RI Berpacu Melawan Sumur-sumur Tua demi Kejar 1 Juta BOPD, Butuh Insentif?

JAKARTA, Investortrust.id - Produksi minyak nasional saat ini masih berada di kisaran 600 ribu barel per hari (BOPD), jauh dari target swasembada energi sedikitnya 1 juta BOPD minyak dan 12.000 juta kaki kubik standar per hari atau MMSCFD gas pada 2029 mendatang. Pencapaian target tersebut membutuhkan perubahan besar dalam pengelolaan hulu minyak dan gas bumi (migas), terutama melalui percepatan eksplorasi dan pengembangan sumber produksi baru.

Sebagian besar aset migas eksisting merupakan lapangan yang sudah memasuki fase mature atau lapangan tua dengan penurunan produksi alamiah yang tinggi. Selama periode 2020-2025, rata-rata penurunan produksi minyak alamiah nasional mencapai 22,3% per tahun, sedangkan produksi gas turun sekitar 12,0% per tahun.

Direktur Eksekutif ReforMiner Institute Komaidi Notonegoro menilai eksplorasi perlu segera digenjot untuk menahan penurunan produksi sekaligus menciptakan sumber pertumbuhan produksi baru.

“Berdasarkan data tanpa adanya percepatan kegiatan eksplorasi yang masif, tingkat produksi minyak nasional pada tahun 2030 diproyeksikan dapat berada pada level terendah atau low case, yaitu sekitar 580-590 ribu BOPD atau lebih rendah lagi,” kata Komaidi dalam keterangan tertulis, Minggu (23/8/2026).

Menurut dia, pemerintah perlu memperkuat iklim investasi hulu migas agar kegiatan eksplorasi lebih menarik bagi investor. Langkah tersebut diperlukan untuk mempercepat perubahan sumber daya menjadi cadangan dan produksi nasional.

Salah satu opsi yang penting adalah pemberian insentif fiskal yang lebih fleksibel berdasarkan keekonomian lapangan. Insentif tersebut dapat diarahkan kepada undeveloped discovery atau penemuan migas yang belum dikembangkan, lapangan marginal, lapangan mature, proyek Enhanced Oil Recovery (EOR) untuk meningkatkan perolehan minyak, serta pengembangan low quality reservoir (LQR) dan migas mon-konvensional (MNK).

Besaran dan bentuk insentif, kata Komaidi, dapat disesuaikan dengan karakteristik lapangan, tingkat risiko, kebutuhan investasi, serta tingkat keekonomian setiap proyek. Pendekatan tersebut lebih adaptif dibandingkan pemberian insentif yang seragam untuk seluruh lapangan migas.

Komaidi juga mendorong penyempurnaan perlakuan perpajakan dalam skema production sharing contract cost recovery atau 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), serta pajak penjualan atas barang mewah (PPnBM).

Pemerintah juga dinilai perlu menetapkan fasilitas perpajakan sejak awal masa eksplorasi atau kontrak, bukan melalui mekanisme case-by-case setelah rencana pengembangan (plan of development/POD) disetujui. Penataan tersebut perlu berjalan bersama pembaruan skema new gross split yang diatur dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 13 Tahun 2024 serta revisi Peraturan Pemerintah Nomor 27 Tahun 2017 dan Peraturan Pemerintah Nomor 53 Tahun 2017.

Komaidi juga menyoroti mekanisme kompensasi kerugian fiskal atau tax loss carry forward dalam perubahan kontrak dari gross split menjadi cost recovery. Menurut dia, mekanisme tersebut perlu memperhitungkan biaya dan kerugian yang telah muncul sebelum perubahan kontrak mulai berlaku.

Baca Juga

PHE Perluas Eksplorasi Migas ke 'Deepwater' dan 'Shale Oil'

Selain itu, pemerintah perlu memberikan kepastian dan kestabilan fiskal sepanjang masa kontrak. Kepastian tersebut mencakup perlindungan terhadap prinsip sanctity of contract atau penghormatan terhadap kesepakatan kontrak agar perubahan kebijakan fiskal dan perpajakan tidak mengganggu keekonomian investasi yang telah disepakati.

Kebijakan tingkat komponen dalam negeri (TKDN) juga dinilai perlu lebih selektif. Relaksasi dapat diberikan terhadap barang, material, teknologi, atau peralatan yang belum tersedia secara memadai di dalam negeri sehingga kewajiban penggunaan produk lokal tidak menghambat kegiatan eksplorasi dan pengembangan lapangan.

