REPUBLIKA.CO.ID, JAKARTA -- Asosiasi Daerah Penghasil Migas dan Energi Terbarukan (ADPMET) mendorong penyempurnaan Peraturan Menteri ESDM Nomor 1 Tahun 2025 mengenai hak partisipasi atau participating interest (PI) 10 persen bagi Badan Usaha Milik Daerah (BUMD). Langkah tersebut dinilai diperlukan untuk mengatasi berbagai kendala yang masih menghambat implementasi kebijakan tersebut.

Sekretaris Jenderal ADPMET Andang Bachtiar mengatakan, hingga kini realisasi PI 10 persen masih jauh dari harapan. Dari sekitar 79 blok migas yang seharusnya memberikan hak partisipasi kepada BUMD, baru sekitar 13 blok yang telah terealisasi.

"Dari sekitar 79 blok migas yang seharusnya memberikan PI 10 persen, baru sekitar 13 yang berhasil direalisasikan. Artinya masih banyak hambatan, baik dalam proses negosiasi maupun implementasinya. Ini yang harus kita perbaiki bersama," ujar Andang dalam Focus Group Discussion (FGD) yang diselenggarakan ADPMET bersama PT Jakarta Offshore Energi (JOE) di Taman Ismail Marzuki (TIM), Jakarta, Senin (29/6/2026).

Menurut Andang, tujuan utama pemberian PI 10 persen bukan semata meningkatkan penerimaan daerah. Kebijakan tersebut juga bertujuan memberi ruang bagi pemerintah daerah untuk terlibat dalam pengelolaan blok migas, termasuk memperoleh akses terhadap informasi produksi, anggaran, dan proses bisnis.

Andang menilai masih terdapat sejumlah ketentuan yang berpotensi menimbulkan multitafsir sehingga dapat memicu persoalan hukum ketika diterapkan di lapangan.

"Yang perlu diperbaiki bukan karena regulasinya membuka ruang korupsi, tetapi karena masih terdapat pasal-pasal yang multitafsir sehingga dapat memunculkan perbedaan penafsiran ketika diimplementasikan," kata Andang.

Ia menjelaskan, FGD tersebut digelar untuk menghimpun masukan dari daerah penghasil migas, BUMD pemegang PI 10 persen, maupun BUMD yang masih berproses memperoleh hak tersebut. Hasil diskusi diharapkan menjadi bahan penyusunan naskah akademik untuk penyempurnaan regulasi.

"Harapan kami lahir rekomendasi yang bisa menjadi naskah akademik sebagai dasar penyempurnaan regulasi agar implementasi PI 10 persen berjalan lebih efektif," ujar Andang.

Direktur PT Jakarta Offshore Energi (JOE) Astar Simorangkir mengatakan, BUMD yang telah mengelola PI 10 persen masih menghadapi berbagai tantangan karena aturan pelaksanaan dinilai belum mengatur mekanisme secara rinci.

"Persoalannya, aturan yang ada belum secara spesifik mengatur bagaimana implementasinya di lapangan. Akibatnya masih ada sejumlah area abu-abu yang dapat menimbulkan persoalan hukum ketika dilakukan pemeriksaan," kata Astar.

Menurut Astar, sejumlah ketentuan, termasuk mengenai batas maksimal PI 10 persen, masih memerlukan penegasan agar tidak memunculkan perbedaan interpretasi. Ia berharap rekomendasi dari FGD dapat memperkuat tata kelola sekaligus memberikan kepastian hukum bagi seluruh pemangku kepentingan.

"Kami ingin seluruh pemangku kepentingan memiliki perspektif yang sama sehingga tata kelola PI 10 persen semakin akuntabel, profesional, dan memberikan manfaat optimal bagi daerah maupun negara," ujar Astar.

Bisnis.com, JAKARTA — Indonesia dinilai perlu melakukan sejumlah pembenahan guna meningkatkan daya saing sektor hulu minyak dan gas bumi (migas), terutama terkait kepastian hukum serta kerumitan proses perizinan.

