Detak Media — JAKARTA – Industri hulu minyak dan gas bumi (migas) menghadapi tantangan signifikan dalam upaya mewujudkan target swasembada energi nasional, yang merupakan bagian dari program Asta Cita pemerintahan Presiden Prabowo. Hingga tahun 2025, porsi migas dalam bauran energi nasional masih diperkirakan lebih dari 50%.

Direktur Eksekutif ReforMiner Institute, Komaidi Notonegoro, menyatakan bahwa realisasi produksi minyak bumi nasional saat ini berada di kisaran 580.000 barel per hari (BOPD). Angka ini masih jauh dari target swasembada energi nasional yang menargetkan kapasitas produksi 1 juta BOPD minyak dan 12.000 MMSCFD gas pada dekade mendatang.

Menurut Komaidi, lapangan hulu migas eksisting di Indonesia mengalami penurunan produksi alamiah yang sangat agresif. Data Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) menunjukkan decline rate minyak nasional periode 2020–2025 berkisar antara 13,4% hingga 30,2% per tahun, dengan rata-rata mencapai 22,3% per tahun. Sementara itu, untuk gas, decline rate berkisar antara 5,2% hingga 15,8% per tahun, dengan rata-rata 12,0% per tahun.

Berdasarkan skenario Long Term Plan (LTP) SKK Migas, jika tidak ada penambahan aktivitas eksplorasi yang signifikan (Low Case), proyeksi lifting minyak nasional pada tahun 2030 diperkirakan akan 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 pada skenario LTP High, 1,24 juta BOPD pada LTP Mid, hingga 1,35 juta BOPD pada LTP Low. Kondisi ini akan memaksa pengeluaran devisa impor minyak secara kumulatif periode 2026–2030 mencapai US$181,3 miliar (sekitar Rp3.043 triliun) pada skenario terbaik, atau meningkat hingga US$217,9 miliar (sekitar Rp3.656 triliun) pada skenario terburuk, dengan asumsi harga minyak US$90 per barel.

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, 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 dilaporkan berada di bawah target tahunan akibat kendala operasional. Pada tahun 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 63,2%) yang menghasilkan akumulasi 3.984,81 MMBOE P50 post-drill dari 144 sumur. Laporan IHS Markit per April 2026 menempatkan indikator Activity & Success Indonesia di Asia Pasifik pada peringkat ke-4 dari 15 negara, dengan skor naik dari 5,00 (2020) menjadi 6,03 (2026).

Pertamina melalui subholding hulunya (PHE) memegang peran krusial sebagai pelaku utama hulu migas domestik, berkontribusi memasok sekitar 55–56% produksi minyak nasional serta 29–30% lifting gas nasional dalam rata-rata periode 2025–2026. Namun, decline rate minyak dari lapangan eksisting Pertamina Group berkisar 21–22% per tahun. Tanpa eksplorasi baru dan Enhanced Oil Recovery (EOR), produksi PHE diproyeksikan menurun dari kisaran 579.000 BOPD (2024) menjadi 300.000–350.000 BOPD (2030), bahkan bisa lebih rendah dari 160.000 BOPD pada 2035.

Jika eksplorasi, EOR, dan transformasi sumber daya berhasil diakselerasi penuh, total produksi Pertamina berpotensi meningkat hingga 850.000–950.000 BOPD pada 2030 dan mencapai 1.345 ribu BOPD pada 2035. Penambahan minimal 12 struktur eksplorasi minyak dari skenario Base Case menjadi High Case akan menjadi penentu utama produksi nasional untuk menembus puncak 1.140 ribu BBL/D demi 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.

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