Meski saat ini tengah tren investasi green energy yang mengarah pada energi baru terbaru (EBT), namun bisnis di sektor hulu minyak dan gas (migas) Indonesia diyakini masih prospektif. Hal ini karena Indonesia masih memiliki potensi sumber daya dalam jumlah besar. namun, untuk mengelolanya, dibutuhkan investasi dalam jumlah besar. Karenanya, pemerintah harus menciptakan iklim investasi yang kondusif, sehingga perusahaan multinasional  bersedia kembali menanamkan investasi di dalam negeri. Industri hulu migas Indonesia pernah berjaya dengan tingkat produksi minyak lebih dari 1 juta barel per hari (bph) dan menjadi anggota negara pengekspor minyak (Organization of the Petroleum Exporting Countries/OPEC). Indonesia tercatat telah dua kali mengalami puncak produksi, yaitu tahun 1977 ketika produksi minyak mencapai 1,685 juta bph dan puncak produksi kedua terjadi tahun 1991 saat produksi minyak kembali pada kisaran 1,669 juta bph. (Yetede)

Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto mengatakan, saat ini masih ada temuan cadangan migas baru yang belum dikembangkan lebih lanjut oleh kontraktor kontrak kerja sama atau KKKS. Padahal, KKKS tersebut telah mendapatkan cost recovery. “Ternyata discovery yang ditemukan di beberapa lapangan migas masih undeveloped, belum dikembangkan. Padahal cost-nya sudah di-recovery,” katanya, Selasa (16/7). Dwi menegaskan aksi tersebut sangat merugikan Indonesia, karena beberapa waktu belakangan pemerintah gencar melakukan eksplorasi. SKK Migas dalam kesempatan berbeda membeberkan setidaknya ada 38 wilayah kerja dan 225 lapangan migas yang statusnya sudah tidak berproduksi dalam 2 tahun terakhir, sehingga masuk ke dalam kategori idle field. “Kami menuntut sekarang kepada KKKS yang memiliki undeveloped discovery untuk berdiskusi agar ini bisa dikembangkan,” ujar Dwi. Adapun, Kementerian ESDM saat ini sedang gencar melakukan inventarisasi wilayah kerja potensial yang tidak lagi diusahakan oleh KKKS. Direktur Pembinaan Hulu Migas Kementerian ESDM Ariana Soemanto menuturkan, pihaknya terus meminta KKKS untuk mengusahakan bagian wilayah kerja migas potensial idle atau segera mengembalikannya ke pemerintah.

Industri pengguna gas bumi kini bisa berlega hati. Pemerintah akhirnya  memutuskan memperpanjang kebijakan Harga Gas Bumi Tertentu (HGBT),  yang seharusnya berakhir 2024 ini. Perpanjangan HGBT ini diputuskan dalam rapat terbatas atas harga gas untuk sektor tertentu di Istana Kepresidenan, Jakarta, Senin (8/7) lalu. Kepastian disebut setelah melalui  pembahasan panjang dan tarik ulur kepentingan. Kementerian Perindustrian (Kemenperin) kini mengaku menyiapkan payung hukum baru sebagai dasar perpanjangan HGBT. Menteri Perindustrian (Menperin) Agus Gumiwang Kartasasmita menyatakan, payung hukum tersebut masih berbentuk Rancangan Peraturan Pemerintah (RPP) gas bumi untuk kebutuhan domestik, yang didalamnya mengatur HGBT. "Porsi DMO gas bumi akan dinaikkan dari sebelumnya sebesar 25% menjadi 60%," sebut Agus Gumiwang, Selasa, kemarin (9/7). Saat ini,  DMO gas bumi hanya sebesar 25%, seperti diatur dalam Peraturan Pemerintah (PP) Nomor 79 Tahun 2010. Agus beralasan, kewajiban pasok dalam negeri  yang lebih besar adalah sebagai upaya untuk menjaga keamanan pasokan gas untuk kebutuhan domestik. Jika merujuk penggunaan gas bumi, kebutuhan domestik lebih jumbo ketimbang ekspor.

