Oleh: Nur Iman Gunarba

Wartawan Harian Ekonomi Neraca

Setelah proses alot sejak 2008, akhir 2010 kemarin Presiden SBY meneken beleid soal cost recovery melalui PP 79/2010. Sederhananya, cost recovery sendiri dipahami sebagai biaya produksi migas yang bisa ditagihkan kepada negara.

Biaya tersebut keluar selama kegiatan operasi perminyakan yang meliputi kegiatan eksplorasi, pengembangan dan eksplorasi migas yang sebelumnya dikeluarkan oleh perusahaan migas dan dapat dikembalikan oleh negara dalam rangka kontrak kerjasama.

Pertanyaan yang nyaris terbilang klasik setiap menyinggung cost recovery adalah seberapa akuntabel penghitungan besaran biaya talangan yang diguyurkan pemerintah. Hal ini bertolak dari tambahan daftar negatif yang sebelumnya tertera dalam Peraturan Menteri Nomor 22 Tahun 2008 tentang jenis-jenis biaya kegiatan hulu minyak dan gas bumi, yang tidak dapat dikembalikan kepada KKKS.

Artinya praktik pembayaran cost recovery sebelumnya mengakomodasi biaya-biaya yang sejatinya untuk kepentingan KKKS semata misalnya mendatangkan tenaga ahli untuk pelatihan dan bahkan biaya entertainment internal. Sebelumnya ada 17 jenis biaya yang tidak dapat dikembalikan kepada KKKS. Jumlah itu ditambah 7 lagi menjadi 24 jenis dalam PP Cost Recovery. Menteri ESDM pun mengakui penambahan itu ternyata sempat memicu pertanyaan dari publik.

Sebelum berlakunya UU No. 22 Tahun 2001 tentang Migas, eksplorasi dan produksi migas didasarkan pada Kontrak Bagi Hasil (PSC-Production Sharing Contract). Pada masa itu, berdasarkan UU No 8 Tahun 1971, Pertamina ditunjuk oleh Pemerintah untuk mewakilinya dalam melakukan kontrak dengan pengusaha migas yang pada umumnya merupakan perusahaan asing.

Sedangkan UU No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi merubah PSC menjadi Kontrak Kerjasama (KKKS). Aturan ini sekaligus mengalihkan pengelolaan kontrak dengan perusahaan pertambangan dari Pertamina kepada BPMIGAS. Berdasarkan Peraturan Pemerintah No. 42 Tahun 2002, BPMIGAS merupakan aparat pemerintah.

Kembali ke PP Cost Recovery, pemerintah tegas mengklaim regulasi itu menguntungkan pemerintah ataupun kontraktor kontrak kerja sama migas. Tiga hal penting yang menjadi kekhawatiran kontraktor migas telah diakomodasi alias tidak masuk dalam PP. Yaitu, pembatasan (capping) cost recovery, peraturan berlaku surut atau retroaktif, serta ketiga pungutan dan pajak selama masa eksplorasi.

Cost recovery 2011 sendiri meningkat dari US$ 12,8 per barel pada 2008 menjadi  US$ 13,9 per barel pada 2009. Sementara, kinerja pengendalian CR pada 2010 mencapai US$ 11,952 juta dari target US$ 12,189 juta atau hanya 98,1% dari target. Di saat sama, lifting minyak hanya tercapai 954 MBOPD dari target 965 MBOPD. Artinya, ada fenomena   produksi turun sedangkan cost recovery naik.

Cost recovery selama ini juga digunjingkan karena dianggap terlalu berlebihan. Indikasinya, pihak perusahaan migas menggunakan kesempatan untuk me-reimburse biaya sebesar-besarnya. Nah, momentum berlakunya regulasi terbaru ini, tentu publik mesti terus mendesak transparansi penghitungan cost recovery. Hal ini juga senada dengan keprihatinan kita terkait produksi migas sebesar 954 barel per hari yang tak mencapai target pada 2010 yang dipatok 954 barel per hari.