Ekonom CORE Indonesia Yusuf Rendy Manilet menilai persoalan paling mendasar terletak pada kerangka regulasi yang dinilai perlu diperbaiki. Menurutnya, Undang-undang migas saat ini sudah tidak lagi utuh setelah berbagai putusan Mahkamah Konstitusi, sehingga memunculkan ketidakpastian bagi investor yang berorientasi jangka panjang.

Kondisi tersebut membuat kebijakan turunan kehilangan kredibilitas di mata pelaku usaha. Padahal, sektor hulu migas membutuhkan kepastian investasi dengan horizon panjang dan risiko tinggi.

"Kompleksitas perizinan juga masih menjadi penghambat. Meskipun jumlah izin telah disederhanakan, prosesnya tetap melibatkan banyak institusi dan memakan waktu yang panjang," kata Yusuf saat dihubungi Bisnis, dikutip Minggu (3/5/2026).

Pada sisi teknis, tantangan semakin berat karena sebagian besar lapangan migas Indonesia telah memasuki fase menua. Hal ini berdampak pada peningkatan biaya produksi dan menekan keekonomian proyek.

Sementara itu, wilayah eksplorasi baru umumnya berada di kawasan timur Indonesia dengan karakteristik risiko tinggi dan kebutuhan investasi yang lebih besar.

Pada saat yang sama, Yusuf mengatakan industri migas global tengah mengalami perubahan arah investasi. Perusahaan energi besar mulai mengalihkan portofolio ke gas dan energi rendah karbon, sehingga persaingan untuk menarik modal menjadi semakin ketat.

Dalam konteks kebijakan, pemerintah telah melakukan sejumlah penyesuaian, termasuk skema kontrak dan insentif fiskal. Namun, Yusuf menilai efektivitasnya masih terbatas.

Menurutnya, tantangan utama bukan pada besaran insentif, melainkan konsistensi dan kepastian aturan yang mendasarinya. Tanpa revisi undang-undang migas, seluruh kebijakan yang ada dinilai kurang meyakinkan bagi investor.

Selain itu, ruang pemberian insentif fiskal juga semakin terbatas seiring dengan penerapan pajak minimum global. Kondisi ini menuntut perubahan strategi dalam menarik investasi.

“Ini berarti Indonesia harus memperkuat faktor lain seperti kepastian regulasi, kualitas data geologi, serta kecepatan pengambilan keputusan,” ujarnya.

Sebelumnya, Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Djoko Siswanto menyebut sektor hulu minyak dan gas bumi (migas) nasional masih menjadi magnet bagi investor internasional.

Hal tersebut salah satunya tercermin dari langkah ekspansi Jadestone Energy yang saat ini menggarap Wilayah Kerja Lemang di Jambi, dengan rata-rata produksi 6.400 barel setara minyak per hari (BOEPD). Menurut Djoko, rencana tersebut menjadi sinyal kuat atas daya saing Indonesia di mata dunia.

“Indonesia ini masih bagus (good) untuk berinvestasi di hulu migas,” ujar Djoko.

Djoko mengatakan, komitmen Jadestone bukan sekadar ekspansi korporasi, melainkan indikator konkret bahwa iklim investasi hulu migas Indonesia tetap kompetitif dan menjanjikan.

Produksi minyak mentah Indonesia, sempat mencapai level tertingginya pada 1977 dengan angka 1,69 juta barel per hari (bph). Kala itu, posisi Indonesia masih mentereng sebagai negara anggota pengekspor minyak mentah yang tergabung dalam OPEC sejak 1962.

Level tertinggi kedua, tercatat pada 1991 dengan produksi minyak mentah sebesar 1,67 juta bph. Namun, angka itu terus menurun hingga saat ini.

Direktur Eksekutif ReforMiner Institute Komaidi Notonegoro memandang bahwa sepanjang 40 terakhir, industri hulu minyak dan gas bumi (migas) mengalami perubahan rezim kuasa pertambangan. Dari Pertamina sesuai Undang-Undang (UU) No.8/1971, ke tangan Badan Pengelola (BP) Migas merujuk ke UU No.22/2001.