Ketua Umum Forum Industri Pengguna Gas Bumi (FIPGB) Yustinus Gunawan menyebut, kepastian berlanjutnya harga gas untuk industri tertentu sebagai langkah untuk mengembalikan kepercayaan pelaku usaha dan investor. Saat ini, tujuh sektor industri penerima HGBT, yaitu sektor pupuk, petrokimia, oleokimia, baja, keramik, kaca, hingga sarung tangan karet. Mereka menerima pasokan HGBT dengan harga US$ 6 per million british thermal unit (MMBTU). Dari tujuh sektor itu, total perusahaan penerima harga gas yang ditentukan pemerintah sepanjang  tahun 2023 berjumlah 321 perusahaan. Perinciannya, sebanyak 265 perusahaan  manufaktur dan 56 perusahaan kelistrikan. Ketua Umum Ikatan Perusahaan Gas Indonesia (IPGI), Eddy Asmanto mengingatkan, kebijakan  HGBT  sebelumnya dibuat untuk menolong industri yang terdampak pandemi Covid-19. Menurut Eddy, peninjauan kembali struktur pembentuk harga gas bumi perlu dilakukan lantaran HGBT telah menggerus pendapatan produsen gas, khususnya di sektor hilir. Sementara untuk sektor hulu, pendapatan yang tergerus adalah pendapatan negara, bukan pendapatan perusahaan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS). Ketua Komite Investasi Asosiasi Perusahaan Minyak dan Gas (Aspermigas), Moshe Rizal juga mengkritisi rencana penerapan DMO gas bumi sebesar 60%. Ia menyatakan, kebijakan itu membuat iklim investasi di sektor hulu migas menjadi tidak menarik.

Pemerintah memastikan bakal memberikan harga gas bumi tertentu kepada industri turunan dari tujuh sektor yang selama ini telah menikmatinya. Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arifi n Tasrif mengatakan, harga gas bumi tertentu atau HGBT bakal diperluas ke industri turunan dari pupuk, petrokimia, oleokimia, baja, keramik, kaca, dan sarung tangan karet yang sedang mengalami pertumbuhan. “[Program HGBT] lanjut. Memang industrinya sedang ada yang sedang tumbuh, tetapi masih masuk ke dalam kelompok tujuh sektor yang menerima HGBT,” katanya, Senin (8/7). Sementara itu, Kementerian Perindustrian menilai insentif tersebut menjadi stimulus penting untuk mendorong investasi masuk ke Indonesia. Menteri Perindustrian Agus Gumiwang Kartasasmita mengatakan bahwa realisasi investasi sejak HGBT diberlakukan mengalami peningkatan. Kendati, terjadi pelemahan lantaran adanya kendala dari sisi hulu. Untuk diketahui, Peraturan Presiden (Perpres) No. 121/2020 menyebut HGBT berlaku sebesar US$6 per MMBtu untuk tujuh subsektor industri. Dalam catatan Kementerian Perindustrian, HGBT telah memberikan dampak terhadap sektor industri berupa nilai tambah yang meningkat hingga tiga kali lipat dengan nilai mencapai Rp147,1 triliun per Maret 2024. Di sisi lain, realisasi pajak industri juga mengalami peningkatan dari 2020 setelah HGBT diberlakukan. Adapun, pada 2020 nilai setoran pajak industri sebesar Rp27,9 triliun naik menjadi Rp31,9 triliun pada 2021, nilai nya melonjak ke level Rp49,7 triliun pada 2022. Sementara itu, dari sisi realisasi investasi dari tujuh subsektor mengalami peningkatan dari Rp52,38 triliun pada 2020 menjadi Rp57,6 triliun pada 2021, kemudian pada 2022 senilai US$73,4 triliun.

Sejumlah perusahaan minyak dan gas bumi atau migas berbondong-bondong mengajukan perubahan kontrak kerja sama dari semula gross split menjadi cost recovery. Keekonomian proyek menjadi alasan yang paling banyak diajukan dalam permohonan tersebut. Ketua Komite Investasi Asosiasi Perusahaan Minyak dan Gas (Aspermigas) Moshe Rizal mengatakan bahwa skema kontrak cost recovery memang cenderung lebih menarik untuk diadopsi oleh kontraktor kontrak kerja sama atau KKKS ketimbang gross split. Alasannya, dalam skema gross split, biaya operasi hulu migas nantinya bakal dipulihkan oleh negara, sehingga risiko eksplorasi dan pengembangan lapangan migas bisa ditekan oleh KKKS. Untuk diketahui, gross split mulai diperkenalkan di Indonesia pada 2017, dan diproyeksi bisa menggantikan cost recovery yang sudah diberlakukan sejak 1960-an. Penggunaan gross split juga didorong oleh kekhawatiran terhadap tingginya cost recovery yang harus dikeluarkan pemerintah. 

