INDOPOSCO.ID – Produksi minyak bumi nasional yang masih berada di kisaran 600 ribu barel per hari (BOPD) dinilai menjadi tantangan serius bagi upaya pemerintah mencapai target swasembada energi. Untuk mengejar target produksi sedikitnya 1 juta BOPD minyak dan 12.000 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD) gas dalam beberapa tahun mendatang, pemerintah dinilai perlu melakukan perubahan signifikan dalam pengelolaan sektor hulu migas.
Direktur Eksekutif ReforMiner Institute Komaidi Notonegoro mengatakan, peningkatan produksi migas nasional membutuhkan sumber pertumbuhan baru karena sebagian besar aset eksisting merupakan lapangan tua atau mature fields yang mengalami penurunan produksi alamiah (natural decline) cukup tinggi.
“Berdasarkan data tanpa adanya percepatan kegiatan eksplorasi yang masif, tingkat produksi minyak nasional pada 2030 diproyeksikan dapat berada pada level terendah (low case), yaitu sekitar 580-590 ribu BOPD atau lebih rendah lagi,” ujar Komaidi dalam keterangan tertulis, Minggu (23/8/2026).
Dia mencatat, selama periode 2020-2025, rata-rata penurunan produksi minyak secara alamiah mencapai sekitar 22,3 persen per tahun. Sementara itu, penurunan produksi gas berada di level sekitar 12 persen per tahun.
Menurut Komaidi, kondisi tersebut menunjukkan bahwa eksplorasi harus dipercepat untuk menahan laju penurunan produksi sekaligus menciptakan sumber pertumbuhan produksi baru.
Untuk menciptakan iklim investasi yang lebih kondusif, meningkatkan daya tarik investasi dan kegiatan eksplorasi, serta mempercepat konversi sumber daya menjadi cadangan dan produksi, ReforMiner mengusulkan delapan opsi kebijakan dan insentif kepada pemerintah.
Pertama, pemerintah dinilai perlu memberikan insentif fiskal yang lebih fleksibel dan berbasis keekonomian lapangan. Insentif tersebut terutama diperlukan untuk pengembangan undeveloped discovery, lapangan marginal, lapangan mature, proyek Enhanced Oil Recovery (EOR), serta pengembangan Low Quality Reservoir (LQR) dan Migas Non-Konvensional (MNK).
Besaran dan bentuk insentif, kata Komaidi, dapat disesuaikan dengan karakteristik, tingkat risiko, kebutuhan investasi, dan keekonomian masing-masing proyek.
Kedua, pemerintah perlu menyempurnakan perlakuan perpajakan pada skema Production Sharing Contract (PSC) Cost Recovery. Salah satunya melalui penerapan kembali prinsip assume and discharge terhadap pajak tidak langsung seperti Pajak Bumi dan Bangunan (PBB), Pajak Pertambahan Nilai (PPN), dan Pajak Penjualan atas Barang Mewah (PPnBM) guna mengurangi tambahan beban biaya operasi kontraktor.
Ketiga, fasilitas perpajakan perlu ditetapkan sejak awal masa eksplorasi atau kontrak, menggantikan mekanisme case-by-case setelah Plan of Development (POD) disetujui.
Penataan tersebut juga perlu dibarengi dengan pembaruan skema New Gross Split sebagaimana diatur dalam Permen ESDM No. 13 Tahun 2024 serta revisi PP No. 27 Tahun 2017 dan PP No. 53 Tahun 2017.
Keempat, pemerintah perlu menyelesaikan mekanisme kompensasi kerugian fiskal atau Tax Loss Carry Forward (TLCF) dalam perubahan kontrak dari skema Gross Split menjadi Cost Recovery. Hal itu termasuk pengakuan terhadap biaya dan kerugian yang telah timbul sebelum perubahan kontrak berlaku.
Kelima, diperlukan jaminan kepastian dan stabilitas fiskal sepanjang masa kontrak, termasuk perlindungan terhadap prinsip sanctity of contract. Dengan demikian, perubahan kebijakan fiskal dan perpajakan tidak menimbulkan ketidakpastian terhadap keekonomian investasi yang telah disepakati.
Keenam, kewajiban Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN) perlu direlaksasi secara selektif, khususnya untuk barang, material, teknologi, atau peralatan yang belum tersedia secara memadai di dalam negeri.
