PT PERTAMINA EP (PEP) Papua Field mencatat peningkatan produksi signifikan pada awal 2026 seiring keberhasilan sumur pengembangan Salawati SLW-C4X. Lapangan ini berada di bawah pengelolaan Zona 14 Regional Indonesia Timur Subholding Upstream Pertamina.

Sumur SLW-C4X yang berlokasi di Formasi Kais, Kabupaten Sorong, Papua Barat Daya mulai ditajak pada 2 November 2025 menggunakan Rig PDSI #11.2/N80B-M. Produksi perdana mengalir pada 15 Desember 2025 dengan capaian 1.094 barel minyak per hari (BOPD).

General Manager Zona 14, Dadang Soewargono, mengatakan capaian tersebut merupakan hasil kerja solid dan ketelitian teknis seluruh tim di lapangan. “Produksi yang melampaui 2.000 barel per hari ini menjadi kado awal tahun yang membanggakan, khususnya bagi industri hulu migas di Indonesia Timur,” kata Dadang dikutip dari keterangan tertulis, Senin, 19 Januari 2026.

Dadang mengatakan, seluruh kegiatan operasi minyak dan gas (migas) tetap mengedepankan aspek keselamatan, perlindungan lingkungan, dan tata kelola perusahaan. Prinsip Environmental, Social, and Governance (ESG) diterapkan secara konsisten agar operasional berjalan aman dan sesuai regulasi.

“Keberhasilan sumur di Formasi Kais menjadi bukti komitmen kami dalam mendukung ketahanan energi nasional. Produksi yang melampaui 2.000 barel per hari ini menjadi kado awal tahun yang membanggakan, khususnya bagi industri hulu migas di Indonesia Timur,” ujar Dadang.

Sejak pertama kali onstream, kinerja sumur SLW-C4X menunjukkan tren peningkatan berkelanjutan. Dampaknya terlihat pada total produksi Pertamina EP Papua Field yang naik menjadi 1.535 BOPD pada 16 Desember 2025, meningkat menjadi 1.800 BOPD pada 29 Desember 2025. Produksi mencapai puncaknya pada 15 Januari 2026 dengan produksi sekitar 2.007 BOPD atau setara 2.020 barel per hari.

Dadang juga menyampaikan apresiasi kepada SKK Migas, pemerintah daerah, serta masyarakat adat atas dukungan terhadap kegiatan operasional Pertamina EP Papua Field. "Keberhasilan sumur SLW-C4X diharapkan menjadi pendorong bagi pengembangan sumur-sumur berikutnya, termasuk sumur SLW-E6X yang saat ini masih dalam tahap pengeboran," kata Dadang.

SATUAN Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) bersama Petrogas (Basin) Ltd. mulai menerapkan teknologi Chemical Enhanced Oil Recovery (CEOR) di Lapangan Walio, Wilayah Kerja Kepala Burung, Kabupaten Sorong, Papua Barat Daya. Teknologi ini digunakan untuk meningkatkan perolehan minyak dengan cara menyuntikkan bahan kimia ke dalam reservoir guna mendorong sisa minyak agar dapat diproduksikan.

Pelaksanaan proyek ditandai dengan injeksi perdana CEOR yang dilakukan oleh Deputi Eksplorasi, Pengembangan, dan Manajemen Wilayah Kerja SKK Migas, Rikky Rahmat Firdaus. Proyek tersebut merupakan bagian dari pemenuhan Komitmen Kerja Pasti (KKP) Wilayah Kerja Kepala Burung.

Menurut Rikky, injeksi awal ini menjadi tonggak penting dalam rencana pengembangan CEOR di Lapangan Walio. Ia mengatakan proyek percontohan tersebut tidak hanya untuk memenuhi kewajiban kerja, tetapi juga diharapkan menghasilkan data positif yang memenuhi kriteria keberhasilan teknologi CEOR.

“Injeksi perdana ini merupakan milestone penting. Jika hasil pilot project memenuhi target, maka pengembangan CEOR skala komersial dapat dilanjutkan,” kata Rikky dikutip dari keterangan tertulis, Selasa, 30 Desember 2025.

