Pemerintah telah mengeluarkan program peningkatan produksi minyak dan gas bumi guna menjaga ketahanan energi nasional. Hingga akhir 2025, produksi minyak diperkirakan mencapai 608 ribu barel per hari (MBOPD), naik dibandingkan hasil 2024 yang berada di kisaran 578 MBOPD. Sementara untuk gas alam, produksinya diperkirakan mencapai 6.910juta kaki kubik standar per hari(MMSCFD), lebih tinggi dibandingkan pencapaian 2024 sebesar 6.633 MMSCFD.
Menggunakan dua skenario perhitungan yaitumid-case dan high-case,SKK Migas (2025) memprediksi bahwa produksiminyak pada tahun 2029 diperkirakan mencapai 670 hingga 901 MBOPD. Sedangkan untuk gas alam, perkiraan produksi pada tahun yang sama diperkirakan mencapai 7.303 hingga 8.439 MMSCFD.
Kebutuhan investasi untuk mencapai target produksi pada tahun 2029 diperkirakan mencapai US$106 miliar selama periode 2025–2029. Secara tahunan, kebutuhan investasi berkisar antara US$19 miliar hingga US$25 miliar, yang setara dengan pertumbuhan rata-rata sekitar 11,37% per tahun (SKK Migas, 2024). Angka ini lebih besar dibandingkan realisasi investasi saat ini, yaitu sekitar US$16,5-16,9 miliar, dengan rata-rata peningkatan selama lima tahun terakhir sekitar 9,51% per tahun. Untuk mewujudkannya, diperlukan lingkungan usaha yang kondusif. Dalam hal ini, perbaikan regulasi di sektorhulu migas menjadi salah satu faktor yang paling penting.
Penelitian Indonesia Petroleum Association (IPA) dan Wood Mackenzie (2023) menunjukkan, posisi Indonesia dalamUpstream Competitiveness Index(UCI) masih tergolong rendah jika dibandingkan dengan negara-negara di kawasan Asia Pasifik. Dalamfiscal attractivenessIndonesia menduduki peringkat ke-16 dari 21 negara, berada di bawah beberapa negara seperti Malaysia, Brunei, dan Australia.
Berita Terkait
- Kementerian ESDM Berharap Studi Bersama Blok Migas antara Kufpec dan Shell Selesai pada Tahun 2026
- Mengerti Izin Usaha Berbasis Risiko di Sektor Minyak dan Gas Bumi
- Tindakan Perusahaan Hapsoro (RATU) Berupaya Memperluas Wilayah Migas Baru, Cek Prospeknya
Laporan yang sama juga menyoroti tantangan utama di sektor hulu migas Indonesia, yang tidak hanya terkait dengan daya saing fiskal, tetapi juga melibatkan aspek regulasi seperti kompleksitas proses izin, ketidaksinkronan kebijakan antar kementerian, hingga ketidakpastian dalam penerapan aturan. Hal ini berkontribusi pada meningkatnya ketidakpastian dan risiko non-teknis bagi pelaku industri hulu migas, sehingga mengurangi daya saing investasi.
Laporan IHS Markit S&P Global (Juni 2025) menunjukkan bahwa Indonesia mengalami kenaikan yang mencolok dalamoverall attractiveness rating harga minyak mentah, dari di bawah 4,75 pada 2021 menjadi 5,35 pada 2025. Namun, laporan tersebut juga menyoroti stagnasi peringkat hulu migas selama sekitar lima tahun terakhir dalam aspek yang berkaitan dengan regulasi dan kepastian hukum.
Perbaikan Regulasi Hulu Migas
Perbaikan regulasi hulu migas di Indonesia pada dasarnya bertujuan untuk mengatur kembali (menghadirkan kembali) tiga elemen pokok yang sejak diberlakukannya UU Migas No.22/2001 “hilang”, yaitu:
- Pemisahan urusan administrasi dan keuangan Kontrak Kerja Sama dari urusan pemerintahan dan keuangan negara;
- Penerapan prinsip single door bureaucracy /single institutionmodel yang menangani urusan administrasi/birokrasi/izin dalam Kontrak Kerja Sama (Production Sharing Contract, PSC);
- Penerapan prinsip assume and discharge di dalam perpajakan (indirect taxes) PSC.
Perbaikan regulasi yang diperlukan meliputi aspek praktis maupun dasar secara lebih menyeluruh dan mendasar. Perbaikan regulasi pada tingkat praktis diperlukan untuk mendukung kegiatan usaha hulu migas secara umum dan sekaligus sebagaienablerdi tingkat pelaksanaannya. Pada ranah praktis ini, beberapa perbaikan regulasi yang menjadi prioritas perlu dilakukan terutama yang berkaitan dengan:
- Izin kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi;
- Perlindungan hukum terhadap tindakan atau kebijakan bisnis yang dikriminalisasi;
- Fasilitas perpajakan terhadap indirect taxes;
- Tax loss carry forward terkait perubahan KBH Gross Split menjadi KBH Cost Recovery;
- Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN)
- Regulasi Proyek Strategis Nasional.