Ketujuh, birokrasi dan perizinan perlu disederhanakan melalui penerapan sistem single submission dan persetujuan izin secara paralel lintas kementerian/lembaga. Langkah ini diharapkan dapat memangkas waktu yang dibutuhkan kontraktor pada tahap pra-operasi.
Kedelapan, pemerintah perlu memberikan jaminan perlindungan hukum melalui penyusunan dan penerbitan Instruksi Presiden dengan mengadopsi pendekatan Inpres No. 1 Tahun 2016. Kebijakan tersebut diharapkan memberikan kepastian hukum bagi manajemen Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) dan BUMN hulu migas yang mengambil keputusan investasi berisiko tinggi, seperti pengembangan LQR dan MNK, sepanjang dilakukan sesuai prinsip tata kelola perusahaan yang baik.
Selain mendorong perbaikan iklim investasi, Komaidi menilai pemerintah perlu memberikan perhatian lebih terhadap PT Pertamina Hulu Energi (PHE). Menurutnya, PHE memiliki peran strategis dalam kegiatan eksplorasi sekaligus menjaga keberlanjutan produksi migas nasional.
Selama 2021-2025, rata-rata realisasi sumur eksplorasi yang dikerjakan PHE mencapai sekitar 57,24 persen dari total sumur eksplorasi migas nasional. Kontribusi tersebut bahkan meningkat dari 42,85 persen pada 2021 menjadi 83,33 persen pada 2025.
Dari sisi keberhasilan eksplorasi, selama 2022-2024 rata-rata success ratio sumur eksplorasi PHE tercatat sekitar 65,67 persen. Angka tersebut berada di atas success ratio eksplorasi migas nasional pada periode yang sama yang berada di level 64,67 persen.
PHE juga dinilai mampu mempertahankan Reserve Replacement Ratio (RRR) di atas 100 persen. Selama periode 2021-2024, rata-rata RRR PHE tercatat sekitar 156 persen, lebih tinggi dibandingkan sejumlah perusahaan migas global seperti Petronas sebesar 131 persen, Shell 115 persen, PetroChina 107 persen, dan Chevron 85 persen.
“PHE tercatat memiliki kontribusi signifikan dalam tambahan penemuan sumber daya migas nasional,” jelas Komaidi.
Dia menyebutkan, pada 2024 tambahan sumber daya migas yang ditemukan PHE mencapai sekitar 652,19 juta barel setara minyak (MMBOE), atau sekitar 73,79 persen dari total tambahan sumber daya migas nasional pada tahun tersebut yang mencapai sekitar 883,81 MMBOE.
Dari sisi produksi, PHE pada 2025 mencatat produksi migas sebesar 1.031,84 ribu barel setara minyak per hari (MBOEPD), setara dengan 66,27% produksi migas nasional yang mencapai 1.557,10 MBOEPD.
Untuk produksi minyak, PHE mencatat 555,92 ribu BOPD pada 2025 atau setara dengan 91,84 persen dari lifting minyak bumi nasional yang berada di level 605,30 ribu BOPD.
Memasuki semester I 2026, PHE disebut masih mampu mempertahankan produksi sekaligus memperkuat cadangan migas. Hingga akhir Juni 2026, produksi migas PHE mencapai 935 MBOEPD, terdiri atas produksi minyak sebesar 459 MBOPD dan gas sebesar 2.756 MMSCFD.
Komaidi mengatakan kinerja tersebut didukung oleh program pengembangan dan pemeliharaan sumur yang dilakukan PHE.
“Selama Januari–Juni 2026 PHE melaporkan telah menyelesaikan 278 sumur eksploitasi, melaksanakan 601 kegiatan workover, dan 13.870 kegiatan well service,” ujarnya.
Menurut Komaidi, dengan tren penurunan produksi alamiah yang masih tinggi, percepatan eksplorasi, pengembangan lapangan, serta perbaikan iklim investasi menjadi faktor penting untuk menjaga keberlanjutan produksi migas nasional.
Pemerintah dinilai tidak cukup hanya mengandalkan aset eksisting untuk mengejar target swasembada energi. Dukungan kebijakan dan insentif yang tepat sasaran dibutuhkan agar investasi baru dapat masuk, sumber daya migas dapat segera dikonversi menjadi cadangan, dan pada akhirnya mendorong peningkatan produksi nasional.(rmn)