Ia menambahkan pengembangan CEOR skala penuh dikombinasikan dengan struktur baru hasil eksplorasi. Metode ini berpotensi menambah cadangan migas, meningkatkan produksi, serta memperpanjang umur lapangan di Wilayah Kerja Kepala Burung.

Dampaknya diharapkan mampu memberikan keuntungan bagi operator, menambah penerimaan negara, dan menggerakkan industri penunjang hulu migas. “Proyek ini membuktikan bahwa lokasi yang terpencil bukan menjadi hambatan. Dengan komitmen dan kerja keras, seluruh persiapan dapat dijalankan dengan baik,” kata Rikky.

Ia berharap keberhasilan proyek ini dapat menjadi contoh bagi kontraktor kontrak kerja sama lain yang mengelola lapangan potensial EOR, termasuk di wilayah dengan infrastruktur migas yang lebih matang seperti Jawa, Sumatera, dan Kalimantan.

Sementara itu, President RH Petrogas Companies Indonesia, Ferry Hakim, menyampaikan bahwa proyek CEOR Walio merupakan wujud komitmen perusahaan dalam mengoptimalkan produksi minyak nasional. “Keberhasilan proyek ini akan membuka peluang pengembangan CEOR di area yang lebih luas serta memperkuat strategi jangka panjang peningkatan produksi dan perolehan minyak,” ujar Ferry.

Proyek CEOR Walio menggunakan pola injeksi lima titik, yang terdiri dari satu sumur injeksi dan empat sumur produksi. Injeksi diarahkan ke Reservoir Kais, formasi karbonat yang telah berproduksi lebih dari 40 tahun dan menjadi sumber utama minyak di Wilayah Kerja Kepala Burung.

Pelaksanaan proyek percontohan ini didukung oleh fasilitas permukaan khusus, seperti unit injeksi surfaktan-polimer, sistem pengolahan air, serta jaringan flowline. Secara keseluruhan, proyek diperkirakan berlangsung selama 30 hingga 35 bulan hingga evaluasi teknis akhir selesai dilakukan.

Lapangan Walio dikenal sebagai lapangan minyak terbesar yang pernah ditemukan di Indonesia bagian timur. Lokasinya berada sekitar tiga kilometer dari Kasim Marine Terminal dan menjadi salah satu pusat produksi utama di Wilayah Kerja Kepala Burung.

SEJUMLAH kepala daerah di Kalimantan Timur dan Papua Barat meminta percepatan penyerahan Participating Interest (PI) 10 persen dari kontraktor kontrak kerja sama blok Migas yang beroperasi di wilayah mereka. Permintaan ini disampaikan dalam Rapat Dengar Pendapat (RDP) antara Komisi XII DPR RI, SKK Migas, Dirjen Migas Kementerian ESDM, kontraktor Migas, dan para kepala daerah di Kompleks Parlemen, Senayan, Kamis, 13 November 2025.

Kepala daerah menilai percepatan pengalihan PI penting untuk meningkatkan pendapatan asli daerah (PAD) dan memperkuat peran Badan Usaha Milik Daerah (BUMD) dalam pengelolaan sumber daya energi.

Dalam kesempatan itu, Ketua Komisi XII DPR Bambang Patijaya mengatakan Kalimantan Timur menjadi salah satu daerah penghasil minyak dan gas (Migas) terbesar di Indonesia. Daerah ini memiliki 41 wilayah kerja (WK) migas, dengan 28 di antaranya telah berproduksi atau berada pada tahap eksploitasi.

Bambang menyebutkan Kalimantan Timur berkontribusi sekitar 20 persen terhadap produksi gas nasional. “Selain itu, pada 2023 telah ditemukan cadangan gas raksasa sebesar 5 triliun kaki kubik (TCF) di North Ganal. Ini menunjukkan potensi besar yang seharusnya juga memberikan manfaat optimal bagi daerah,” ujarnya

Sementara itu, Papua Barat juga memiliki potensi besar di sektor Migas. Wilayah ini kaya akan cadangan gas bumi dan kondensat yang tersebar di Blok Kasuri dan Bobara serta didukung keberadaan kilang LNG Tangguh di Teluk Bintuni.