“Pasca-diberlakukannya undang-undang tersebut, dan kebetulan juga bersamaan dengan implementasi otonomi daerah, mungkin perizinan juga menjadi lebih kompleks,” katanya kepada Bisnis, Selasa (2/12).

Sejak saat itu, imbuhnya, trennya cadangan minyak turun dan produksinya juga menurun. “Apakah itu murni karena regulasi? Saya kira faktornya banyak ya, kondisi geologinya juga ada perubahan.”

Menurutnya, dulu lokasi cadangan migas lebih banyak di darat, tetapi kini berada di lautan, bahkan laut dalam. Belum lagi, imbuhnya, lokasi dari temuan itu sebagian besar di kawasan timur Indonesia yang secara infrastruktur agak berbeda dengan wilayah di barat Indonesia sehingga kebutuhan investasi menjadi lebih besar.

“Ini menjadi tantangan tersendiri bagi KKKS [kontraktor kontrak kerja sama],” ujarnya.

Selain itu, dia mengungkapkan bahwa masalah yang dikeluhkan oleh KKKS adalah kompleksitas perizinan dan kepastian berusaha. Komaidi mencontohkan revisi UU No.22/2001 yang tak kunjung diselesaikan hingga saat ini.

“KKKS, terutama IOC [International Oil Company], melihat bahwa UU yang diamanatkan untuk direvisi, tetapi tidak segera dilakukan. Ini menjadi sinyal utama bagi mereka bahwa Indonesia tidak cukup serius dalam mengelola ini,” jelasnya.

Namun, kembalinya IOC untuk melirik kembali industri hulu migas nasional menyimpan harapan baru, utamanya untuk mengejar produksi minyak 1 juta bph pada 2030.

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) mencatat, sepanjang 2023—2025, terdapat 40 joint study, baik yang tengah berjalan maupun sudah selesai.

Studi tersebut dilakukan oleh sejumlah KKKS baik domestik maupun internasional, a.l. ExxonMobil, BP, Woodside Energy, ENI, Posco, PetroChina, TotalEnergies, CNOOC, Petronas, Harbour Energy, Japex, TexCal, TIS Energy, SK Earthon, Kufpec, Sinopec, Inpex, Pertamina, hingga MedcoEnergi.

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) pun telah menyusun strategi guna mengerek produksi migas, terutama minyak mentah.
Rencananya, produksi minyak mesti bertambah 100.000 bph saban tahunnya untuk mengejar target produksi 900.000 bph hingga 1 juta bph pada 2029.

“Tidak bisa hanya dikerjakan sendiri oleh SKK Migas, tidak bisa dilepaskan tanggung jawabnya peningkatan produksi ini dari Menteri ESDM. Jadi ini merupakan kolaborasi seluruh stakeholder,” kata Wakil Menteri ESDM Yuliot Tanjung, Rabu (3/12).

Menurutnya, pihaknya dan SKK Migas akan mengambil langkah, seperti penyempurnaan regulasi. “Nanti akan dibahas satu per satu. Dari hasil rakor akan ada rekomendasi kepada pemerintah apa saja yang perlu dilakukan perbaikan.”

Bisnis.com, JAKARTA — Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Bahlil Lahadalia memaparkan strategi pemerintah untuk menarik minat investor di sektor hulu minyak dan gas bumi. Kebijakan tersebut disampaikan pada 40 BIG Conference 2025 bertajuk Arah Bisnis 2026: Menuju Kedaulatan Ekonomi, yang berlangsung di Jakarta, Senin (8/12/2025).

Ia menegaskan bahwa pemerintah telah membuka ruang relaksasi regulasi, penyederhanaan perizinan, dan penambahan insentif fiskal untuk meningkatkan daya tarik investasi. "Sekarang kami sudah banyak komunikasi, relaksasi berbagai kebijakan tentang sweetener. Dan saya pikir, sejak kami masuk, kami sudah memangkas berbagai tahapan regulasi. Jadi saya pikir, oke lah," kata Bahlil.