Perbedaan mendasar antara skema gross split dan cost recovery adalah biaya operasi yang pada gross split menjadi tanggung jawab kontraktor, sedangkan biaya operasi dari skema cost recovery menjadi tanggungan pemerintah. Hanya saja, gross split biasanya memberikan bagian hasil produksi yang lebih besar kepada kontraktor dibandingkan dengan cost recovery. Adapun, praktisi industri hulu migas Hadi Ismoyo menerangkan bahwa pengajuan peralihan kontrak kerja sama oleh KKKS disebabkan oleh skema gross split yang cenderung menyulitkan perusahaan dalam menyusun rencana pengembangan lapangan migas. Untuk diketahui, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arifi n Tasrif kembali menyetujui permohonan perubahan skema kontrak bagi hasil dari gross split menjadi cost recovery. Kali ini, empat blok migas garapan PT Pertamina Hulu Energi (PHE) bakal kembali menggunakan cost recovery. 

Keempat lapangan migas itu adalah Blok Offshore Southeast Sumatra (OSES), Offshore North West Java (ONWJ), Attaka, dan Tuban East Java. Persetujuan migrasi kontrak itu pun akhirnya turut mengerek perkiraan anggaran cost recovery pada tahun depan. Kementerian ESDM minta tambahan anggaran pengembalian operasi hulu migas US$8,5 miliar—US$8,7 miliar ke DPR. Hingga April 2024, realisasi cost recovery telah mencapai US$2,12 miliar atau 25,7% total anggaran dari keseluruhan anggaran cost recovery yang disiapkan tahun ini sebanyak US$8,25 miliar. Sementara itu, Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) meminta agar bagian negara tidak berkurang selepas empat blok migas garapan PHE kembali menggunakan cost recovery. Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto meminta penerimaan negara meningkat seiring dengan pengembalian kontrak bagi hasil menjadi cost recovery atau pengembalian biaya operasi hulu migas untuk sejumlah blok migas PHE. Di sisi lain, Tjip turut meminta PHE untuk menyelesaikan komitmen kerja pasti atau KKP yang telah tertuang dalam pengembangan blok migas tersebut.

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) mengungkapkan revisi kontrak bagi hasil Gross Split sudah masuk tahap finalisasi. Salah satu poin revisi terkait bagi hasil (split) tambahan untuk kegiatan minyak dan gas bumi (migas) nonkonvensional (MNK). Pasalnya pengeboran MNK  menjadi harapan dalam mencapai target produksi minyak satu juta barel pada 2030. Direktur Pembinaan Usaha Hulu Migas Kementerian ESDM Ariana Soemanto mengatakan revisi kontrak gross split merupakan penyempurnaan yang mencakup penyederhanaan parameter kontrak dari 13 variabel menjadi 5 variabel. "Selain itu, ada juga split tambahan untuk migas nonkonvensional, ini penting sebagai stimulus MNK agar lebih bergairah," kata Ariana. (Yetede)

Tingginya angka penurunan produksi secara alamiah atau natural decline di dua wilayah kerja minyak dan gas bumi andalan memantik perhatian regulator. Terlebih, hingga kini belum ada temuan cadangan minyak baru dengan jumlah signifikan. Aksi pemboran yang dilakukan secara masuk beberapa waktu belakangan ini belum cukup untuk memacu produksi minyak nasional. Pasalnya, program yang dikerjakan sejak 2021 itu baru berhasil menekan natural decline dari semula 5%—7% menjadi 1,1%—1,2% per tahun. Beragam upaya pun dilakukan agar produksi minyak nasional terus bisa bertambah di tengah peningkatan permintaan di dalam negeri. Per 7 Juni 2024, produksi minyak nasional tercatat mencapai 610.750 barel per hari, sedangkan target yang ditetapkan adalah 635.000 barel per hari. Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) sendiri mengaku telah memetakan beragam strategi untuk menyiasati produksi minyak. Untuk jangka pendek, lembaga tersebut bakal meningkatkan pemboran sumur pengembangan, workover, dan well services di lapangan yang sudah ada.“Untuk jangka menengah, percepatan temuan cadangan ke produksi, serta percepatan realisasi proyek EOR [enhanced oil recovery] menjadi fokus utama,” kata Kepala Divisi Program dan Komunikasi SKK Migas Hudi D. Suryodipuro, Rabu (12/6). Saat ini, SKK Migas terus menggandeng Pertamina Hulu Rokan untuk melakukan pemboran secara masif untuk meningkatkan produksi minyak dari blok migas yang sudah dikelola sejak era kolonial itu. 

