Cost Recovery (CR) merupakan rezim bagi hasil dalam kontrak PSC yang mengatur hak kontraktor untuk mengembalikan biaya operasi dan investasi dari pendapatan produksi minyak dan gas, sebelum dilakukan pembagian keuntungan (profit split) dengan pemerintah. Dasar hukumnya adalah UU No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi.
Dalam kontrak PSC, seluruh perhitungan keekonomian dilakukan secara terpisah untuk masing-masing fluida, dengan minyak dan gas masing-masing memiliki rangkaian revenue, biaya, depresiasi, dan cost recovery sendiri. Pemisahan ini penting karena kondisi keekonomian kedua fluida bisa sangat berbeda, yaitu satu fluida mampu menutupi seluruh biayanya sementara fluida lainnya belum. Kondisi inilah yang nantinya diselesaikan melalui mekanisme transfer-antar-fluida.
Alur perhitungan CR mengikuti urutan berikut:
- Gross Revenue (Rt), total pendapatan dari penjualan produksi
- FTP (First Tranche Petroleum), prioritas utama yang dialokasikan dari gross revenue
- Investment Credit (IC), kredit investasi yang dibayarkan dari gross revenue
- Net Revenue, sisa gross revenue setelah FTP dan IC yang menjadi sumber cost recovery
- Recoverable Cost, total biaya yang dapat dikembalikan
- Cost Recovery, pengembalian biaya dari net revenue
- Transfer, penyeimbangan antara minyak dan gas
- Profit Split, pembagian ES antara kontraktor dan pemerintah
- DMO (Domestic Market Obligation)
- Taxable Income, dasar perhitungan pajak
- Tax, perhitungan pajak penghasilan
- Contractor/Government Take, hasil akhir
Gross revenue (Rt) merupakan total pendapatan dari penjualan hasil produksi minyak atau gas sebelum dikurangi komponen apa pun. Besarnya ditentukan oleh volume produksi dan harga jual di tahun tersebut.
Rt=Qt×Pt
Keterangan:
- Rt = gross revenue tahun t [MUSD]
- Qt = volume produksi (lifting) tahun t [MSTB atau BSCF]
- Pt = harga minyak atau gas di tahun t [USD/BBL atau USD/MMBTU]
FTP merupakan porsi pertama dari gross revenue yang dialokasikan kepada kontraktor sebagai prioritas utama, sebelum cost recovery. FTP dihitung dari gross revenue berdasarkan persentase yang ditetapkan dalam kontrak.
FTPt=Rt×αFTP
Keterangan:
- FTPt = First Tranche Petroleum tahun t [MUSD]
- Rt = gross revenue tahun t [MUSD]
- αFTP = porsi FTP [desimal]
FTP ini kemudian dibagi antara kontraktor dan pemerintah sesuai pre-tax share:
FTPctr,t=FTPt×αctr
FTPgov,t=FTPt×(1−αctr)
Keterangan:
- FTPctr,t = bagian kontraktor dari FTP tahun t [MUSD]
- FTPgov,t = bagian pemerintah dari FTP tahun t [MUSD]
- αctr = contractor pre-tax share [desimal]
Perlakuan pajak atas FTP diatur oleh PDJP No. 20/2017. Detail mekanisme perpajakan FTP tersedia di halaman FTP — Perlakuan Pajak.
Investment Credit (IC) merupakan kredit atas belanja modal (capital expenditure) yang diberikan kepada kontraktor. IC dibayarkan dari gross revenue bersamaan dengan FTP, sebelum cost recovery.
ICpaid,t=min(Rt−FTPt,ICtotal,t+ICunrec,t−1)
Keterangan:
- ICpaid,t = IC yang dibayarkan tahun t [MUSD]
- Rt = gross revenue tahun t [MUSD]
- FTPt = First Tranche Petroleum tahun t [MUSD]
- ICtotal,t = IC total tahun t (biaya modal yang memenuhi syarat × tarif IC) [MUSD]
- ICunrec,t−1 = IC yang belum dikembalikan dari tahun sebelumnya [MUSD]
IC yang tidak tertutupi oleh revenue (ICunrec,t) dibawa ke tahun berikutnya. Detail mekanisme IC tersedia di halaman Investment Credit.
