Biaya “Cost Recovery” Diusulkan US$15,16 Miliar - Dalam APBN-P

NERACA

Jakarta---Pemerintah mengajukan biaya operasi minyak dan gas yang dikembalikan atau "cost recovery" dalam RAPBN Perubahan 2012 sebesar 15,16 miliar dolar AS atau naik 23% dibandingkan APBN sebesar 12,33 miliar dolar. Alasanya kenaikan "cost recovery" tersebut merupakan usulan kontraktor kontrak kerja sama (KKKS). "Atas usulan KKKS per Maret 2012, `cost recovery` diajukan 15,16 miliar dolar AS," kata Kepala Badan Pelaksana Hulu Minyak dan Gas Bumi (BP Migas) R Priyono di Jakarta,13/3

Menurut Priyono, dalam pelaksanaannya, pihaknya akan mengawasi pengeluaran "cost recovery"-nya, sehingga dimungkinkan turun. Namun pihaknya berpatokan "cost recovery" tidak lebih dari 25% hasil produksinya. "Kalau ternyata nanti `cost recovery`-nya lebih dari 25%. maka di-`carry over` ke 2013, sehingga nilai `cost recovery` tetap terjaga," paparnya

Lebih jauh Priyono menuturkan, peningkatan "cost recovery" dikarenakan pula perubahan asumsi harga minyak Indonesia (Indonesia crude price/ICP). Akibat kenaikan ICP, biaya operasi seperti "Duri Steamflood" meningkat dikarenakan proyek tersebut memakai gas untuk meningkatkan produksi minyaknya. Pada patokan harga minyak 90 dolar AS per barel, biaya Duri Steamflood dialokasikan 1,484 miliar dolar AS.

Namun, lanjut Priyono, dengan patokan ICP 105 dolar AS per barel, biaya Duri Steamflood meningkat menjadi 1,767 miliar dolar atau meningkat 19%. Biaya "cost recovery" untuk menambah cadangan migas juga sengaja ditingkatkan. Pada APBN, "cost recovery" untuk biaya eksplorasi ditetapkan sebesar 862 juta dolar, sedang revisinya diusulkan 1,166 miliar dolar AS.

Dikatakan Priyono, secara rinci memaparkan, besaran "cost recovery" sebesar 15,16 miliar dolar AS terdiri dari pengeluaran eksplorasi 1,166 miliar dolar AS dan pengembangan 3,349 miliar dolar. Lalu, biaya produksi yang terdiri dari operasi, "enhance oil recovery" (EOR), pemeliharaan dan lainnya 7,657 miliar dolar AS dan Duri Steamflood 1,767 miliar dolar, serta belanja administrasi 1,22 miliar dolar.

Sementara, "cost recovery" minyak terbesar adalah PT Chevron Pacific Indonesia dari Blok Rokan dan Siak termasuk Duri Steamflood sebesar 3,113 miliar dolar AS atau 24,65 dolar per barel dengan rencana produksi 345.000 barel per hari.

Selanjutnya, PT Pertamina EP sebesar 1,104 miliar dolar AS atau 22,35 dolar per barel untuk produksi 135.000 barel per hari. Sedang, "cost recovery" gas terbesar adalah Total EP sebesar 782 juta dolar AS atau 2,02 dolar per BBTUD dengan produksi 1.062 BBTUD. Kemudian, PT Pertamina EP 770 juta dolar AS atau 2,25 dolar per BBTUD untuk 934 BBTUD.

Priyono menambahkan pada 2011, realisasi "cost recovery" sudah mencapai 15,485 miliar dolar AS. Sementara, "cost recovery" sebagai hasil "work program and budget" yang diajukan KKKS adalah sebesar 17,42 miliar dolar.

Priyono juga mengatakan, biaya "cost recovery" Indonesia masih lebih rendah dibandingkan dengan negara lain, sehingga menjadi salah satu daya tarik bagi investasi, walaupun cadangannya kecil-kecil. "Dibandingkan Arab Saudi maupun di Amerika, `cost` per barelnya masih terhitung rendah, termasuk `finding cost`-nya," jelasnya

Dijelaskan Priyono, pada 2013, proyek Tangguh sudah balik modal, sehingga penerimaan negara akan makin bertambah. "Di luar dugaan, harga minyak naik dari patokan awal Tangguh yang hanya 30-40 dolar AS per barel, sehingga mempercepat `pay out` dari sebelumnya pada 2016 menjadi 2013," tuturnya.

Pada bagian lain, Priyono menambahkan, sensitivitas "cost recovery" adalah setiap perubahan 100 juta dolar, akan mempengaruhi penerimaan negara 74 juta dolar. "Paling tinggi adalah harga minyak, setiap perubahan satu dolar AS per barel, akan merubah penerimaan negara 324 juta dolar," tandasnya. **cahyo

Related posts