Hasilnya, produksi minyak di wilayah kerja itu bisa meningkat mencapai sekitar 162.000 barel per hari, dan menjadi blok migas penyumbang produksi minyak terbanyak di Indonesia. Selain itu, Pertamina Hulu Rokan juga mampu membor 413 sumur pada 2022, kemudian meningkat menjadi 497 sumur pada 2023. Tahun ini, perusahaan menargetkan mampu membor 575 sumur untuk menjaga level produksi minyaknya. Sayangnya hingga kini belum ada temuan cadangan minyak baru dengan jumlah signifikan di Blok Rokan, sehingga produksinya masih bergantung kepada cadangan lama. Hal tersebut juga berdampak kepada belum adanya peningkatan produksi yang signifi kan. Saat ini, Blok Cepu juga mengalami penurunan produksi alamiah sejak periode 2020—2022, sehingga SKK Migas dan KKKS mencoba menahan natural decline dengan melakukan high rate test atau uji produksi maksimal.Nantinya, SKK Migas dan ExxonMobil Cepu Limited (EMCL) yang mengoperatori blok tersebut akan merealisasikan proyek Banyu Urip Infi ll Clastic atau BUIC. Targetnya, proyek tersebut mampu meningkatkan produksi sebanyak 16.000 barel per hari, dan mulai onstreampada Agustus tahun ini.

Di sisi lain, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) mencoba memberikan stimulus melalui kebijakan insentif untuk menggairahkan kembali industri hulu migas nasional. Direktur Pembinaan Usaha Hulu Migas Kementerian ESDM Ariana Soemanto dalam kesempatan terpisah mengatakan bahwa pihaknya telah melakukan perbaikan kebijakan maupun insentif hulu migas agar eksplorasi lebih menarik. Selain itu, pemerintah juga sedang menyiapkan kebijakan baru. Setidaknya ada tiga kebijakan besar yang diyakini mampu membuat kegiatan industri hulu migas lebih menarik dalam 3 tahun terakhir.Pertama, perbaikan ketentuan lelang dan kontrak blok migas yang mencakup split kontraktor bisa mencapai 50%, signature bonus minimum, lelang penawaran langsung blok migas tanpa joint study, garansi bank lebih murah, dan jenis kebebasan memilih kontrak gross split atau cost recovery. Kedua, privilese eksplorasi, di mana KKKS dapat memindahkan komitmen kegiatan eksplorasi ke wilayah terbuka di luar blok yang dikerjakan. 

Ketiga, insentif hulu migas sesuai dengan Keputusan Menteri ESDM No. 199/2021 untuk memperbaiki keekonomian kontraktor di tengah jalan, melalui perbaikan split kontraktor, investment credit, perhitungan depresiasi dipercepat, dan perbaikan parameter yang mempengaruhi keekonomian lainnya. Ketergantungan Indonesia terhadap wilayah kerja migas yang sudah mature memang menjadi pekerjaan rumah yang harus segera diselesaikan untuk mengejar target lifting. Direktur Eksekutif ReforMiner Institute Komaidi Notonegoro menilai target lifting nasional akan sulit tercapai jika pemerintah hanya mengandalkan Blok Rokan dan Cepu. Alasannya, upaya untuk meningkatkan produksi di lapangan yang sudah tua bukan perkara mudah, dan membutuhkan investasi yang tidak sedikit.

Upaya mendorong transisi energi bersih memang menggembirakan. Walakin, emisi gas rumah kaca akibat aktivitas manusia mencapai aras membahayakan semua penghuni Bumi. Sebagai salah satu penerima manfaat terbesar aktivitas itu, perusahaan energi fosil perlu dipajaki besar-besaran. Laporan pada Kamis (6/6) dari International Energy Agency (IEA) menunjukkan, investasi di energi bersih dan terbarukan pada 2024 akan mencapai 2 triliun USD. Sementara investasi pada minyak dan gas bumi ditaksir hanya 570 miliar USD. ”Investasi energi bersih mencapai rekor baru di tengah kondisi ekonomi yang menantang,” kata Direktur Eksekutif IEA Fatih Birol di Paris, Perancis.

