (tahun 2005 kalau nggak salah), pemerintah memperkenalkan insentif lapangan marginal berupa cost recovery uplift sebesar 20%, maksudnya: investor bisa klaim 20% lebih dari biaya yang dikeluarkan. Insentif ini stop (dihentikan) apabila IRR mencapai harga tertentu (saya lupa berapa IRR-nya). Secara teori ini kebijakan yang luar biasa bagus untuk mendorong pengembangan lap. marginal. Tapi ini kayanya nggak jalan, karena KPS besar tetap ogah mengembangkan lapangan marginal dengan berbagai alasan. Ini salah satu kelemahan PSC kita yang ‘block basis’, kadang investor seenaknya menentukan kapan harus dikembangkan lapangannya, alasannya sudah bukan komersialitas lagi. Mereka nggak mau buang energi untuk lapangan kecil, tapi disuruh yang lain ngerjain atau dilepas juga nggak mau. Akhirnya ketegasan pemerintah yang diperlukan, sebaik apapun kebijakan, kalau nggak ditaati kedua pihak, ya percuma saja.

Tanggapan 10 – Sulistiyono

Saya kira KMI bisa mulai mengusulkan kepada otoritas migas options yang muncul dari diskusi milis kita, kepada otoritas migas nasional, mengenai jalan keluar untuk mengatasi cost recovery ini , paling tidak awalnya mendiskusikan atau mewacanakan dengan mereka dulu .

Sepengetahuan saya standar PSC Term itu sudah ada, sehingga standar tsb dapat dengan mudah diberlakukan untuk KKKS baru. Bagaimana dengan yang lama ? Tentu harus dinegosiasikan. Nah kemampuan negosiasi ini yang teramat perlu. Barangkali otoritas migas mempunyai negosiator sehebat Pak Jack Dzahar di zaman dulu tentu akan sangat membantu.

Tanggapan 11 – roeddy setiawan

Dear millis,

Saya kira bpkka/bpmigas juga melakukan hal yang mirip dg yg di posting pak rdp, sudah dulu banget cuman namanya ‘ke ekonomisan lapangan’ tidak mengubah split tapi dictating what pricing to lokal buyer. in prinsip sama juga.