Ia menyatakan DPR mendorong peningkatan penerimaan daerah melalui mekanisme PI 10 persen, khususnya di dua provinsi tersebut. “Kunjungan kerja kami ke Kalimantan Timur dan Papua Barat menyoroti pentingnya peningkatan penerimaan daerah dari sektor energi. PI 10 persen menjadi salah satu instrumen yang perlu segera direalisasikan,” ujarnya.

Selain itu, politikus Partai Golkar ini menilai BUMD perlu diberi ruang untuk mengelola sumur-sumur Migas tua agar peran perusahaan daerah dalam industri hulu Migas semakin kuat.

Menanggapi hal itu, Direktur Jenderal Migas Laode Sulaeman menjelaskan proses penetapan participating interest 10 persen masih membutuhkan waktu panjang karena harus melalui sejumlah tahapan sesuai Permen ESDM No. 37 Tahun 2016 jo Permen ESDM No. 1 Tahun 2025.

“Proses dimulai sejak persetujuan POD I atau tanggal efektif kontrak kerja sama. Setelah itu, SKK Migas, kontraktor, dan BUMD harus menyelesaikan tahapan masing-masing sebelum Menteri ESDM menerbitkan persetujuan akhir,” kata Laode.

Laode menambahkan di Kalimantan Timur terdapat lima wilayah kerja yang sedang menjalani proses pengalihan participating interest. Tiga di antaranya masih menunggu kontraktor menawarkan PI kepada BUMD.

Sementara di Papua Barat, satu wilayah kerja, yaitu Genting Oil Kasuri, sudah memperoleh persetujuan revisi POD I dan tengah dibahas lebih lanjut antara BUMD dan pemerintah provinsi. Namun, beberapa wilayah lain harus memulai proses dari awal karena adanya pemekaran daerah dan pembentukan provinsi baru.

“Pemekaran wilayah menyebabkan proses pengalihan PI harus diulang dari tahap awal karena ada perubahan administratif dalam pembagian kewenangan,” kata Laode.

PEMERINTAH melalui Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) akan melelang 75 wilayah kerja migas dalam kurun dua tahun ke depan, yakni pada 2026-2027.

Kepala SKK Migas Djoko Siswanto menjelaskan saat ini lembaganya sedang memproses lelang blok-blok migas untuk 2025. Tahap berikutnya akan dilanjutkan dengan penawaran wilayah kerja baru pada 2026 hingga 2027.

“Saat ini kita punya 75 blok migas yang akan kita lelang. Pada 2024 sudah selesai, 2025 sedang proses, dan selanjutnya akan kita lelang sampai 2027,” kata Djoko dalam rapat kerja dengan Komisi XII Dewan Perwakilan Rakyat, Rabu,12 November 2025.

Djoko berharap seluruh investasi dalam kegiatan eksplorasi migas tersebut dapat berasal dari perusahaan swasta atau non-Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara. Hal itu bertujuan mendorong efisiensi dan memperluas partisipasi sektor usaha.

“Kalau bisa, seluruh revenue dari hulu migas kita kembalikan untuk eksplorasi di 75 blok migas baru ataupun 65 basin. Ada kemungkinan kita akan menemukan potensi yang cukup besar,” ujarnya.

SKK Migas mencatat terdapat 65 cekungan (basin) migas di Indonesia yang hingga kini belum tersentuh kegiatan eksplorasi. Cekungan-cekungan tersebut dinilai menyimpan potensi cadangan besar yang dapat menghasilkan temuan lapangan migas baru.

Djoko optimistis penemuan cadangan migas berskala besar atau giant discovery di wilayah-wilayah tersebut akan menjadi kunci untuk mewujudkan swasembada energi nasional. “Dengan potensi-potensi ini, kita bisa menemukan giant discovery. Dari situ, kita bisa kembali mencapai swasembada energi, bahkan produksi bisa kembali ke level 1,6 juta barel per hari,” katanya.

Namun Djoko mengingatkan bahwa pencapaian target tersebut membutuhkan anggaran eksplorasi yang besar. Tanpa temuan cadangan baru, produksi minyak nasional dikhawatirkan terus menurun.