Meski tidak merinci insentif fiskal yang diberikan, Bahlil memastikan pemerintah optimistis terhadap pencapaian target lifting minyak nasional tahun ini yang diproyeksikan melampaui target APBN 2025, yakni di atas 605.000 barel per hari.

Dari sisi industri, Kepala SKK Migas Djoko Siswanto menyampaikan target investasi hulu migas sebesar 16 miliar dollar AS pada 2026 atau sekitar Rp266 triliun dengan asumsi kurs Rp16.627 per dollar AS.

Target tersebut akan didukung aktivitas eksplorasi yang lebih agresif. Dalam Work Program and Budget (WP&B) 2026, SKK Migas menargetkan sedikitnya 100 sumur eksplorasi, 100 penerapan teknologi Multi-Stage Fracturing (MSF), serta 100 sumur baru di struktur atau lapangan yang selama ini belum dikembangkan.

Djoko mengungkapkan, tim teknis kini tengah memetakan 300 struktur potensial yang dapat menjadi lokasi pengeboran. Selain eksplorasi, SKK Migas juga menargetkan peningkatan lifting minyak pada 2026 menjadi 110.000 barel per hari, lebih tinggi dibandingkan target tahun ini sebesar 605.000 barel per hari. Optimisme tersebut ditopang rencana penerapan teknologi Enhanced Oil Recovery (EOR), serta percepatan pengelolaan sumur tua, sumur idle, dan lapangan yang melibatkan masyarakat.

Djoko menegaskan bahwa kombinasi teknologi, percepatan eksplorasi, dan insentif pemerintah diharapkan dapat memperkuat ketahanan energi nasional serta mendorong peningkatan produksi migas di tengah menurunnya cadangan baru selama beberapa tahun terakhir.

Bisnis.com, JAKARTA – Kinerja laba emiten-emiten sektor minyak dan gas (migas) diramal akan mengempis pada akhir 2025. Hal ini seiring dengan siklus investasi baru yang dilakukan emiten untuk hasil dalam jangka menengah panjang.

Riset Ciptadana Sekuritas memproyeksi, secara akumulasi emiten migas yang terdaftar di Bursa Efek Indonesia (BEI) akan mengalami koreksi laba sebesar 21,1% secara tahunan atau year on year (YoY). Ramalan koreksi tersebut menjadi yang terbesar kedua setelah emiten sektor batu bara yang diprediksi tahun ini akan mengalami penyusutan kinerja laba 47,0% YoY.

Namun, yang membedakan adalah kinerja emiten migas pada 2026 dan 2027 diproyeksi akan tumbuh signifikan. Masing-masing laba emiten migas diprediksi terbang 22,6% YoY dan 19,1% YoY.

"Sektor yang diperkirakan menunjukkan peningkatan laba paling signifikan pada 2026 antara lain logam, rokok, minyak dan gas, telekomunikasi, serta properti. Hal ini didorong oleh kondisi operasional yang lebih mendukung dan efek perbandingan dari basis rendah di 2025," tulis riset tersebut, dikutip Senin (10/11/2025).

Adapun, ramalan tersebut didasarkan atas kondisi sektor migas Indonesia yang saat ini memasuki siklus investasi baru dan hasilnya akan terlihat dalam beberapa waktu ke depan. Saat bersamaan, produksi akibat deplesi alamiah juga turun dari 662.000 barel per hari pada 2023 menjadi 578.000 barel per hari pada 2024.

Saat ini, sejumlah emiten migas gencar melakukan ekspansi bisnis baik dengan eksplorasi cadangan baru maupun akuisisi.

Misalnya, emiten migas milik keluarga Panigoro, PT Medco Energi Internasional Tbk. (MEDC) baru-baru ini mengumumkan kesepakatan mengakuisisi 45% hak partisipasi sekaligus menjadi operator pada PSC Sakakemang, serta 80% hak partisipasi sekaligus sebagai operator pada South Sakakemang di Sumatra Selatan.