Sekarang perizinan hulu migas melibatkan hingga 140 jenis izin yang harus diperoleh dengan keterlibatan 17 Kementerian/Lembaga lintas sektor, seperti lingkungan, kehutanan, kelautan, dan pertanahan. Waktu yang lama serta proses yang rumit serta koordinasi antar lembaga yang belum maksimal sering kali menjadi penghambat.project schedulingdan memperbesar risiko dalam aspeknon-technical.
Diperlukan perubahan sistem izin dengan menerapkanlex specialis(melalui Peraturan Presiden) yang memperkuat pemberian izin kegiatan usaha hulu migas (KUHM). Pemberian izin KUHM seharusnya tidak dilakukan sebagai “izin” yang diajukan secara terpisah kepada berbagai kementerian/lembaga, melainkan sebagai “persetujuan” atau “keputusan” yang ditetapkan secara terpadu dalam satu rapat yang dipimpin olehleading sector (Kementerian ESDM). Penerapan Key Performance IndicatorStandar waktu layanan serta pengintegrasian proses antar lembaga menjadi sangat penting.
Potensi tindakan korporasi-bisnis yang dapat dikriminalisasi masih menjadi kekhawatiran bagi pelaku industri. Diperlukan adanya batasan yang jelas dalam berbagai regulasi, seperti UU Tipikor, UU Perbendaharaan Negara, dan UU Pemeriksaan Keuangan, terkait aspek administratif, perdata, dan pidana. Diperlukan pula penerbitan Instruksi Presiden yang mengadopsi model norma dan proses perlindungan hukum sesuai dengan yang diatur dalam Inpres Nomor 1 Tahun 2016 tentang Percepatan Pelaksanaan Proyek Strategis Nasional (Inpres 1/2016).
Dalam hal Tax Loss Carry Forward (TLCF) terkait perubahan PSC Gross Split ke PSC Cost Recovery, persetujuan terhadap perubahan bentuk perjanjian dari PSCGross Split ke PSC Cost Recovery seharusnya berlaku mundur pada saat pengajuan. Oleh karena itu, nilai kompensasi TLCF dapat dihitung dalam kontrak baru dengan skema PSCCost Recovery.
Terkait indirect taxes, untuk pemulihan biaya PSC, diperlukan penerapan kembali mekanisme pajakassume & discharge bagi KKKS PSC Cost Recovery Untuk pajak-pajak tidak langsung, seperti PBB, PPN, PPNBM, dan sebagainya. Dalam hal ini, perlu dilakukan revisi Peraturan Pemerintah No. 79 Tahun 2010 yang diubah dengan Peraturan Pemerintah No. 27 Tahun 2017 terkait insentif perpajakan sehingga dapat diajukan tanpa adanya persyaratan keekonomian.
Mengenai PSC Gross Split, pemberian fasilitas pajak kepada Kontraktor Karya Pengusahaan Hulu Minyak dan Gas Bumi (KKKS) tanpa memerlukan Surat Keterangan Fasilitas Perpajakan (SKFP). Diperlukan perubahan Peraturan Pemerintah No. 53 Tahun 2017 untuk menambahkan fasilitas pembebasan pajak tidak langsung selama masa eksploitasi serta tanpa adanya persyaratan perhitungan keekonomian.
Aturan Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN) perlu dilakukan penyesuaian berupa pengenduran. Pengenduran bersifat terbatas, diberikan untuk persyaratan TKDN barang tertentu dalam situasi di mana hanya satu pabrikan yang mampu menyediakan barang tersebut.
Kewajiban penggunaan kapal yang berbendera Indonesia sesuai dengan ketentuan UU Pelayaran sering kali menimbulkan kendala bagi proyek migas yang bersifat mendesak atau memerlukan kapal dengan teknologi khusus. Diperlukan aturan yang memberikan pengecualian terbatas dengan sistem izin yang cepat agar operasi dapat berjalan lancar.
Pengakuan status sejumlah proyek hulu migas sebagai Proyek Strategis Nasional (PSN) berpotensi memberikan percepatan, kepastian, serta prioritas dalam penanganan yang sangat diperlukan, khususnya untuk proyek besar yang berdampak signifikan terhadap produksi nasional.
Di tingkat dasar, penyelesaian revisi Undang-Undang Migas Nomor 22 Tahun 2001 perlu segera dilakukan agar pemerintah dan industri hulu migas memiliki kerangka regulasi yang lebih kokoh yang mampu menjaga kepentingan.sanctity of contract dan memastikan kepastian hukum, kepastian fiskal, serta mempermudah administrasi/birokrasi/pengurusan izin kegiatan usaha hulu migas.