Net revenue merupakan pendapatan yang tersedia untuk cost recovery, diperoleh dari gross revenue setelah dikurangi FTP dan IC.
Rnet,t=Rt−FTPt−ICpaid,t
Keterangan:
- Rnet,t = net revenue tahun t [MUSD]
- Rt = gross revenue tahun t [MUSD]
- FTPt = First Tranche Petroleum tahun t [MUSD]
- ICpaid,t = Investment Credit yang dibayarkan tahun t [MUSD]
Dengan Cost of Sales:
Pada kontrak yang mengaktifkan klausul Cost of Sales, gross revenue terlebih dahulu dikurangi biaya Cost of Sales sebelum FTP dan IC dikurangi, sehingga persamaan net revenue menjadi:
Rnet,t=(Rt−Csls,t)−FTPt−ICpaid,t
Keterangan:
- Csls,t = biaya Cost of Sales tahun t [MUSD]
Recoverable cost (Crbl,t) merupakan total biaya yang dapat dikembalikan ke kontraktor pada tahun tertentu. Komponennya meliputi depresiasi aset tetap, biaya non-depresiasi (OPEX, ASR, LBT), serta sisa biaya yang belum dikembalikan dari tahun sebelumnya.
Perlu dibedakan antara recoverable cost dan cost recovery:
- Recoverable cost (Crbl,t) — total biaya yang dapat dikembalikan (eligibility)
- Cost recovery (CR,t) — biaya yang benar-benar dikembalikan dari net revenue (actual)
Crbl,t=Dt+CNC,t+CU,t−1
Keterangan:
- Crbl,t = recoverable cost tahun t [MUSD]
- Dt = total depresiasi tahun t (termasuk carry-forward depreciation) [MUSD]
- CNC,t = total biaya non-depresiasi tahun t (OPEX, ASR, LBT, Cost of Sales) [MUSD]
- CU,t−1 = biaya yang belum dikembalikan dari tahun sebelumnya (unrecovered cost) [MUSD]
Komponen CU,t−1 dalam formula di atas merupakan carry-forward dari tahun sebelumnya, yaitu biaya yang berhak dikembalikan namun belum tertutupi oleh net revenue. Apabila net revenue tahun berjalan tidak mencukupi untuk mengembalikan seluruh recoverable cost, selisihnya menjadi unrecovered cost tahun ini dan dibebankan ke tahun berikutnya:
CU,t=max(Crbl,t−Rnet,t,0)
Keterangan:
- CU,t = unrecovered cost tahun t [MUSD]
- Crbl,t = recoverable cost tahun t [MUSD]
- Rnet,t = net revenue tahun t [MUSD]
Dengan mekanisme ini, seluruh biaya yang berhak dikembalikan akan terselesaikan seiring waktu, selama net revenue kumulatif proyek mencukupi.
Cost recovery (CR,t) atau dikenal juga sebagai recovered cost merupakan biaya yang benar-benar dikembalikan ke kontraktor dari net revenue pada tahun tertentu. Besarnya dibatasi oleh dua faktor, yaitu net revenue yang tersedia dan recoverable cost. Kontraktor tidak dapat mengembalikan biaya melebihi net revenue apabila recoverable cost lebih besar dari net revenue, sehingga selisihnya menjadi unrecovered cost yang dibawa ke tahun berikutnya.
CR,t=min(Rnet,t,γ⋅Crbl,t)
Keterangan:
- CR,t = cost recovery aktual tahun t [MUSD]
- Rnet,t = net revenue tahun t [MUSD]
- Crbl,t = recoverable cost tahun t [MUSD]
- γ = cap rate [desimal]
Catatan: Cap rate membatasi berapa besar recoverable cost yang dapat dikembalikan. Apabila tidak ada pembatasan, maka nilai γ=1.0 sehingga CR,t=min(Rnet,t,Crbl,t).
Equity to be Split (ES,t) merupakan sisa net revenue setelah seluruh cost recovery dikurangi. Nilai ini merepresentasikan "keuntungan" yang akan dibagi antara kontraktor dan pemerintah melalui mekanisme profit split.
ES,t=max(Rnet,t−CR,t,0)
Keterangan:
- ES,t = equity to be split tahun t [MUSD]
- Rnet,t = net revenue tahun t [MUSD]
- CR,t = cost recovery aktual tahun t [MUSD]
Seperti dijelaskan di awal, perhitungan dilakukan secara terpisah untuk minyak dan gas. Kondisi ini bisa menghasilkan situasi asimetris, yaitu fluida minyak memiliki surplus ES karena net revenue-nya mampu menutupi seluruh recoverable cost, sementara di sisi lain fluida gas masih memiliki unrecovered cost karena pendapatannya belum cukup. Tanpa mekanisme transfer, kontraktor kehilangan potensi pengembalian biaya dari fluida surplus tersebut.
Mekanisme transfer menyeimbangkan kedua fluida, memindahkan sebagian surplus ES dari fluida yang berlebih untuk menutupi unrecovered cost fluida yang defisit.
Etrf=min(ES,excess,CU,deficit)
Keterangan:
- Etrf = nilai transfer antar fluida [MUSD]
- ES,excess = ES surplus dari fluida yang memiliki kelebihan [MUSD]
- CU,deficit = unrecovered cost dari fluida yang memiliki kekurangan [MUSD]
Dampak mekanisme transfer terhadap cost recovery dan ES:
Mekanisme transfer bukan menambah net revenue dari fluida lainnya, melainkan mengurangi unrecovered cost dari fluida yang mengalami defisit. Dampaknya adalah unrecovered cost turun → cost recovery naik → ES turun, sehingga perhitungan ulang perlu dilakukan dengan langkah-langkah berikut:
Unrecovered cost setelah transfer:
CU,t′=CU,t−Etrf
Cost recovery setelah transfer:
CR,t′=Crbl,t−CU,t′
atau ekuivalen:
CR,t′=CR,t+Etrf
ES setelah transfer:
ES,t′=Rnet,t−CR,t′
Keterangan:
- CU,t′ = unrecovered cost setelah transfer [MUSD]
- CR,t′ = cost recovery setelah transfer [MUSD]
- ES,t′ = ES setelah transfer [MUSD]
- Etrf = nilai transfer [MUSD]
Dengan mekanisme ini, seluruh surplus ES dari fluida yang berlebih dikonversi menjadi tambahan cost recovery untuk fluida yang defisit, sehingga potensi pengembalian biaya kontraktor secara keseluruhan dapat dimaksimalkan.
ES setelah transfer (ES,t′) dibagi antara kontraktor dan pemerintah berdasarkan pre-tax share. Notasi ES,t′ menunjukkan nilai ES yang sudah memperhitungkan dampak mekanisme transfer-antar-fluida.
CSt=ES,t′×αctr
GSt=ES,t′×(1−αctr)
Keterangan:
- CSt = contractor share tahun t [MUSD]
- GSt = government share tahun t [MUSD]
- ES,t′ = ES setelah transfer tahun t [MUSD]
- αctr = contractor pre-tax share [desimal] (default: 41,6667% untuk oil, 52,0833% untuk gas)
Tipe split yang didukung:
- Conventional — pre-tax share tetap sepanjang kontrak
- Sliding Scale — pre-tax share berdasarkan ICP (Indonesian Crude Price)
- R/C — pre-tax share berdasarkan rasio revenue-to-cost
Besar pembagian ini ditetapkan dalam kontrak. Untuk minyak:
"Of the Crude Oil remaining after the deduction of FTP [...] and the recovery of Operating Costs [...], SKK MIGAS and CONTRACTOR shall be entitled to take and receive each Year, respectively fifty eight point three three three three percent (58.3333%) for SKK MIGAS and forty one point six six six seven percent (41.6667%) for CONTRACTOR."
— PSC Sub-section 6.2, Paragraph 6.2.3
Sedangkan untuk gas:
"...SKK MIGAS and CONTRACTOR shall be entitled to take and receive each Year as follows: SKK MIGAS forty one point six six six seven percent (41.6667%) and CONTRACTOR fifty eight point three three three three percent (58.3333%)."
— PSC Sub-section 6.3, Paragraph 6.3.2
Nilai αctr yang tercantum di kontrak merupakan hasil negosiasi. Pada awalnya, nilai ini didesain agar pembagian setelah pajak menghasilkan rasio yang eksak (misalnya 85:15 atau 70:30). Namun karena tarif pajak dapat berubah seiring regulasi, rasio setelah pajak tidak lagi persis sesuai desain awal. Oleh karena itu, perhitungan menggunakan nilai pre-tax share sesuai kontrak, bukan rasio after-tax yang diinginkan.
DMO dalam CR menghitung volume dan fee secara terpisah, lalu mengambil selisihnya sebagai net DMO (DDMO). Klausul DMO dalam kontrak berbunyi:
"CONTRACTOR shall after commercial production commences, fulfill its obligation towards the supply of the domestic market. CONTRACTOR agrees to sell and deliver to GOI a portion of the share of Crude Oil [...] calculated for each Year as follows: (a) Compute twenty five percent (25%) of CONTRACTOR's entitlement [...] multiplied by total quantity of Crude Oil produced; (b) The price at which such Crude Oil be delivered [...] shall be twenty five percent (25%) of the price determined [...]; (d) [...] for the period of five (5) consecutive Years (meaning sixty (60) months) starting the month of the first delivery [...] the fee per Barrel [...] shall be equal to the price determined in accordance with Section VI hereof."
— PSC Section V, Paragraph 5.2.19
Klausul ini menetapkan: volume DMO = 25% dari bagian kontraktor, harga DMO = 25% dari harga pasar kecuali selama DMO holiday atau ketika masih ada unrecovered cost. Ketika ini terjadi maka harga DMO menggunakan harga normal (full price).
Volume DMO:
QDMO,t=ϕQ×Qt×αctr
DMO Fee:
DMOfee,t={ϕP×Pt×QDMO,tPt×QDMO,tif CU,t=0 and outside holiday periodif CU,t>0 or within holiday period
Net DMO (DDMO):
DDMOt=(QDMO,t×Pt)−DMOfee,t
Keterangan:
- QDMO,t = volume DMO tahun t [MSTB atau BSCF]
- ϕQ = porsi volume produksi untuk DMO [desimal] (default: 25% oil, 100% gas)
- Qt = volume produksi (lifting) tahun t (termasuk GHV untuk gas)
- αctr = contractor pre-tax share [desimal]
- DMOfee,t = DMO fee tahun t [MUSD]
- ϕP = porsi harga yang dibayar sebagai DMO fee [desimal] (default: 25% oil, 100% gas)
- Pt = harga minyak atau gas di tahun t [USD/BBL atau USD/MMBTU]
- CU,t = unrecovered cost tahun t [MUSD]
Durasi DMO holiday (default: 60 bulan dari onstream date) menentukan kapan DMO mulai berlaku. Selama masa holiday, DMOfee,t=Pt×QDMO,t (tidak ada diskon), sehingga DDMOt=0.
Karena perhitungan DMO berbasis bulan sedangkan proyeksi keekonomian dilakukan secara tahunan, terdapat tahun di mana DMO holiday berakhir di pertengahan tahun. Pada tahun tersebut, DMO fee dihitung dengan bobot bulan:
DMOfee,t=12mt×Pt×QDMO,t+1212−mt×ϕP×Pt×QDMO,t
Keterangan:
- mt = bulan berakhirnya DMO holiday pada tahun t (1–12)
- Suku pertama = porsi bulan yang masih dalam holiday (harga penuh)
- Suku kedua = porsi bulan setelah holiday (harga diskon sesuai ϕP)
Mekanisme ini hanya aktif jika opsi weighted DMO diaktifkan pada konfigurasi kontrak.
TIt=FTPctr,t+CSt+ICpaid,t−DDMOt
Keterangan:
- TIt = taxable income tahun t [MUSD]
- FTPctr,t = bagian kontraktor dari FTP tahun t [MUSD]
- CSt = contractor share tahun t [MUSD]
- ICpaid,t = Investment Credit yang dibayarkan tahun t [MUSD]
- DDMOt = selisih DMO (net DMO) tahun t [MUSD]
Pajak penghasilan atas taxable income kontraktor dihitung dari dua komponen, yaitu pajak atas porsi FTP yang sudah memenuhi syarat pajak dan pajak atas contractor share.
"CONTRACTOR shall severally, pay to the Government of the Republic of Indonesia the income tax including the final tax on profits after tax deduction imposed on it pursuant to the Indonesian Income Tax Law and its Implementing Regulations."
— PSC Section V, Paragraph 5.2.18
Komponen 1 — FTP Tax, pajak atas porsi FTP yang melebihi unrecovered cost:
Taxftp,t=max(FTPconsid,t,0)×τ
dengan FTPconsid,t merupakan bagian FTP yang sudah memenuhi syarat pajak, dihitung secara kumulatif dengan memperhitungkan FTP yang sudah dikenakan pajak di tahun sebelumnya dan sisa biaya operasi yang belum dikembalikan. Detail mekanisme kumulatif ini tersedia di halaman FTP — Perlakuan Pajak.
Komponen 2 — Non-FTP Tax, pajak atas sisa taxable income di luar FTP:
TIadj,t=TIt−FTPctr,t
Taxnftp,t=TIadj,t×τ
Bagian ini mengenakan pajak atas taxable income non-FTP (TIadj) menggunakan tarif pajak normal. Konsep TIadj dijelaskan lebih lanjut di halaman FTP — Perlakuan Pajak.
Total pajak:
Taxt=Taxftp,t+Taxnftp,t
Keterangan:
- Taxt = total pajak penghasilan tahun t [MUSD]
- Taxftp,t = pajak atas porsi FTP tahun t [MUSD]
- Taxnftp,t = pajak atas taxable income non-FTP tahun t [MUSD]
- FTPinc,t = FTP yang diikutsertakan sebagai dasar pengenaan pajak tahun t [MUSD]
- FTPctr,t = bagian kontraktor dari FTP tahun t [MUSD]
- TIadj,t = taxable income non-FTP tahun t [MUSD]
- τ = tarif pajak (effective tax rate) [desimal]
Klausul terkait pajak tidak langsung:
"CONTRACTOR shall [...] be subject to and pay indirect tax(es) and other tax(es) and retribution imposed by the local government [...] Such payments shall be treated as Operating Costs."
— PSC Section V, Paragraph 5.2.24
Klausul tambahan membebaskan bea masuk untuk kegiatan eksplorasi dan eksploitasi:
"CONTRACTOR shall be relieved from import duties and taxes on materials, equipment and supplies imported for exploration and exploitation activities in connection with Petroleum Operations."
— PSC Section V, Paragraph 5.2.25
Pajak tidak langsung (seperti PPN, bea masuk, dan retribusi daerah) diperlakukan sebagai Operating Costs, bukan sebagai bagian dari Government Take. Untuk kegiatan eksplorasi dan eksploitasi, kontraktor dibebaskan dari bea masuk dan pajak impor atas material, peralatan, dan pasokan. Indirect taxes meningkatkan beban cost recovery kontraktor dan mengurangi equity to be split, tetapi tidak menambah penerimaan pemerintah dari bagi hasil.
Contractor Take:
CTt=TIt−Taxt+CR,t′
Keterangan:
- CTt = contractor take tahun t [MUSD]
- TIt = taxable income tahun t [MUSD]
- Taxt = pajak penghasilan tahun t [MUSD]
- CR,t′ = cost recovery setelah transfer tahun t [MUSD]
Catatan: Karena TIt=FTPctr,t+CSt+ICpaid,t−DDMOt, formula ini ekuivalen dengan CTt=FTPctr,t+CSt+ICpaid,t−DDMOt−Taxt+CR,t′.
Government Take:
GTt=FTPgov,t+GSt+Taxt+DDMOt
Keterangan:
- GTt = government take tahun t [MUSD]
- FTPgov,t = bagian pemerintah dari FTP tahun t [MUSD]
- GSt = government share (dari equity split) tahun t [MUSD]
- Taxt = pajak penghasilan tahun t [MUSD]
- DDMOt = selisih DMO (net DMO) tahun t [MUSD]