Portofolio tersebut juga melengkapi aset-aset yang dimiliki perseroan sebelumnya. Pada 26 Juli 2025, Medco juga merampungkan akuisisi akretif atas 24% hak partisipasi Repsol E&P Srl. di Corridor PSC.

Sejalan dengan portofolio blok yang dikelola perseroan, manajemen mengumumkan target produksi baru menjadi 155.000-160.000 (barrels of oil equivalent per day/boepd), dikoreksi ke atas dari target semula 145.000-150.000 boepd.

Sementara itu, emiten migas Grup Bakrie, PT Energi Mega Persada Tbk. atau EMP (ENRG) melalui anak usahanya, PT EMP Energi Riau baru-baru ini telah menyelesaikan pengeboran sumur Kayuara-20 di Blok Kampar Riau Sumatra. Dengan selesainya pengeboran ini, produksi Blok Kampar akan meningkat menjadi lebih dari 1.000 barel minyak per hari, dibanding rata-rata produksi semester pertama 2025 sebesar 845 barel minyak per hari.

Sebelumnya, ENRG telah menambah 25% partisipasi interes di Blok Kangean melalui akuisisi dari Japan Petroleum Exploration Co. Ltd. (JAPEX), menjadikan perusahaan sebagai pengendali tunggal di Blok Kangean. Secara bersamaan, ENRG mendivestasikan 50% kepemilikan di Blok Gebang kepada JAPEX.

Tidak ketinggalan, ada juga PT Pertamina Geothermal Energy Tbk. (PGEO) yang saat ini tengah mengembangkan beberapa proyek strategis seperti PLTP Hululais Unit 1 dan 2 dengan kapasitas 110 MW, serta sejumlah proyek co-generation berkapasitas total 230 MW.

Pada Juni lalu, PGE juga meresmikan eksplorasi (green field) PLTP Gunung Tiga yang terletak di Lampung dengan potensi kapasitas sebesar 55 MW. PGEO menargetkan kapasitas terpasang yang dikelola mandiri sebesar 1 GW dalam 2-3 tahun mendatang, dan menjadi 1,7 GW pada 2033.

Masih dalam ekosistem anggota holding Pertamina, PT Perusahaan Gas Negara Tbk. atau PGN (PGAS) saat ini sedang menyiapkan lima proyek baru yang ditargetkan beroperasi pada 2025 hingga 2027.

Beberapa di antaranya adalah infrastruktur gas pipa Tegal Cilacap dengan kapasitas 60 juta standar kaki kubik per hari (million standard cubic feet per day/MMscfd). Saat ini, proyek ini mencapai tahapan rekayasa dasar atau front-end engineering design (FEED) dan pengaturan komersial hingga Juni 2025. Perusahaan menargetkan proyek beroperasi pada kuartal III/2026.

Selain itu, ada proyek biometana dengan kapasitas 1,2 BBtud yang ditargetkan beroperasi pada kuartal II/2027. Untuk proyek ini PGN menyiapkan capex sebesar US$5 juta, dan US$1 juta di antaranya terealisasi pada 2025.

Mayoritas Koreksi Laba

Dari emiten-emiten migas tersebut, mayoritas perusahaan membukukan koreksi laba bersih secara tahunan (YoY) pada periode Januari-September 2025.

Laba bersih PGAS susut 9,68% YoY ke US$237,89 juta meskipun pendapatan meningkat 3,78% YoY menjadi US$2,92 miliar. Sedangkan MEDC yang membukukan koreksi pendapatan 1,54% YoY menjadi US$1,72 miliar, membuat laba bersihnya susut 68,66% YoY menjadi US$85,65 juta. Lalu, PGEO mencatat koreksi laba bersih 22,17% YoY menjadi US$104,28 juta, meskipun pendapatan perseroan meningkat 4,20% YoY.

Berbeda dengan kompetitor, ENRG sepanjang Januari-September 2025 membukukan peningkatan laba bersih 8,54% YoY menjadi US$55,65 juta, dengan penjualan neto yang meningkat 13,05% menjadi US$361,38 juta.

Selain menunggu buah dari ekspansi bisnis yang dituai emiten, Ciptadana Sekuritas menilai dukungan regulator juga turut menghadirkan katalis positif tersendiri.

