JAKARTA – Realisasi produksi minyak bumi nasional yang berada di kisaran 580 ribu barrel oil per day (bopd) dinilai masih jauh dari target swasembada energi nasional yang menargetkan kapasitas produksi satu juta bopd dan 12 ribu MMscfd gas pada dekade mendatang. Apalagi lapangan hulu migas eksisting Indonesia tercatat mengalami penurunan produksi alamiah yang sangat agresif.

Komaidi Notonegoro, Direktur Eksekutif ReforMiner Institute, mengatakan data SKK Migas mencatat decline rate minyak nasional periode 2020–2025 berkisar antara 13,4% hingga 30,2% per tahun atau rata-rata 22,3% per tahun. “Untuk gas, decline rate berkisar antara 5,2% hingga 15,8% per tahun atau rata-rata 12,0% per tahun,” kata Komaidi, Selasa (28/7).

Berdasarkan skenario Long Term Plan (LTP) SKK Migas, jika tidak terdapat penambahan aktivitas eksplorasi yang signifikan (Low Case), proyeksi lifting minyak nasional pada tahun 2030 diperkirakan stagnan dan terkunci di kisaran 580.000–590.000 bopd.

Jika eksplorasi stagnan, defisit antara konsumsi dan produksi minyak nasional pada tahun 2030 diproyeksikan mencapai 1,03 juta bopd untuk skenario LTP High, 1,24 juta bopd untuk LTP Mid, hingga 1,35 juta bopd dengan skenario LTP Low.

Kondisi tersebut akan memaksa pengeluaran devisa impor minyak secara kumulatif periode 2026–2030 dengan asumsi harga US$90 per barel, hingga mencapai US$181,3 miliar atau sekitar Rp3.043 triliun pada skenario terbaik, atau akan meningkat hingga US$217,9 miliar atau sekitar Rp3.656 triliun pada skenario terburuk.

Indonesia memiliki total 128 cekungan migas, di mana sekitar 68 cekungan di antaranya belum dieksplorasi secara memadai. Meskipun demikian, tren prospektivitas bergerak positif sepanjang 2022–2026 dengan penemuan skala besar (giant/big fish), seperti Blok Andaman II (Timpan-1 sebesar ±2 TCF gas), Kutai/Ganal (Geng North-1 sebesar ±5 TCF gas + 400 juta barel kondensat), South Andaman (Layaran-1 sebesar ±6–6,5 TCF gas-in-place dan Tangkulo-1 sebesar ±2 TCF gas), Muara Bakau (Konta-1 sebesar ±600 Bcf–1 TCF gas), serta Blok Ganal (Geliga-1 pada April 2026 sebesar ±5 TCF gas dan 300 juta barel kondensat).

“Realisasi pengeboran sumur eksplorasi nasional periode 2021–2026 berada di bawah target tahunan akibat kendala operasional,” ungkap Komaidi.

Pada 2021 terealisasi 28 dari target 41 sumur (68,3%); tahun 2022 terealisasi 31 dari target 42 sumur (73,8%); tahun 2023 terealisasi 41 dari target 57 sumur (71,9%); tahun 2024 terealisasi 39 dari target 50 sumur (78,0%); tahun 2025 terealisasi 24 dari target 46 sumur (52,2%) per Oktober; dan per 31 Mei 2026 baru terealisasi 5 dari target 39 sumur (12,8%).

Kualitas teknis hulu Indonesia pada dasarnya relatif kompetitif dengan rasio keberhasilan geologis (geological success ratio) nasional tahun 2020–2024 bergerak di kisaran 52–74% (rata-rata sederhana 63,2%) yang menghasilkan akumulasi 3.984,81 MMBOE P50 post-drill dari 144 sumur. Berdasarkan laporan IHS Markit per April 2026, indikator Activity & Success Indonesia di Asia Pasifik menempati peringkat ke-4 dari 15 negara dengan skor yang naik dari 5,00 (2020) menjadi 6,03 (2026).

Peran Krusial

Pada kegiatan eksplorasi migas,PT Pertamina (Persero) melalui Subholding Hulu, PT Pertamina Hulu Energi memegang peran krusial sebagai pelaku utama hulu migas domestik dengan berkontribusi memasok sekitar 55–56% produksi minyak nasional serta 29–30% lifting gas nasional (rata-rata periode 2025–2026).

Decline rate minyak dari lapangan eksisting Pertamina Group kurang lebih sebesar 21–22% per tahun. Dampaknya, tanpa adanya eksplorasi baru dan EOR, produksi PHE diproyeksikan menurun dari kisaran 579 ribu bopd pada 2024 menjadi 300 ribu–350 ribu bopd pada 2030, dan bisa lebih rendah dari 160 ribu bopd pada 2035 atau menurun >70% dalam 11 tahun.

Jika eksplorasi, EOR, dan transformasi sumber daya berhasil diakselerasi penuh, total produksi Pertamina berpotensi meningkat hingga 850 ribu–950 ribu bopd pada 2030 dan mencapai 1.345 ribu bopd pada 2035. Di sisi lain, penambahan minimal 12 struktur eksplorasi minyak (dari skenario Base Case 215 struktur menjadi High Case 227 struktur) akan menjadi penentu utama produksi nasional untuk menembus puncak 1.140 ribu BBL/D guna mencapai swasembada.

Untuk gas bumi, akselerasi eksplorasi diproyeksikan mampu mendongkrak lifting gas nasional dari 5.354 MMSCFD (2023) menuju puncak 14.244 MMSCFD pada 2035.

Menurut Komaidi, eksplorasi migas memiliki peran penting dan akan menjadi kunci utama dalam pencapaian target swasembada energi nasional. “Mengingat Pertamina memiliki kontribusi signifikan dalam produksi migas nasional, ReforMiner menilai bahwa keberhasilan dalam meningkatkan iklim investasi dan kegiatan eksplorasi migas nasional sebagian besar juga akan ditentukan oleh kinerja operasional dan finansial Pertamina,” kata dia.(AT)