Jakarta Pusat, Jakarta, ruangenergi.com— Angka cost recovery hulu minyak dan gas bumi kembali menjadi sorotan.
Dalam bahan paparan SKK Migas yang dibaca RuangEnergi.com dari peserta rapat, realisasi cost recovery meningkat dari sekitar US$7,62 miliar pada 2024 menjadi US$8,43 miliar pada 2025.
Kenaikan tersebut terjadi ketika kebutuhan belanja operasi hulu migas juga semakin besar. Dalam dua tahun terakhir, total komponen biaya operasi naik dari sekitar US$7,6 miliar pada 2024 menjadi US$8,4 miliar pada 2025.
Data tersebut dipaparkan dalam agenda Rapat Dengar Pendapat (RDP) Komisi XII DPR RI dengan Kepala SKK Migas pada September 2026.
Dalam RDP Komisi XII DPR dengan SKK Migas yang berlangsung tertutup, sejumlah data dalam bahan paparan yang diperoleh RuangEnergi.com dari peserta rapat menunjukkan, dari empat komponen utama biaya operasi—eksplorasi dan pengembangan, produksi, administrasi, serta depresiasi—biaya produksi masih menjadi pos terbesar.
Pada 2024, biaya produksi mencapai sekitar US$3,9 miliar, atau 51 persen dari total biaya operasi.
Setahun kemudian, nilainya masih sekitar US$3,9 miliar, tetapi porsinya turun menjadi 46 persen karena terdapat kenaikan pada komponen lainnya.
Biaya eksplorasi dan pengembangan naik dari US$2,1 miliar menjadi US$2,2 miliar. Sementara itu, depresiasi meningkat cukup tajam dari US$1,2 miliar menjadi US$1,8 miliar. Biaya administrasi juga naik dari sekitar US$500 juta menjadi US$600 juta.
Dengan kata lain, kenaikan biaya operasi 2025 tidak semata-mata berasal dari kegiatan produksi. Struktur biaya menunjukkan adanya peningkatan pada depresiasi serta eksplorasi dan pengembangan.
Pada 2024, SKK Migas mencatat WP&B biaya operasi sekitar US$8,671 miliar, sedangkan realisasinya mencapai US$7,618 miliar.
Dengan demikian, tingkat realisasi mencapai sekitar 88 persen dari anggaran.
Dalam tabel kinerja operator, capaian masing-masing KKKS cukup beragam. Pertamina EP misalnya mencapai 98 persen, ExxonMobil 94 persen, Pertamina Hulu Mahakam 90 persen, sementara Medco E&P Natuna tercatat 83 persen dan PetroChina International Jabung 81 persen.
Secara total, cost recovery per BOE tercatat sekitar US$21,31.
Memasuki 2025, WP&B meningkat menjadi sekitar US$9,858 miliar. Realisasi cost recovery mencapai US$8,429 miliar, atau sekitar 86 persen.
Artinya, secara nominal cost recovery naik sekitar US$811 juta atau lebih dari 10 persen dibandingkan 2024.
Namun, persentase pencapaian terhadap WP&B justru turun dari 88 persen menjadi 86 persen.
Yang menarik, biaya cost recovery per BOE juga bergerak naik, dari US$21,31 per BOE pada 2024 menjadi US$22,02 per BOE pada 2025.
Jika tabel 2025 dibaca lebih detail, terdapat sejumlah capaian operator yang menarik perhatian.
BP Berau Ltd. misalnya mencatat realisasi cost recovery sekitar US$679,19 juta, sementara WP&B-nya sekitar US$317,91 juta. Dalam tabel SKK Migas, capaian tersebut tercatat 214 persen.
Sebaliknya, kelompok KKKS lain memiliki WP&B sekitar US$3,52 miliar, dengan realisasi sekitar US$2,33 miliar, atau hanya 66 persen.
Perbedaan tersebut memperlihatkan bahwa realisasi biaya antarwilayah kerja tidak seragam. Ada proyek yang realisasinya jauh di bawah rencana, tetapi ada pula yang melampaui WP&B yang ditetapkan.
Persoalannya Bukan Sekadar Besar atau Kecil.
Di sinilah isu cost recovery menjadi menarik.
Bagi industri hulu migas, biaya besar tidak otomatis berarti tidak efisien. Eksplorasi, pengeboran, pengembangan fasilitas, well workover, operasi dan pemeliharaan memang membutuhkan modal yang besar.
Namun, dari perspektif negara, setiap biaya yang masuk dalam mekanisme cost recovery harus memiliki hubungan yang jelas dengan kegiatan usaha hulu migas dan memberikan manfaat terhadap produksi maupun pengembangan cadangan.
Karena itu, SKK Migas dalam paparannya menekankan sejumlah aspek efisiensi, antara lain optimalisasi biaya operasi, pemilihan teknologi, penggunaan fuel, kontrak jasa, percepatan perizinan dan pembebasan lahan, hingga penyesuaian pembebanan biaya operasi.
SKK Migas mencatat adanya program kerja yang dilanjutkan ke periode berikutnya atau carry over. Ini menunjukkan bahwa tidak seluruh rencana kerja yang sudah masuk WP&B dapat dieksekusi dalam tahun yang sama.
Perizinan dan pembebasan lahan juga menjadi salah satu faktor yang dapat memengaruhi jadwal pelaksanaan kegiatan.
Dengan demikian, rendahnya realisasi terhadap WP&B tidak serta-merta dapat dibaca sebagai penghematan. Bisa saja terdapat kegiatan yang tertunda dan bergeser ke tahun berikutnya.
Data tersebut pada akhirnya memperlihatkan dilema klasik industri hulu migas.
Di satu sisi, biaya harus dikendalikan agar kegiatan hulu semakin efisien. Di sisi lain, pemangkasan atau pembatasan biaya yang terlalu ketat berpotensi menghambat eksplorasi, pengeboran dan pengembangan lapangan.
RuangEnergi.com membaca paparan tersebut, mencatat kenaikan cost recovery dari US$7,62 miliar menjadi US$8,43 miliar, ditambah kenaikan cost per BOE dari US$21,31 menjadi US$22,02, menjadi sinyal bahwa efisiensi biaya akan semakin penting dalam menjaga keekonomian proyek hulu migas.
Sebab, tantangan hulu migas Indonesia bukan hanya bagaimana mengeluarkan biaya lebih sedikit, tetapi bagaimana setiap dolar yang dikeluarkan mampu menghasilkan lebih banyak produksi, cadangan dan penerimaan negara.
Dan di situlah kualitas pengawasan cost recovery akan diuji: bukan sekadar mengejar angka biaya rendah, melainkan memastikan biaya yang dikeluarkan benar-benar menghasilkan kegiatan hulu migas yang produktif.
Ruangenergi.com mencoba mengklarifikasi ke SKK Migas, namun belum dijawab hingga berita ini ditayangkan.
