Menarik membaca Media Indonesai Halaman -14 tanggal 17 September 2008 tentang “Produksi minyak turun tapi ongkos terus naik – Sopia Siregar”. Perkiraan kenaikan dari 10,55 Milar USD (tahun 2008) menjadi 12,9 Miliar USD (2009) atau sekitar 23 % menantang kita melihat fenomena atau sisi lain penyebab kenaikan cost recovery.
Jika kita mendengar atau membicarakan masalah cost recovery di KKKS (Kontraktor Kontrak Kerja Sama) MIGAS, yang muncul selalu nada negatif dan miring. Pembicaraan akan mengarah pada rekapitulasi dari pos-pos biaya tinggi yang disebabkan karena penggelembungan (mark-up) atau dari biaya-biaya yang tidak termasuk kedalam biaya yang boleh di recover. Sumber utama informasi selalu bermuara dari hasil temuan audit baik internal BPMIGAS, BPKP maupun BPK.

Pembahasan – khairul rizal

Dear Pak Budhi,/all

Terlampir tulisan sebagai tanggapan terhadap tulisan di Media Indonesia ‘ Produksi Minyak Turun tapi ongkos terus naik’ kemarin Sept 17,2008

Mudah2an ada manfaatnya.

Tanggapan 1 – Mustamin al-Mandary

Lampirannya belum ada ya?

Tanggapan 2 – Kuswo Wahyono

Menarik sekali tulisan tersebut, karena dapat merangkum pendapat-pendapat yang beredar di masyarakat awam tentang ‘cost recovery’.

Namun, tulisan seperti itu sangat disayangkan tidak melihat data secara makro tentang kondisi dan ‘ejah wantah’ dunia periminyakan di Indonesia. Kebanyakan tulisan berintikan pada pendapat pribadi, berdasar pengetahuan yang dimiliki tanpa mencoba menghubungi sumber data untuk memperkaya bahan tulisan.

Mengenai cost recovery seluruh KKKS berproduksi di Indonesia sebenarnya relatif stabil, ‘hanya’ sekitar 3.6% per tahun. Kenaikan biaya produksi tidak hanya terjadi di Indonesia tetapi dari seluruh dunia. Perlu diketahui, bahwa cost recovery di Indonesia adalah terendah dibandingkan negara-negara lain (kalau perlu data saya punya).

Namun, sejak ditandatanganinya KKKS PT Pertamina EP pada 17 September 2005, maka terjadi kenaikan cukup drastis. Berikut contoh data cost recovery KKKS (tidak termasuk PEP) untuk 2004; 2005; dan 2006 berturut-turut adalah sebagai berikut: 5.33 miliar US$; 5.62 miliar US$; dan 5.92 miliar US$. Namun, dengan masuknya PEP, pada 2005 menjadi 7.53 US$ dan pada 2006 menjadi 7.82 miliar US$, dimana sebanyak US$ 1.89 miliar di antaranya merupakan cost recovery PT PERTAMINA E&P (26.33%).

Bagaimana dengan produksi PT Pertamina EP? Ternyata kontribusi PT Pertamina EP hanya sekitar 11-13% dari seluruh produksi minyak Indonesia.

Ada lagi hal yang sangat mengganggu perhitungan, istilahnya ‘apple to orange’. Perhitungan cost recovery untuk seluruh kegiatan produksi minyak dan gas bumi, tetapi yang dibicarakan adalah produksi minyak saja, tanpa mempedulikan bahwa ada kenaikan produksi gas bumi.

Apablia kita kaitkan antara revenue migas dengan cost recovery (gross rev/cost rec) ternyata hasilnya akan menarik, berturut-turt dari 2002-2006 adalah: 3.8%; 3.6%; 4.1%; 5.2%; dan 5.4%. Artinya, meskipun ada kenaikan cost recovery, ternyata terjadi kenaikan produksi dan revenue.

Saya tidak mencantumkan data 2007 karena pada tahun ini harga minyak cenderung naik secara drastis, jadi mungkin tidak ‘apple to apple’ terhadap tahun sebelumnya.

Untuk 2009 memang terjadi penambahan kenaikan cost recovery cukup drastis, sekitar 2.4 miliar US$, mengapa?

Seperti kita ketahui lapangan Tangguh akan mulai berproduksi dan expor LNG pada 2009, dengan demikian maka cost recovery mulai akan muncul dan dibebankan kepada produksi gas yang sudah mulai komersial. Selain itu ada perubahan sistem kontrak gas untuk pembangkit steam generator di Duri (CPI) yang diperoleh dari lapangan gas COPI.

Lapangan EOR Duri Steam flood di CPI membutuhkan fuel untuk power generatornya, yang seharusnya membakar minyak duri (sekitar 50 ribu bopd) ditukar dengan penggunaan gas dari ConocoPhillips Indonesia (COPI). Minyak diserahkan oleh CPI kepada COPI dihitung sebagai revenue gas oleh COPI, sedangkan gas COPI sebagai fuel untuk pengganti crude oil yang dibakar oleh CPI.

Sesuai dengan tuntutan masyarakat melalui wakilnya di DPR, maka mulai 2009 crude oil sebanyak 50 ribu bopd harus masuk sebagai produksi CPI, dan CPI harus membayar gas yang dikirim oleh COPI. Dengan adanya jual beli gas tersebut, maka cost recovery PT CPI akan naik secara drastis sekitar 2.2 miliar US$. Namun, sebenarnya kenaikan cost recovery tersebut akan menjadi revenue bagi COPI yang kan dibagi untuk negara kita juga. Artinya cost bagi suatu perusahaan sebenarnya merupakan revenue bagi perusahaan lain, yang ujung-ujungnya akan dibagi juga untuk NKRI.

Cost recovery CPI sebesar 2.2 miliar US$ bisa saja diturunkan menjadi 1 miliar US$ sesuai ‘subject’ e-mail ini, tetapi tentunya akan menurunkan revenue NKRI juga.

Yang saya herankan adalah cost recovery selalu dihubungkan dengan jangka waktu persetujuan-persetujuan POD, WP&B, AFE, dan lelang. Betapa hebatnya perstujuan-persetujuan tersebut bisa menurunkan harga. Harga ditentukan oleh pasar, bukan oleh selembar kertas persetujuan.

Sebagai contoh saat ini DPR menyetujui harga dasar minyak 100 US$/bbl dalam APBN, tetapi saat ini ternyata harga pasar minya berada dibawah 95% US$/bbl. Apakah DPR bisa memaksa harga minyak 100 US$/bbl?

Kalau menginginkan penurunan cost recovery sebenarnya gampang. Seperti dalam tulisan pak Khairul Rizal terlihat pada grafik bahwa pengadaan barang dan jasa (diluar gaji) adalah 85%. Pertanyaan saya adalah, siapakah pemilik vendor-vendor barang/jasa tersebut? Nah, merekalah yang harus ditekan untuk jangan menaikkan harga seenaknya sendiri. Perlu diketahui, bahwa kalau vendor/pedagang menaikan harga berapa pun bukan termasuk korupsi tapi malah dapat apresiasi. Korupsi yang dilakukan oleh pejabat sebenarnya adalah sebagian kecil dari untung yang didapat oleh penyedia barang/jasa.

Tanggapan selengkapnya dari rekan-rekan Mailing List Migas Indonesia ini dapat dilihat dalam file berikut: