Minat kontraktor kontrak kerja sama atau KKKS untuk kembali ke skema kontrak bagi hasil cost recovery menjadi penanda awal bahwa industri hulu minyak dan gas bumi atau migas nasional masih memiliki tingkat risiko yang tinggi. Namun, otoritas hulu migas nasional berkomitmen untuk menjaga rentang sasaran plafon cost recovery sebesar US$8,3 miliar. Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) menganggarkan dana cost recovery atau pengembalian biaya kontraktor seluruhnya sebesar US$8,3 miliar setara dengan Rp129,23 triliun (asumsi kurs Rp15.570 per dolar AS) tahun ini. Alokasi cost recovery itu lebih tinggi dari realisasi cost recoveryyang diberikan pemerintah kepada kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) sepanjang 2023 di angka US$7,7 miliar atau sekitar Rp119,88 triliun. Kendati demikian alokasi cost recovery pada tahun ini tidak bergeser dari target 2023 di angka yang sama, US$8,3 miliar. Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto mengatakan anggaran cost recovery tahun ini diharapkan tidak bergeser dari pagu yang telah ditetapkan pemerintah. Kendati, kata Tjip sapaan karibnya, sejumlah KKKS telah mengajukan peralihan skema kontrak bagi hasil dari gross split menjadi cost recovery saat ini. “Ada beberapa KKKS yang akan mengusulkan perubahan dari gross split ke cost recovery tetapi tetap kita akan targetkan untuk tidak melampui budget yang diberikan sebesar US$8,3 miliar,” kata Tjip saat rapat dengar pendapat (RDP) dengan Komisi VII, Jakarta, Rabu (13/3). Adapun komponen utama cost recovery itu berkisar pada biaya kegiatan produksi mencapai US$4,1 miliar, eksplorasi dan pengembangan US$2,3 miliar, depresiasi mencapai US$1,1 miliar, biaya administrasi mencapai US$0,6 miliar, investment credit sekitar US$0,1 miliar dan sisanya terkait dengan unrecovered costs. Apalagi, kata dia, beberapa KKKS ingin bermigrasi ke skema pengambalian biaya kontraktor tersebut. 

Sementara itu, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) mencatat sebagian lapangan migas tidak dapat dikembangkan lantaran terkendala urusan keekonomian. Kendala investasi itu disebabkan karena kontrak bagi hasil atau production cost sharing (PSC) yang dinilai tidak menguntungkan bagi KKKS. Direktur Pembinaan Usaha Hulu Migas Kementerian ESDM Noor Arifi n Muhammad mengatakan, lebih dari lima PSC terpaksa jalan di tempat lantaran terganjal isu keekonomian tersebut. ementerian ESDM mencatat sebagian lapangan yang mengalami kesulitan itu berasal dari portofolio milik PT Pertamina Hulu Energi, termasuk di dalamnya PT Pertamina Hulu Rokan. PT Pertamina Hulu Energi (PHE) tercatat mengajukan permohonan perubahan skema kontrak bagi hasil dari gross split menjadi cost recovery di empat blok migas garapan mereka awal tahun ini. Keempat blok yang diajukan untuk migrasi menjadi cost recovery itu a.l Blok Offshore Southeast Sumatra (OSES), Offshore North West Java (ONWJ), Attaka, dan Tuban East Java. Direktur Utama PHE Chalid Said Salim mengatakan permohonan pengajuan pindah skema kontrak itu sudah didiskusikan bersama dengan pemerintah tahun lalu. Hanya saja, kata Chalid, proposal resmi baru disampaikan awal tahun ini. Sementara itu, PetroChina International Jabung Ltd. menilai positif perpanjangan kontrak wilayah kerja (WK) Jabung sampai dengan 2043 yang telah menggunakan skema kontrak kerja sama cost recovery. Skema kontrak cost recovery itu dianggap dapat meningkatkan investasi PetroChina di Jabung, yang telah dioperasikan sejak 2002 lalu. Komitmen itu disampaikan General Manager Jabung Wang Heping, saat rapat dengar pendapat (RDP) dengan Komisi VII dan SKK Migas di DPR, Jakarta, Rabu (13/3). Lewat skema cost recovery itu, manajemen PetroChina menargetkan dapat menarik investasi yang lebih masif dari kantor pusat mereka di Beijing untuk mengembangkan WK Jabung.