“Kalau kita tidak menemukan cadangan-cadangan baru yang besar, cepat atau lambat produksi dari 1,6 juta bisa turun jadi 600 ribu barel per hari. Jadi eksplorasi ini sangat penting karena mempertahankan saja sudah bagus,” ucapnya.

PRODUKSI minyak nasional tahun 2025 berhasil melampaui target yang ditetapkan dalam Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN). Hingga 10 November 2025, realisasi produksi minyak telah mencapai 606.020 barel per hari (BOPD), sedikit di atas target sebesar 605 ribu BOPD.

Kepala SKK Migas Djoko Siswanto menyampaikan, capaian tersebut diharapkan bisa dipertahankan hingga akhir tahun. “Kami perkirakan produksi akan naik menjadi sekitar 625 ribu barel per hari pada Desember, sehingga rata-rata produksi tahunan bisa mencapai 606–607 ribu barel per hari,” ujarnya dalam rapat dengar pendapat dengan Komisi XII DPR, Rabu, 12 November 2025.

Djoko menjelaskan, pencapaian produksi nasional tahun ini berasal dari kontribusi berbagai Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) besar maupun kecil. Berikut daftar KKKS penyumbang utama produksi minyak nasional per 10 November 2025:

1. ExxonMobil Cepu Ltd: 153.900 BOPD2. Pertamina Hulu Rokan (PHR): 151.053 BOPD3. Pertamina EP: 68.500 BOPD4. Pertamina Hulu ONWJ: 25.500 BOPD5. Pertamina Hulu Mahakam: 23.500 BOPD6. OSES Ltd: 17.180 BOPD (diproyeksikan meningkat hingga 22.000 BOPD pada Desember)7. Medco Natuna: 16.700 BOPD8. PetroChina International Jabung: 13.200 BOPD9. Pertamina Hulu Sanga-Sanga: 13.000 BOPD10. BP Berau Kondensat: 7.600 BOPD11. Bumi Siak Pusako (BSP): 7.600 BOPD12. PHM Kondensat: 7.600 BOPD13. JOB Pertamina–Medco: 7.039 BOPD14. Texcal Mahato: 6.500 BOPD (berpotensi meningkat hingga 8.000 BOPD)15. Petronas Ketapang: 5.200 BOPD16. Saka Indonesia Pangkah: 5.500 BOPD17. Pertamina Hulu Energi Jambi Merang: 5.000 BOPD18. Imbang Tata Alam: 4.600 BOPD19. Medco E&P Rimau: 4.000 BOPD20. KKKS kecil lainnya: total 34.300 BOPD

KEPALA Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Djoko Siswanto mengungkapkan Indonesia masih memiliki 65 cekungan minyak dan gas (migas) yang belum pernah dieksplorasi. Potensi besar di wilayah tersebut belum tergarap karena membutuhkan pendanaan besar.“Dari total 128 basin (cekungan) migas yang kita miliki, baru 20 yang sudah berproduksi. Ada 27 yang sudah ditemukan cadangannya tapi belum dikembangkan, dan 65 masih belum tersentuh sama sekali,” kata Djoko dalam rapat dengar pendapat bersama Komisi XII DPR, Rabu, 12 November 2025.Menurut Djoko, cekungan-cekungan yang belum dieksplorasi itu berpotensi menghasilkan penemuan besar (giant discovery) yang bisa membantu Indonesia kembali mencapai swasembada energi. Namun, proses eksplorasi memerlukan investasi besar, mulai dari survei seismik hingga pengeboran.“Kalau tidak ada penemuan cadangan baru yang besar, cepat atau lambat produksi kita akan turun drastis,” ujarnya.Saat ini, pendanaan eksplorasi di SKK Migas yang tersedia hanya sekitar US$1 miliar per tahun. Di lain sisi, Djoko melanjutkan, tidak ada bank dalam negeri yang berani membiayai eksplorasi karena risikonya tinggi.Padahal, kata dia, tingkat keberhasilan eksplorasi di Indonesia terus meningkat. Jika dulu hanya satu dari sepuluh pengeboran yang menemukan cadangan baru, kini peluangnya mencapai 30 persen. “Artinya dari sepuluh pengeboran, tiga di antaranya bisa menghasilkan temuan,” katanya.Untuk mengatasi kendala pendanaan, Djoko mengusulkan agar sebagian keuntungan dari kegiatan hulu migas dialokasikan kembali untuk eksplorasi. Skema ini sudah diterapkan di beberapa negara seperti Inggris dan Malaysia.“Di Inggris, pendapatan dari hulu migas dikembalikan untuk eksplorasi. Hasilnya, mereka berhasil menemukan ladang gas besar di timur laut. Malaysia juga melakukan hal yang sama lewat Petronas,” ucapnya.Djoko menilai, model pembiayaan berkelanjutan seperti itu penting untuk mengurangi ketergantungan Indonesia pada impor minyak mentah, elpiji, dan bensin. Meski Indonesia sudah mandiri dalam produksi solar berkat program B30 dan B35, pasokan bensin masih bergantung pada impor.Ia berharap, pembahasan Rancangan Undang-Undang atau RUU Migas yang tengah dibahas DPR dapat memasukkan ketentuan tentang pendanaan eksplorasi dari keuntungan sektor hulu. “Kalau kita bisa memanfaatkan potensi itu dengan dukungan pendanaan memadai, bukan tidak mungkin kita kembali mencapai swasembada energi,” katanya.

