Thursday, October 29, 2009

Menelaah Cost Recovery Indonesia

Dalam penjelasan Production Sharing Contract (PSC), Cost Recovery menjadi pilihan pada sistem PSC. Cost Recovery (CR) secara singkat adalah biaya investasi dan operasi produksi migas yang dikeluarkan Contractor dan dibayar GOI/Pemerintah Indonesia dalam mekanisma bagi hasil produksi, dimana lebih jelas tergambar pada skema bagi hasil PSC.

Dalam skema bagi hasil, sangat terlihat bahwa besarnya jatah (entitlement) GOI sangat dipengaruhi oleh CR. Semakin besar CR, maka equity to be split menjadi lebih rendah sehingga GOI mendapat jatah yang lebih rendah pula bahkan bisa saja nol barrel. Hal tersebut yang menjadi alasan kuat adanya FTP (First Trance Petroleum, yakni bagian lifting yang disisihkan sejumlah 20% untuk dibagi dahulu antara GOI dan Contractor) sehingga setidaknya GOI tetap mendapatkan jatah barrel minyak. Oleh karenanya, menjadi kepentingan GOI untuk menjaga sehingga CR seminimal mungkin yang monitor dan kontrolnya dijalankan oleh BP Migas.

Pada dasarnya semua biaya yang terkait operasi migas masuk dalam cost recovery. Namun terkait membengkaknya CR dari tahun ke tahun, maka BP Migas lebih selektif dalam pengontrolan CR. Beberapa data besaran Cost Recovery yakni tahun-CR; 2006-USD 8.12 Milyar, 2007-USD 8.71 Milyar, 2008 -USD 9.05 Milyar, dan 2009-USD 11.7 Milyar. Padahal di sisi yang lain, produksii minyak cenderung menurun yang menyebabnkan cost/barrel naik. Secara otomatis, jatah barrel GOI pun juga turun (walaupun penerimaan migas belum tentu turun karena fluktuasi harga).

Hal yang patut bersama dipahami bahwa CR terkait dengan biaya produksi, dan lapangan tua yang produksi nya menurun membutuhakan biaya perawatan yang semakin besar dibandingkan lapangan baru. Ibarat mesin, semakin tua usia mesin maka maintenance cost nya akan membengkak. Walaupun demikian, GOI (dan DPR) melihat bahwa anomali tersebut tidak bisa mutlak diterima.

Akibatnya, muncul Peraturan Menteri ESDM Nomor 22 Tahun 2008 tentang jenis-jenis biaya kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi yang tidak dapat dikembalikan kepada Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) yang bersi 17 negative list, diantaranya insentif jangka panjang karyawan, konsultan hukum yang tidak terkait operasi, expatriate tanpa persetujuan, kegiatan comdev dan PR serta bunga atas pinjaman.

Dalam kejadian misalnya equity to be split sama dengan zero karena besarnya CR sehingga hanya cukup untukl FTP, maka terdapat prioritas pembebanan cost recovery yang hanya bisa dilakukan pada tahun berjalan secara berurutan yaitu:


1. Unrecovered Other Costs; yang mencakup biaya Exploration dan jika CR masih mencukupi dimasukan juga Operating Expenses-OPEX periode tahun sebelumnya yang belum di cost recovery.
2. Current Year Non Capital Costs; yakni OPEX pada tahun berjalan.
3. Prior Years depreciation for Capital Costs; yakni depresisasi asset (Capital Expenditure-CAPEX) tahun sebelumnya yang belum di cost recovery.
4. Current Year depreciation for Capital Costs; yakni depresiasi asset (CAPEX) pada tahun berjalan.

Cost Recovery KKKS 2010Sejak tahun 2009, CR masuk item dalam APBN. Dari sisi pemerintah, masuknya CR dalam APBN menjadikan CR terlihat (sekalipun belum sepenuhnya terkontrol) sehingga bisa membandingkan dengan jelas besaran lifting dan CR. Dari sisi Contractor, 17 negative list menjadi “hambatan tambahan” dalam upaya meningkatkan produksi migas (namun jika dilihat jeli, 17 list tersebut adalah aktivitas yang tidak terkait langsung produksi migas).

Terlepas dari hal tersebut, masuknya CR dalam APBN sejatinya menyalahi konsep awal PSC yakni bagi hasil produksi. Item yang seharusnya masuk dalam APBN hanya entitlement GOI. Bagi hasil produksi artinya produksi (setelah dikurangi biaya) yang dibagi, urusan kontrol biaya dijalankan pemerintah melalui BP Migas. Pertanyaannya, jika BP Migas tidak optiimal mengapa ada pengawas hulu migas? Lalu, mengapa PSC dan bukan skema royalty seperti halnya Pertambangan sehingga tidak repot dilakukan controlling dan monitoring?

Untuk tahun 2010 berdasar kecenderungan kenaikan CR tahun ke tahun, maka pemerintah dan DPR memutuskan batas atas CR yang masuk dalam APBN 2010 sebesar USD 12.01 Milyar. Nilai tersebut dibagi dengan semua Contractor PSC yang beroperasi di Indonesia sesuai persentasi produksi BOE (Barrel Oil Equivalent). Jika CR lebih besar dari batas atas, maka CR dilakukan berdasar urutan prioritas CR diatas.

Berdasar data produksi migas sampai tengah tahun 2010 (sumber: Majalah Petrominer), 10 besar KKKS produksi migas Indonesia sebagai berikut (BOD: Barrel Oil per Day, MMSCFD: Million Cubic Feet Per Day) ;
Dengan asumsi persentase produksi 10 besar KKKS diatas tidak banyak berubah terhadap total lifting 2010 yang estimasi 2,466 juta BOE (Oil 960 ribu Barrel, gas 1.505 juta BOE data akhir Juli 2009), maka estimasi batas maksimal batas atas CR pada 10 KKKS adalah:
Olahan estimasi batas atas CR diatas seperti pisau bermata dua bagi KKKS. Di satu sisi menjadi panduan KKKS untuk mengkontrol CR nya sesuai dengan batas atas (daripada harus di carry over 2011), namun di sisi lain untuk project yang terkait produksi langsung dimana biaya nya besar akan dipertimbangkan dilaksanakan karena akan melebihi batas atas CR KKKS. Satu-satunya jalan jika terjadi demikian, BP Migas memberikan insentif misalnya Interest Holiday (insentif bunga pinjaman) atau bentuk lainnya.

Cost Recovery tersebut akan “bertemu” dengan target lifting 2010 yang jelas lebih berat karena dibebankan 965 ribu barrel oil (naik 5 ribu barrel dari 2009) pada lapangan yang sebagian besar mature dengan kecenderungan decline. Yang pada akhirnya layaknya prinsip ekonomi lah yang berjalan, untuk mendapatkan hasil semaksimal mungkin dengan upaya seminimal mungkin. Sebuah tantangan untuk dunia migas Indonesia.

1 comment:

casdiraku said...

Nice posting.. thanks info mas trrrrian.

Mas Dirrrraa..