Mendorong Investasi Migas, Skema Cost Recovery Dianggap Cocok

“Ini kan juga masalah kita sekarang, bahwa we are going out of easy oil and gas. Kita ini sudah lewat masa minyak dan gas murah, kita semakin sulit mencari minyak,” imbuh Kholid.

Tak kalah penting, lanjut Kholid, sumur-sumur di Indonesia sekarang sudah lebih banyak air dibandingkan minyak. Dengan demikian untuk mengangkat minyak tersebut, membutuhkan usaha dan teknologi yang mahal.

Karena itulah menurutnya, sangat wajar jika terdapat kontraktor yang ingin kembali berubah dari skema gross split menjadi cost recovery. Karena tanpa cost recovery, kata dia, kontraktor migas seperti tidak mendapat insentif untuk merambah ke wilayah green field atau sumur dan cadangan baru. Mereka akan lebih senang bermain di area brown field atau sumur-sumur yang sudah dikembangkan.

“Makanya ketika skema cost recovery berubah menjadi gross split, sangat tidak menarik bagi kontraktor hulu migas. Dan jika itu terjadi terus-menerus, pada saatnya bisa membuat penerimaan negara dari sektor migas menurun,” pungkas Kholid.

Pembahasan antara kedua skema biaya operasional tersebut, belakangan memang mengemuka. Termasuk mekanisme perbaikan fiscal term, ketika skema gross split dalam kontrak diubah kembali menjadi cost recovery.

Pada Rapat Dengar Pendapat (RDP) Komisi VI dan PT Pertamina (Persero) pekan lalu misalnya, Wakil Direktur Utama Pertamina Wiko Migantoro mengatakan, sektor hulu minyak dan gas bumi (migas) Indonesia menunjukkan tanda-tanda akan mengalami kenaikan produksi.

Untuk itu dibutuhkan dukungan untuk memperbaiki fiscal term di sektor hulu migas. Melalui perbaikan fiscal term, diharapkan bisa mendorong optimalisasi produksi migas.

Sebelumnya, Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto juga membenarkan bahwa akan ada perubahan pada sejumlah wilayah kerja migas. Dari sebelumnya gross split menjadi cost recovery.

“Karena gross split, terasa betul KKKS tidak bisa bergerak melaksanakan aktivitas. Oleh karena itu, mereka mengajukan perubahan ke cost recovery,” kata Dwi.