JAKARTA – Menteri Energi Dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Ignasius Jonan dalam Rapat Dengar Pendapat (RDP) dengan Komisi VII DPR RI kemarin, Kamis (13/7), mengusulkan lifting migas untuk Rencana Anggaran Pendapatan Dan Belanja Daerah (RAPBN) tahun 2019 mendatang sebesar 2 juta barrel oil equivalent per day (BOEPD), lebih tinggi dari tahun 2018 yang sebesar 1,921 juta BOEPD dengan biaya produksi (cost recovery) USD 10,22 milyar lebih rendah dari outlook tahun 2018 sebesar USD 11,34 milyar. Usulan ini selanjutnya akan dibahas lebih lanjut dan ditetapkan pada Rapat Kerja hari Senin, (17/9) mendatang.“Lifting minyak dan gas bumi sampai hari ini realiasasinya itu 1,921 juta BOEPD, outlooknya 1,902 juta BOEPD. Dan untuk RAPBN 2019 diusulkan lifting migas sebesar 2 juta BOEPD dengan biaya produksi USD 10,22 milyar, dengan kurs sebesar Rp 14.400 per USD,” ujar Jonan.
Berdasarkan catatan Kementerian ESDM, realisasi cost recovery hingga akhir agustus 2018 sebesar USD 7,77 milyar dan outlooknya sebesar USD 11, 34 milyar. Untuk mengurangi cost recovery ini, menurut Jonan tidak banyak yang bisa dilakukan, paling banyak 1/3 atau 40% karena sisanya merupakan sisa bawaan dari masa kontraknya puluhan tahun yang lalu.
Kepala SKK Migas, Amin Sunaryadi menambahkan, lifting minyak bumi akan didominasi oleh 12 Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) seperti PT. Chevron Pacific Indonesia, Mobil Cepu LTD, PT. Pertamina EP dan Pertamina Hulu Energi yang menghasilkan lifting hingga 88% dari lifting minyak nasional. “Lifting minyak bumi hingga akhir bulan Agustus 2018 sebesar 774.425 BOPD atau 97% dari target lifting. Untuk tahun 2019 mendatang SKK Migas menetapkan forecast untuk tahun 2019 sebesar 750 ribu BOPD,” ujar Amin.
Forecast 2019 itulah yang nanti pada bulan Oktober hingga pertengahan bulan Desember 2018 itu yang akan dibahas secara detail perincian rencana kerja sehingga biaya yang akan menjadi cost recovery berapa termasuk produksi dan besar liftinganya, lanjut Amin.
Sejak tahun 2013 hingga 2018, realisasi cost recovery selalu melampaui target yang sudah ditetapkan, namun untuk tahun 2019 mendatang Amin menegaskan bahwa cost recovery akan berkurang karena sebagian kontrak migas skema production sharing contract (PSC) cost recovery berubah menjadi PSC gross split.
“Saat ini yang sudah efektif menggunakan skema gross split, Pertamina Hulu Energi (PHE) ONWJ dan yang baru akan mulai yaitu PHE Tuban dan PHE Ogan Komering. Nanti satu triwulan lagi akan ditambah dengan Sanga-Sanga dan South East Sumatera. Diharapkan penerapan skema gross split akan menurunkan biaya cost recovery,” jelas Amin.
Ditambahkan Amin, komponen cost recovery terbagi menjadi beberapa komponen, dan komponen terbesar cost recovery hingga bulan Agustus 2018 ini adalah current year operating cost yakni sebesar 76,8%.
“Current year operating cost terbagi menjadi cost untuk production (67%), cost untuk pengembangan (14%), cost untuk general dan administrative (10%), cost untuk exploration (9%),” tambah Amin.
Penulis : Safii
