BULETINENERGI.COM — IPA memperkirakan sektor hulu migas membutuhkan suntikan dana sekitar US$18-20 miliar per tahun untuk mengejar target produksi 1 juta barel minyak dan 12 BSCFD gas pada 2030. Secara kumulatif, kebutuhan investasi hingga akhir dekade ini mencapai US$180 miliar.
Persoalannya, potensi migas yang tersisa kini mayoritas berada di wilayah frontier, laut dalam, dan area terpencil. Kondisi ini menuntut teknologi tinggi, modal besar, serta kesediaan investor menanggung risiko eksplorasi yang tidak kecil.
Tanpa tambahan investasi signifikan, penurunan alamiah produksi justru berpotensi menggerus lifting minyak hingga ke level 300 ribu barel per hari. Imbasnya, kesenjangan antara produksi dan kebutuhan dalam negeri semakin lebar dan harus ditutup lewat impor.
Kontrak PSC Lama Wajib Dihormati, Sengketa Jangan Dikriminalisasi
Salah satu poin krusial yang disorot IPA adalah perlindungan terhadap kontrak bagi hasil (Production Sharing Contract/PSC) yang sudah berjalan. Organisasi yang mewadahi kontraktor migas ini meminta seluruh PSC dan rencana pengembangan (POD) yang telah disetujui tetap berlaku penuh setelah UU Migas baru disahkan.
Ketentuan grandfather clause dinilai penting agar syarat kontraktual dan keekonomian yang disepakati sebelum UU baru berlaku tetap dihormati sepanjang masa proyek. IPA juga mengingatkan agar sengketa kontraktual tidak mudah bergeser menjadi persoalan pidana. Sengketa yang muncul dari pelaksanaan kontrak seharusnya diselesaikan melalui mekanisme yang telah diatur dalam PSC.
IPA juga menyoroti rencana keterlibatan DPR dalam persetujuan PSC. Menurut IPA, mekanisme tersebut berpotensi menimbulkan risiko politik, penundaan, bahkan membuka ruang negosiasi ulang kontrak. Investor dinilai membutuhkan kepastian dari satu otoritas saja, yakni Badan Usaha Khusus (BUK) Migas, yang berperan sebagai one-stop service.
Cost Recovery dan DMO Jadi Pekerjaan Rumah
IPA memberikan catatan khusus terhadap rencana pembatasan cost recovery. Frasa seperti "kewajaran, kepatutan, dan efisiensi" dalam biaya operasi yang dapat diganti dinilai terlalu luas dan subjektif. Ketentuan ini dikhawatirkan membuka ruang diskresi baru dan risiko clawback terhadap aspek keekonomian PSC.
Soal kewajiban pasar domestik (Domestic Market Obligation/DMO), IPA setuju dengan volume 25 persen dari produksi. Namun, harga harus ditentukan melalui negosiasi komersial antara penjual dan pembeli domestik. Pengaturan terlalu rinci soal harga, pembeli, maupun alokasi volume dalam UU justru bisa mengurangi fleksibilitas komersial dan berdampak pada keekonomian proyek.
Soal ekspor, IPA menolak pembatasan yang membuat seluruh ekspor minyak mentah hanya bisa dilakukan BUMN. Pembatasan tersebut sebaiknya hanya berlaku untuk bagian minyak dan gas milik pemerintah, sementara bagian kontraktor tetap bisa diekspor. Kontraktor boleh diwajibkan menawarkan terlebih dahulu ke pembeli domestik, tetapi jika tidak ada yang bersedia membeli dengan harga pasar, ekspor tetap diperbolehkan.
IPA juga meminta hak kontraktor untuk memilih rezim perpajakan tetap dipertahankan. Penghapusan opsi tersebut dinilai dapat mengganggu iklim investasi di tengah upaya pemerintah menarik modal asing untuk sektor hulu migas.