Misalnya, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) berencana menawarkan 63 blok migas sepanjang 2025–2026 serta memperkenalkan reformasi struktural untuk menarik investasi hulu.

Sejak 2024, melalui Permen ESDM No.13/2024, kontraktor diberikan fleksibilitas memilih antara skema gross split dan cost recovery yang menyederhanakan ketentuan fiskal dan memperbaiki keekonomian proyek. Revisi lanjutan juga diharapkan meningkatkan kejelasan pajak dan harga DMO.

Selain itu, penegasan kembali porsi 10% untuk BUMD yang diatur di dalam Permen ESDM No.1/2025 juga memastikan pembagian manfaat bagi daerah, meski keterbatasan kapasitas pembiayaan dan tata kelola BUMD masih menjadi risiko pelaksanaan.

Terakhir, ada Permen ESDM No.14/2025 yang mengatur kebijakan mandatory joint management dengan BUMD, koperasi, atau UMKM pada sumur tua yang juga diharapkan dapat melegalkan operasi dan meningkatkan produksi, meski akses permodalan terbatas bisa menjadi kendala.

"Secara keseluruhan, perubahan regulasi ini menciptakan iklim investasi yang lebih fleksibel. Namun, keberhasilannya untuk membalikkan tren penurunan produksi akan sangat bergantung pada kecepatan implementasi, keberhasilan eksplorasi hulu, dan kecukupan insentif fiskal untuk menarik modal global ke lapangan migas Indonesia yang kompleks atau marjinal," tandas riset tersebut.

Untuk rekomendasi saham, berdasarkan Bloomberg Terminal, sebanyak 5 analis (100%) merekomendasikan buy ENRG dengan target harga Rp1.165, mencerminkan potensial return 33,9% dari harga Rp870. Pada penutupan Senin (10/11/2025), harga ENRG menguat 4,60% ke Rp910.

Lalu, 19 dari 20 analis (95%) merekomendasikan buy untuk MEDC dengan target harga Rp1.674, mencerminkan potensial return 26,8% dari harga Rp1.320. Harga saham MEDC pada penutupan Senin (10/11) turun 0,38% ke Rp1.315.

Sedangkan, 9 dari 25 analis (36%) merekomendasikan buy untuk PGAS dengan target harga Rp1.786,35, mencerminkan potensial return sebesar 1,8% dari Rp1.755. Harga saham PGAS saat ini di level Rp1.730, usai ditutup 1,70% pada perdagangan hari ini.

Terakhir, 12 dari 16 analis (75%) merekomendasikan buy untuk PGEO dengan target harga Rp1.766,54, mencerminkan potensial return 35,9% dari harga Rp1.300. Pada penutupan pasar Senin (10/11) harga saham PGEO turun 0,79% ke Rp1.260.

Disclaimer: berita ini tidak bertujuan mengajak membeli atau menjual saham. Keputusan investasi sepenuhnya ada di tangan pembaca. Bisnis.com tidak bertanggung jawab terhadap segala kerugian maupun keuntungan yang timbul dari keputusan investasi pembaca.

Bisnis.com, JAKARTA — Target Triple 100 yang digagas SKK Migas berisiko sulit tercapai tanpa pembenahan iklim investasi migas yang masih dibebani persoalan perizinan, regulasi, dan keekonomian proyek.

Target Triple 100 mencakup 100 sumur eksplorasi, 100 teknik stimulasi sumur migas modern (Multi-stage Fracturing), serta 100 sumur pengembangan (Development Wells).

Bisnis.com, JAKARTA - Daya tarik investasi hulu migas Indonesia dinilai belum sepenuhnya solid seiring dengan sejumlah persoalan seperti kesenjangan antara komitmen eksplorasi dan realisasi di lapangan hingga ketidakpastian regulasi serta birokrasi yang kompleks.

Terbaru, Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Djoko Siswanto menyebut sektor hulu minyak dan gas bumi (migas) nasional masih menjadi magnet bagi investor internasional.