SATUAN Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) mengusulkan agar kegiatan eksplorasi minyak dan gas di Indonesia dibiayai menggunakan sebagian keuntungan dari sektor hulu migas. Usulan ini disampaikan Kepala SKK Migas Djoko Siswanto dalam rapat dengar pendapat dengan Komisi XII DPR tetang Rancangan Undang-Undang (RUU) Migas.

Menurut Djoko, peningkatan produksi migas nasional masih terhambat oleh minimnya kegiatan eksplorasi di berbagai cekungan potensial. Salah satu penyebabnya adalah keterbatasan anggaran. Saat ini, dana eksplorasi yang tersedia hanya sekitar US$1 miliar per tahun.

“Tidak ada satu pun bank dalam negeri yang mau membiayai eksplorasi karena risikonya tinggi,” ujarnya, Rabu, 12 November 2025.

Padahal, Djoko menyebut, tingkat keberhasilan eksplorasi di Indonesia sudah meningkat. Jika sebelumnya peluang penemuan cadangan baru hanya 1 banding 10, kini mencapai 30 persen. “Artinya, dari 10 pengeboran bisa ada tiga yang menghasilkan penemuan cadangan baru,” katanya.

Ia menilai, Indonesia perlu meniru model pembiayaan eksplorasi dari negara lain seperti Inggris dan Malaysia. Di kedua negara itu, sebagian pendapatan dari kegiatan hulu migas dialokasikan kembali untuk eksplorasi.

“Di Inggris, kebijakan itu membuat mereka menemukan ladang gas besar di Northeast, sehingga kini mereka punya pasokan gas berlebih. Malaysia juga melakukan hal yang sama lewat Petronas,” tutur Djoko.

Menurut Djoko, pendekatan serupa bisa membantu Indonesia kembali meningkatkan produksi minyak dan gas yang kini menurun. Beberapa dekade lalu, Indonesia sempat memproduksi 1,6-1,7 juta barel per hari dan menjadi anggota OPEC karena surplus pasokan. Kini, situasinya berbalik dengan ketergantungan tinggi pada impor minyak mentah, LPG, dan bensin.

“Untuk solar kita sudah bisa mandiri dengan program B30 dan B35, tapi untuk bensin masih perlu alternatif seperti bioetanol, biofuel, dan kendaraan listrik,” ujarnya.

Djoko menambahkan, Indonesia masih memiliki sekitar 65 cekungan hidrokarbon yang belum dieksplorasi dan berpotensi besar menghasilkan penemuan baru. Ia berharap pembahasan RUU Migas ke depan dapat mempertimbangkan skema pembiayaan eksplorasi yang lebih berkelanjutan dan tidak sepenuhnya bergantung pada investor swasta.

“Kalau kita bisa memanfaatkan potensi itu dengan dukungan pendanaan memadai, bukan tidak mungkin kita kembali mencapai swasembada energi,” katanya.