Meski kini naik, menurut IEA, investasi pada energi bersih masih harus digandakan sampai 2030, untuk mengurangi emisi karbon dioksida. Kini, pengurangan karbon dioksida dari atmosfer baru 2 miliar ton per tahun. Padahal, penghilangan harus 9 miliar per tahun sampai 2050. Hal itu disimpulkan dalam laporan 50 pakar internasional yang terbit pada Kamis. Sekjen PBB Antonio Guterres menyebut, ”Perubahan iklim adalah penyebab dari semua pajak tersembunyi yang dibayar oleh warga, kelompok masyarakat, komunitas, dan negara-negara yang rentan.

Sementara para pemicu kekacauan iklim, industri bahan bakar fosil, meraup keuntungan besar dan me nikmati triliunan subsidi yang didanai pembayar pajak,” ujarnya dalam peringatan Hari Lingkungan Hidup di New York, AS, Rabu (5/6). Karena itu, Guterres menyerukan pajak lebih tinggi atas keuntungan industri bahan bakar fosil. Dana ini bisa digunakan untuk membiayai perjuangan melawan pemanasan global, secara khusus menunjuk pada ”pungutan solidaritas pada sektor-sektor, antara lain, pelayaran, penerbangan, dan ekstraksi bahan bakar fosil”. ”Sudah waktunya menetapkan harga karbon yang efektif dan mengenakan pajak atas keuntungan perusahaan bahan bakar fosil,” ujarnya. (Yoga)

Upaya ekstra yang dilakukan oleh kontraktor kontrak kerja sama mulai membuahkan hasil, setelah Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi atau SKK Migas mengonfi rmasi potensi tambahan produksi pada tahun ini melalui program fi lling the gap. Produksi minyak Indonesia pada tahun ini berpotensi bertambah 4.096 barel per hari (bph), setelah sejumlah kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) melakukan berbagai upaya di luar work program & budget atau WP&B. Upaya tersebut juga berpotensi menambah produksi gas bumi pada tahun ini sebanyak 90 juta standar kaki kubik per hari (MMscfd). Apabila diperinci, potensi tambahan produksi migas itu berasal dari upaya optimalisasi kegiatan pemeliharaan terencana yang diperkirakan akan memberikan tambahan produksi minyak sekitar 2.000 bph dan 20 MMscfd gas. Kemudian juga dari implementasi teknologi produksi yang diharapkan bisa menambah sekitar 643 bph minyak, dan 7 MMscfd gas. 

Selanjutnya dari upaya debottlenecking, serta pengurasan stok dan optimalisasi fasilitas produksi diperkirakan bakal menambah produksi minyak sekitar 1.379 bph, dan gas sekitar 65 MMscfd. Lalu dari upaya optimalisasi penggunaan fuel dan pengurangan flare, serta kontribusi dari sumur tua akan menambah produksi minyak sekitar 74 bph, dan gas sebanyak 6 MMscfd. Sejumlah aksi yang meningkatkan potensi produksi minyak dilakukan oleh Pertamina Group, ExxonMobil Cepu Limited, dan Medco Group. Sementara itu, KKKS yang berkontribusi dalam program fi lling the gap antara lain Pertamina Group, Medco Group, ENI Muara Bakau, dan BP Berau. “SKK Migas akan melakukan koordinasi dan diskusi teknis lanjutan agar bisa dieksekusi sesuai dengan target waktu yang disepakati. 

Makin cepat bisa dijalankan, maka penambahan produksi migas tentunya dapat segera diwujudkan,” kata Kepala Divisi Produksi dan Pemeliharaan Fasilitas SKK Migas Bambang Prayoga, Kamis (6/6). Misalnya saja di LNG Badak yang membutuhkan fuel gas mencapai 32 MMscfd, tetapi kemudian bisa menggantikannya dengan listrik dari PLN. Dengan begitu, fuel gas yang semula digunakan untuk menunjang operasional bisa dikomersialisasikan sebagai gas pipa maupun liquefied natural gas (LNG). Industri hulu migas nasional saat ini memang tengah berupaya memompa produksi dan liftingnya agar bisa mencapai target nasional. Stephen Salomo, E&P Market Analyst Rystad Energy Southeast Asia mengatakan bahwa SKK Migas dan KKKS telah melakukan pekerjaan dengan baik untuk membawa industri hulu migas nasional pulih pascapandemi Covid-19. Dia juga menyoroti agresivitas SKK Migas dan KKKS dalam melakukan kegiatan pemboran sumur eksplorasi yang mampu menemukan cadangan gas dalam jumlah besar. 

