DailyFX.ID — JAKARTA – Produksi minyak bumi nasional saat ini masih berkisar 600 ribu barel oil per day (BOPD), jauh dari target swasembada energi nasional yang memproyeksikan 1 juta BOPD minyak dan 12.000 MMSCFD gas. Untuk mencapai target tersebut, diperlukan perubahan signifikan dalam pengelolaan hulu migas.

Peningkatan produksi migas menuntut sumber pertumbuhan baru, mengingat sebagian besar aset yang ada merupakan lapangan matang dengan penurunan produksi alami yang tinggi. Rata-rata penurunan produksi minyak nasional periode 2020–2025 mencapai 22,3% per tahun, sementara gas turun 12,0% per tahun.

Direktur Eksekutif ReforMiner Komaidi Notonegoro menekankan urgensi kegiatan eksplorasi untuk menahan laju penurunan produksi dan menjadi sumber pertumbuhan baru. “Tanpa percepatan eksplorasi yang masif, produksi minyak nasional pada 2030 diproyeksikan hanya sekitar 580–590 ribu BOPD atau bahkan lebih rendah,” ungkapnya.

Guna menciptakan iklim investasi hulu migas yang kondusif, menarik minat investor, serta mempercepat konversi sumber daya menjadi cadangan dan produksi, pemerintah perlu mempertimbangkan beberapa opsi kebijakan dan insentif.

Delapan Insentif yang Diusulkan

Pertama, insentif fiskal yang lebih fleksibel dan berbasis keekonomian lapangan, khususnya untuk undeveloped discovery, lapangan marginal, lapangan mature, proyek Enhanced Oil Recovery (EOR), serta pengembangan Low Carbon Resources (LQR) dan Non-Conventional Resources (MNK). Besaran dan bentuk insentif harus disesuaikan dengan karakteristik, risiko, kebutuhan investasi, dan keekonomian setiap proyek.

Kedua, penyempurnaan perlakuan perpajakan pada Production Sharing Contract (PSC) Cost Recovery, termasuk penerapan kembali prinsip assume and discharge untuk pajak tidak langsung seperti PBB, PPN, dan PPnBM guna mengurangi beban biaya operasi kontraktor.

Ketiga, penetapan fasilitas perpajakan sejak awal masa eksplorasi atau kontrak, menggantikan mekanisme case-by-case setelah Plan of Development (POD) disetujui. Penataan ini perlu didukung pembaruan skema New Gross Split dan revisi peraturan pemerintah terkait.

Keempat, penyelesaian mekanisme kompensasi kerugian fiskal atau Tax Loss Carry Forward (TLCF) saat perubahan kontrak dari Gross Split ke Cost Recovery, termasuk pengakuan biaya dan kerugian sebelum perubahan berlaku.

Kelima, jaminan kepastian dan kestabilan fiskal sepanjang masa kontrak, termasuk perlindungan terhadap sanctity of contract, agar perubahan kebijakan fiskal dan perpajakan tidak menimbulkan ketidakpastian keekonomian investasi.

Keenam, relaksasi kewajiban Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN) secara selektif, terutama untuk barang, material, teknologi, atau peralatan yang belum tersedia memadai di dalam negeri.

Ketujuh, penyederhanaan birokrasi dan perizinan melalui sistem pemrosesan tunggal (single submission) dan persetujuan izin paralel lintas kementerian/lembaga untuk memangkas durasi pra-operasi.

Kedelapan, jaminan perlindungan hukum melalui penyusunan Instruksi Presiden yang mengadopsi pendekatan Inpres 1/2016. Ini bertujuan memberikan jaminan perlindungan hukum bagi manajemen Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) dan BUMN hulu migas dalam mengambil keputusan investasi berisiko tinggi, sesuai kaidah tata kelola korporasi yang baik, untuk mengeliminasi kekhawatiran kriminalisasi keputusan bisnis.

Peran Penting Pertamina Hulu Energi

Komaidi menambahkan, pemerintah perlu memberikan perhatian khusus kepada Pertamina Hulu Energi (PHE) untuk merealisasikan target produksi migas nasional, mengingat peran krusialnya dalam kegiatan eksplorasi.

Selama lima tahun terakhir (2021-2025), rata-rata realisasi sumur eksplorasi migas PHE mencapai 57,24% dari total sumur eksplorasi nasional. Kontribusinya meningkat dari 42,85% pada 2021 menjadi 83,33% pada 2025.

Rata-rata tingkat keberhasilan (success ratio) sumur eksplorasi migas PHE periode 2022–2024 sebesar 65,67%, sedikit di atas rata-rata nasional yang tercatat 64,67%.

Reserve Replacement Ratio (RRR) PHE juga konsisten di atas 100%, menunjukkan kemampuan mengganti volume minyak yang diproduksikan melalui kegiatan eksplorasi. Rata-rata RRR PHE periode 2021-2024 mencapai 156%, melampaui Petronas (131%), Shell (115%), PetroChina (107%), dan Chevron (85%).

Pada 2024, PHE berkontribusi signifikan terhadap penemuan sumber daya migas nasional, dengan realisasi tambahan sumber daya migas sekitar 652,19 MMBOE atau 73,79% dari total 883,81 MMBOE nasional.

Realisasi produksi migas PHE pada 2025 diproyeksikan mencapai 1.031,84 MBOEPD (66,27% dari total nasional 1.557,10 MBOEPD). Produksi minyak bumi PHE tahun itu diprediksi 555,92 MBOPD (91,84% dari lifting nasional 605,30 MBOPD).

Hingga semester I 2026, PHE terus mempertahankan produksi dan memperkuat cadangan migas. Produksi migas PHE tercatat 935 MBOEPD (459 MBOPD minyak dan 2.756 MMSCFD gas). Kinerja ini didukung program pengembangan dan pemeliharaan sumur yang sesuai rencana, termasuk penyelesaian 278 sumur eksploitasi, 601 kegiatan workover, dan 13.870 kegiatan well service pada Januari-Juni 2026.