SKK Migas dan INPEX Masela Ltd. telah menyelesaikan studi teknis Carbon Capture and Storage (CCS) dalam proyek lapangan gas Abadi Blok Masela. Kajian CCS tersebut bertujuan untuk memastikan kesiapan bawah permukaan (subsurface) sebelum teknologi tersebut diimplementasikan dalam proyek migas ini.

Deputi Eksploitasi SKK Migas Taufan Marhaendrajana menyebut penyelesaian studi ini sebagai langkah penting dalam perancangan teknologi penangkapan dan penyimpanan karbon yang sesuai dengan karakteristik geologi wilayah Maluku. “Hasil studi ini menjadi dasar penting bagi tahap lanjutan proyek agar tetap sejalan dengan prinsip keberlanjutan dan perlindungan lingkungan,” katanya dikutip dari keterangan tertulis, Senin, 28 Oktober 2025.

Studi tersebut digarap SKK Migas dan INPEX dengan menggandeng Lembaga Afiliasi Penelitian dan Industri Institut Teknologi Bandung (LAPI ITB). Taufan mengatakan studi CCS ini menjadi bagian dari komitmen Proyek Abadi untuk mendukung target Net Zero Emission sekaligus meningkatkan daya saing proyek di tingkat global.

Ia menjelaskan teknologi CCS berfungsi menangkap dan menyimpan emisi karbon dioksida (CO) dari hasil produksi gas, sehingga operasi lapangan migas tetap ramah lingkungan dan berkelanjutan. Dengan selesainya studi tersebut, INPEX kini siap melanjutkan proyek ke tahap Front End Engineering Design (FEED).

Executive Project Director INPEX Masela Ltd., Jarrad Blinco, mengatakan studi ini merupakan komitmen perusahaan dalam mendukung transisi energi bersih. “Proyek LNG Abadi akan menjadi proyek pertama di Indonesia yang menerapkan teknologi CCS, yang tidak hanya menekan emisi karbon tetapi juga memastikan pasokan energi bagi negara,” kata Blinco.

Studi CCS yang dimulai sejak 2022 itu dilakukan untuk meninjau kesiapan bawah permukaan dan memperkirakan kapasitas penyimpanan CO. Penelitian lanjutan pada 2024–2025 meliputi analisis laboratorium, pemodelan geomekanika 3D, serta simulasi 4D coupled flow-geomechanics guna memahami risiko dan perilaku injeksi karbon di bawah tanah.

Sebelumnya, pemerintah meresmikan dimulainya tahap FEED untuk Proyek Lapangan Gas Abadi Blok Masela di Laut Arafura pada 28 Agustus 2025. Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Yuliot Tanjung menyatakan pemerintah mendukung penuh percepatan proyek ini melalui penyederhanaan regulasi dan perizinan agar semua tahapan dapat selesai tepat waktu.

Blok Masela dikelola oleh INPEX Masela Ltd., yang menunjuk PT Adhi Karya (Persero) Tbk sebagai kontraktor utama tahap FEED bersama dua perusahaan EPC global, KBR dan Samsung Engineering & Construction.

Proyek strategis nasional ini ditargetkan memproduksi 9,5 juta ton LNG per tahun, 150 MMSCFD gas pipa, dan 35 ribu barel kondensat per hari. Fasilitas LNG darat juga akan dilengkapi teknologi CCS untuk menekan emisi karbon, sekaligus mendukung target pengurangan emisi nasional.

Menurut Yuliot, proyek ini diharapkan memperkuat ketahanan energi, mengurangi ketergantungan impor, serta memberi manfaat langsung bagi masyarakat lokal. “Proyek Masela harus menciptakan lapangan kerja, memberdayakan pelaku usaha daerah, dan memastikan masyarakat sekitar ikut merasakan manfaatnya secara nyata,” ujarnya.

Dikutip dari laman Kementerian ESDM, Blok Masela memiliki luas area kurang lebih 4.291,35 km² yang berlokasi di Laut Arafura, sekitar 800 km sebelah timur Kupang, Nusa Tenggara Timur atau sekitar 400 km di utara kota Darwin, Australia, dengan kedalaman laut 300-1000 meter.