Dari sisi perizinan, penyederhanaan birokrasi juga menjadi perhatian. Pemerintah dapat menerapkan sistem pemrosesan tunggal atau single submission serta persetujuan izin secara paralel lintas kementerian dan lembaga untuk memangkas waktu yang dibutuhkan sebelum kegiatan operasi dimulai.

Komaidi turut mendorong penerbitan instruksi presiden dengan pendekatan seperti Instruksi Presiden Nomor 1 Tahun 2016 untuk memberikan perlindungan hukum kepada manajemen KKKS dan BUMN hulu migas yang mengambil keputusan investasi berisiko tinggi.

PHE Jadi Penopang Eksplorasi

Di tengah kebutuhan meningkatkan produksi nasional, Komaidi menilai pemerintah perlu memberikan perhatian lebih kepada PT Pertamina Hulu Energi (PHE), anak usaha PT Pertamina yang bergerak di sektor hulu migas.

Selama 2021-2025, rata-rata realisasi sumur eksplorasi migas PHE mencapai sekitar 57,24% dari total sumur eksplorasi migas nasional. Kontribusi tersebut meningkat signifikan dari 42,85% pada 2021 menjadi 83,33% pada 2025. Selama periode 2022-2024, rata-rata success ratio atau tingkat keberhasilan sumur eksplorasi migas PHE mencapai 65,67%, sedikit lebih tinggi dibandingkan tingkat keberhasilan eksplorasi nasional sebesar 64,67%.

“Kontribusi jumlah sumur eksplorasi PHE tercatat meningkat dari 42,85% pada 2021 menjadi 83,33% pada 2025,” ujar Komaidi.

Kemampuan PHE dalam menambah cadangan juga tercermin dari reserve replacement ratio (RRR). Rasio tersebut menunjukkan kemampuan perusahaan mengganti cadangan yang telah diproduksikan dengan tambahan cadangan baru. RRR PHE tercatat masih berada di atas 100%. Selama periode 2021-2024, rata-rata RRR PHE mencapai 156%, lebih tinggi dibandingkan Petronas sebesar 131%, Shell 115%, PetroChina 107%, dan Chevron 85%.

Komaidi mengatakan capaian tersebut menunjukkan besarnya kontribusi PHE terhadap tambahan penemuan sumber daya migas nasional. Pada 2024, tambahan sumber daya migas yang ditemukan PHE mencapai sekitar 652,19 juta barel setara minyak atau MMBOE. Angka tersebut setara dengan 73,79% dari total tambahan sumber daya migas nasional pada tahun yang sama yang mencapai sekitar 883,81 MMBOE.

“Pada tahun 2024, realisasi tambahan sumber daya migas yang ditemukan oleh PHE dilaporkan sekitar 652,19 MMBOE atau setara dengan 73,79% dari total tambahan sumber daya migas nasional yang ditemukan pada periode yang sama yaitu sekitar 883,81 MMBOE,” kata Komaidi.

Baca Juga

Harga Minyak Melonjak Hampir 3%, AS Ancam ‘Sanksi Ekonomi Terberat’ untuk Iran

Dari sisi produksi, PHE menghasilkan 1.031,84 ribu barel setara minyak per hari atau MBOEPD pada 2025. Angka tersebut setara dengan 66,27% produksi migas nasional pada tahun yang sama sebesar 1.557,10 MBOEPD. Produksi minyak PHE pada 2025 mencapai 555,92 ribu barel per hari atau MBOPD. Jumlah tersebut setara dengan 91,84% lifting minyak bumi nasional yang pada periode sama mencapai 605,30 MBOPD.

Memasuki semester I 2026, PHE masih mempertahankan produksi sekaligus memperkuat cadangan migas. Hingga akhir semester I 2026, produksi migas PHE mencapai 935 MBOEPD, terdiri atas produksi minyak 459 MBOPD dan gas 2.756 MMSCFD.

“Kinerja tersebut akibat program pengembangan dan pemeliharaan sumur yang dilakukan PHE berjalan sesuai rencana. Selama Januari-Juni 2026 PHE melaporkan telah menyelesaikan 278 sumur eksploitasi, melaksanakan 601 kegiatan workover, dan 13.870 kegiatan well service,” ujar Komaidi.