“Sekarang ini ada pergeseran eksplorasi yang mulai ke arah Indonesia bagian timur. Ini menunjukkan pertumbuhan kepercayaan investor dalam mengambil proyek gas dengan risiko yang lebih tinggi,” katanya. Sementara itu, Doddy Abdassah, Guru Besar Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung, menyebut optimalisasi sumur yang ada saat ini menjadi salah satu kunci dalam peningkatan produksi migas nasional.Dia menjelaskan bahwa Indonesia saat ini memiliki 38.252 sumur, dan hanya 19.980 sumur di antaranya berstatus aktif. Artinya, sekitar 48% sumur yang ada di Indonesia tersebut tidak aktif. 

Adapun, Direktur Pengembangan dan Produksi Pertamina Hulu Energi Awang Lazuardi menyampaikan bahwa pihaknya terus melakukan inovasi dan langkah berkelanjutan dalam mendukung peningkatan produksi migas. Salah satu upaya yang dilakukan adalah melakukan simplifi kasi proses bisnis di Pertamina, yakni terkait dengan persetujuan financial investment decision (FID). Secara terpisah, Direktur Utama Pertamina Hulu Energi Chalid Said Salim mengatakan, kegiatan pengeboran sumur eksplorasi dan pengembangan yang dilakukan perusahaan tahun ini bakal menjadi penopang capaian target tersebut. Dari target tersebut, PHE memerinci lifting minyak bumi tahun ini bisa ditingkatkan menjadi 420.000 bph, dari sebelumnya 415.000 bph pada 2023. Salur gas pada 2024 juga dibidik lebih tinggi menjadi 1.863 MMscfd, dari sebelumnya 1.810 MMscfd pada 2023.

Pemerintah mengusulkan target produksi siap jual atau lifting minyak bumi sebesar 580.000-601.000 barel per hari dalam asumsi dasar RAPBN 2025. Target ini di bawah realisasi tahun 2023 yang mencapai 605.500 barel per hari dan target 2024 sebesar 635.000 barel per hari. Padahal, pemerintah menargetkan lifting minyak bumi naik menjadi 1 juta barel per hari pada tahun 2030. ”Mencermati realisasi hingga Mei 2024 dan outlook (proyeksi) 2024, lifting minyak dan gas bumi pada RAPBN 2025 diusulkan sebesar 1,58 juta-1,64 juta barel setara minyak per hari. Dengan rincian lifting minyak bumi sebesar 580.000-601.000 barel per hari dan lifting gas bumi sebesar 1 juta-1,04 juta barel setara minyak per hari,” papar Menteri ESDM Arifin Tasrif, pada rapat kerja dengan Komisi VII DPR di kompleks Parlemen, Jakarta, Rabu (5/6).

Di sisi lain, realisasi biaya produksi yang dipulihkan atau cost recovery justru melambung. Biaya produksi yang dipulihkan hingga Mei 2024 mencapai 2,51 miliar USD atau 30 % dari target APBN di 8,25 miliar USD. Sementara proyeksi realisasi sepanjang 2024 mencapai 8,26 miliar USD. Adapun biaya produksi yang dipulihkan pada RAPBN 2025 diusulkan sebesar 8,5 miliar USD hingga 8,7 miliar USD. Kedua hal yang kontradiktif tersebut mendapat sorotan dari anggota Komisi VII DPR. Apalagi, realisasi lifting minyak bumi kerap kali tidak mencapai target setiap tahun. Ujung-ujungnya, target di APBN terus menurun. Sementara itu, usulan biaya produksi yang dipulihkan pada RAPBN 2025 justru diusulkan meningkat.

Anggota Komisi VII DPR dari Fraksi PDI-P, Mercy Chriesty Barends, mengatakan, hanya 1-2 kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) dari 15 KKKS besar yang mampu meningkatkan produksinya hingga melampaui batas yang ditetapkan APBN, sisanya menurun secara bertahap dari tahun ke tahun. Ia meminta ada diskusi bersama dengan sejumlah KKKS untuk mendapatkan penjelasan. ”Agar kita dapat kepastian berkaitan dengan lifting minyak dan kondensat sehingga ada gambaran lebih jelas. (Bicara kondisi) Sumur-sumur tua, itu sejak 2014. Masa, sejak 10 tahun lalu tidak ada perubahan? Harus ada langkah bersama dan komprehensif dari semua pemangku kebijakan,” ujar Mercy. (Yoga)