Lewat proyek tersebut, Blok Masela berpotensi memproduksi gas 1.600 juta standar kubik per hari (MMSCFD) atau setara 9,5 juta ton LNG per tahun, 150 juta standar kaki kubik per hari gas pipa, dan sekitar 35 ribu barel kondensat per hari, dengan target operasional pada kuartal IV 2029.

LNG merupakan gas bumi yang telah didinginkan sampai suhu -162 derajat celcius, mengubahnya dari gas menjadi bentuk cair dan mengurangi volumenya sampai 600 kali lebih kecil. Proses inilah yang membuat gas bumi jadi lebih mudah untuk disimpan dan didistribusikan.

LNG digunakan sebagai bahan bakar pembangkit tenaga listrik dan bahan baku industri. Selain itu, dengan adanya LNG, emisi CO2 dapat berkurang sekitar 25 persen, emisi NOX berkurang 90 persen, serta tidak ada emisi sulfur, debu, dan partikel lain.

Selain untuk pengembangan dan produksi gas bumi lapangan Blok Masela, pembangunan pelabuhan kilang gas alam cair itu juga ditujukan untuk penyediaan sarana dan prasarana termasuk memfasilitasi perpindahan barang, suku cadang, peralatan dan hasil olahan gas bumi.

Adapun kontrak Blok Masela sudah ditandatangani sejak 16 November 1998 silam dan harusnya berakhir pada November 2028 atau selama 30 tahun. Namun, kontraktor kontrak kerja sama Blok Masela telah mendapatkan kompensasi waktu tujuh tahun ditambah perpanjangan kontrak selama 20 tahun, sehingga kontrak akan berakhir pada 15 November 2055.

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) menyatakan perusahaan migas asal Inggris, British Petroleum (BP), berminat terhadap blok migas yang dilelang pemerintah pada pertengahan Oktober lalu.

“Ada (yang berminat), BP, investor besar,” kata Kepala SKK Migas Djoko Siswanto di Monumen Nasional (Monas), Jakarta, Jumat, 24 Oktober 2025, seperti dikutip dari Antara.

Selain BP, kata Djoko, ada banyak perusahaan migas lainnya yang tertarik terhadap lelang blok atau wilayah kerja (WK) minyak dan gas bumi (migas) yang dibuka oleh pemerintah. “Udah banyak (yang minat), karena ini lelang penawaran langsung, ya. Dari joint study, biasanya kalau joint study itu 100 persen pasti ada pemenang lelangnya."

Sebelumnya, Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi (Dirjen Migas) Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Laode Sulaeman menyatakan, untuk meningkatkan lifting nasional, pemerintah melelang 9 wilayah kerja (WK) minyak dan gas bumi.

Hal itu disampaikan dalam acara Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition (APOGCE) Tahun 2025 pada pada 14 Oktober 2025 lalu. Sembilan WK yang diumumkan antara lain WK Natuna D Alpha, pelaksana studi pada WK tersebut yakni KUFPEC dengan potensi mencapai 2.865 MMBO dan 46 TCF; WK Southwest Andaman, pelaksana studi pada WK tersebut adalah Mubadala dengan potensi 3.085 BSCF.

Berikutnya, terdapat WK Jalu, pelaksana studi yakni Armada Etan dengan potensi 2.965 BSCF; WK Karunia, pelaksana studi pada WK ini adalah Texcal Mahato dengan potensi 82 MMBO dan 132 BSCF; dan WK Muara Tembesi, pelaksana studi pada WK ini adalah PT Tenang Wijaya Sejahtera dengan potensi 56 MMBO dan 953 BSCF.

Kementerian ESDM juga melelang WK Abar-Anggursi dengan potensi 357 MMBO dan 1.804 BSCF; WK Barong, pelaksana studi pada WK ini adalah Inpex dengan potensi 2.911 BCF; WK Drawa, pelaksana studi pada WK ini adalah BP dan konsorsium dengan potensi 360 BSCF; serta WK Bintuni, pelaksana studi pada WK ini adalah BP dan konsorsium dengan potensi 2,1 TCF.