Bisnis Indonesia

Jumat, 05/03/2010

OLEH IQBAL ALAN ABDULLAH
Anggota Komisi VII DPR dari Fraksi Hanura

Menkeu Sri Mulyani dalam rapat kerja dengan Komisi VII DPR (18 Februari) menyatakan pemerintah tidak pernah memberlakukan capping cost recovery melalui APBN. Entah angin apa tiba-tiba isu tersebut muncul.

Pertanyaan yang mendasar sekarang adalah mengapa cost recovery perlu ‘dibatasi’? Atau perlukah cost recovery ‘dibatasi’?

Pembatasan cost recovery sebenarnya bukan barang baru dalam kebijakan industri migas di Indonesia. Pada kontrak bagi hasil migas generasi I (1965-1975) pernah diberlakukan pembatasan cost recovery yakni maksimum 40% dari penjualan migas yang diproduksikan kontraktor.

Dengan pembatasan tersebut, kontraktor mendapatkan bagi hasil 35% bersih (pajak dibayarkan pemerintah/Pertamina) setelah dipotong cost recovery. Setelah terjadi krisis energi 1973-yang menyebabkan harga minyak meningkat pesat-batasan cost recovery menjadi tidak efektif lagi.

Selain itu, pajak pendapatan kontraktor yang dibayarkan Pertamina sebagai tax credit di negara asal kontraktor tidak diakui. Pembatasan tersebut akhirnya dihilangkan pada kontarak bagi hasil generasi II (1976-1988).

Pada1986 harga minyak kembali jatuh di bawah US$10 per barel yang menyebabkan equity to be split (ETS) menjadi kecil atau nol. Kondisi ini mengakibatkan negara tidak mendapatkan bagian.

Pembatasan cost recovery kemudian diberlakukan kembali pada kontrak bagi hasil generasi III (mulai 1988) dalam bentuk first trenche petroleum (FTP) sebesar 10%-20% dari penjualan migas hingga sekarang.

Penulis setuju dengan pernyataan Kepala BP Migas Priyono bahwa cost recovery adalah investasi. Namun, sikap penulis menjadi berseberangan ketika beliau mengatakan bahwa pembatasan cost recovery sama saja dengan membatasi kegiatan investasi.

Pembatasan cost recovery bisa memberikan dua implikasi yakni positif dan negatif bergantung pada pembatasan seperti apa yang akan dibuat oleh pemerintah.

Pembatasan cost recovery secara tepat akan membuat kegiatan industri hulu migas akan menjadi lebih efektif dan efisien. Di samping itu, dapat membangun budaya keteknikan yang baik, sebagaimana diamanatkan oleh UU Migas.

Di sisi lain regulasi pembatasan yang salah kaprah-misalnya dengan pemberlakuan capping cost recovery berdasarkan nilai nominal tertentu dari APBN-jelas akan membuat kegiatan industri hulu migas menjadi stagnan.

4 Pertimbangan

Ada empat pertimbangan yang dapat dijadikan dasar dalam pembatasan cost recovery. Pertama, pembatasan cost recovery dimaksudkan untuk menghindari investasi yang tidak perlu (gold plating). Kedua, pembatasan cost recovery dapat memaksa kontraktor untuk patuh pada prinsip good engineering practice.

Keputusan investasi yang tidak didasarkan pada prinsip tersebut, risikonya harus ditanggung sendiri oleh kontraktor dan tidak boleh dibebankan pada cost recovery.

Ketiga, untuk menegakkan wibawa BP Migas bahwa jika kontraktor mengabaikan approval yang diberikan oleh Kepala BP Migas mereka harus menanggung risiko sendiri. Selama ini realisasi biaya yang melebihi 10% tanpa justifikasi yang dapat diterima-sebagaimana diatur oleh BP Migas-seperti angin lalu saja.

Hal tersebut dimungkinkan karena BP Migas hanya jadi macan ompong yang tak bisa memberikan sanksi apa pun atas setiap pelanggaran.

Keempat, pembatasan cost recovery akan memaksa kontraktor dapat memilah-milah biaya yang ada kaitan langsung dengan operasi migas dan yang tidak ada relevansinya sama sekali.

Pembatasan cost recovery harus dituangkan secara jelas dan tegas dalam Peraturan Pemerintah yang akan dibuat, agar dapat dijadikan dasar yang kuat bagi BP Migas untuk menjalankannya.

Dengan pertimbangan tersebut di atas, maka prinsip dari pembatasan cost recovery adalah hanya biaya operasi (eksplorasi, pengembangan, dan produksi) yang layak saja, yang berhak diklaim sebagai cost recovery.

Untuk biaya operasi tak layak, tidak berhak diklaim oleh kontraktor sebagai cost recovery. Biaya operasi layak adalah biaya operasi pengusahaan migas yang memenuhi persyaratan kelayakan keteknikan dan/atau akunting.

Biaya operasi layak ini terdiri dari biaya operasi layak secara keteknikan dan/atau akunting dan biaya operasi bersyarat, yang secara keteknikan dapat dibuktikan keberhasilannya.

Pengertian biaya operasi tak-layak adalah biaya operasi pengusahaan migas yang tidak memenuhi persyaratan kelayakan keteknikan dan/atau akunting. Biaya operasi tak layak ini terdiri dari biaya operasi tak layak secara keteknikan dan/atau akunting dan biaya operasi bersyarat, yang secara keteknikan tidak dapat dibuktikan keberhasilannya.

Kelayakan teknik

Faktor kelayakan keteknikan harus dijadikan dasar dari penerbitan persetujuan atas usulan WP&B dan AFE oleh Kontraktor kepada BP Migas. Kelayakan keteknikan tersebut tidak terbatas pada pengertian keteknikan secara operasional dan teknologi, tetapi sudah harus mencakup pula pengelolaannya (manajemen proyek).

Dengan demikian, biaya operasi layak adalah biaya-biaya yang diperlukan untuk mendukung terlaksananya operasi pengusahaan migas dan telah memenuhi persyaratan operasional, teknologi dan persyaratan pengelolaan (manajemen) operasi secara efektif-efisien, serta memenuhi prosedur keadministrasian dan akunting.

Selain menjabarkan secara jelas dan tegas mengenai pembatasan cost recovery ini, peraturan pemerintah juga harus memberikan kejelasan dan ketegasan dalam menentukan pengeluaran apa saja yang bisa dibiayakan oleh kontraktor untuk kepentingan perhitungan perpajakan.

Apakah seluruh biaya yang termasuk cost recovery otomatis dapat dibiayakan dan apakah biaya yang termasuk non-cost recovery menjadi tidak dapat dibiayakan?

Para pelaku usaha migas, BP Migas dan BPK/BPKP tentunya sangat menantikan kehadiran PP ini.