Dengan demikian, dia menilai strategi untuk menaikkan produksi minyak mentah dan NGL merupakan dua hal yang sangat berbeda.
Lebih lanjut, Moshe menyayangkan praktik perubahan definisi yang sering memasukkan seluruh komponen ke dalam lifting minyak. Menurutnya, hal tersebut mengaburkan pengukuran kinerja riil minyak mentah.
“Pemerintah harus tetap memantau upaya peningkatan produksi minyak mentah secara riil sesuai dengan kaidah teknis migas, bukan sekadar permainan angka saja,” jelasnya.
Target Memungkinkan
Terkait pencapaian target lifting minyak sebanyak 612.500 pbph tahun depan, Moshe menilai target tersebut masih mungkin dicapai selama perincian komponen antara NGL dan minyak mentah disajikan secara transparan.
Dia menambahkan Indonesia masih memiliki potensi untuk meningkatkan produksi minyak mentah riil.
Walakin, upaya tersebut dinilai sulit karena membutuhkan biaya tinggi serta kesiapan dalam menanggung risiko yang besar, seperti melalui proyek enhanced oil recovery (EOR), pemboran sumur eksplorasi baru di wilayah darat (onshore) maupun lepas pantai (offshore), serta optimalisasi lapangan tua.
Mengenai kesiapan kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) dalam mengejar target lifting tahun depan, Moshe mengingatkan saat ini PT Pertamina (Persero) adalah mayoritas pemilik wilayah kerja (WK) migas di Indonesia.
“Pertamina saat ini mayoritas ya, bisa dibilang 70% wilayah kerja migas Indonesia mereka pegang, tetapi tentunya tidak akan sanggup kalau harus berjalan sendiri,” ungkapnya.
Untuk itu, dia menyarankan agar Pertamina menggandeng mitra investor untuk berbagi risiko, terutama pada tahap eksplorasi yang bernilai investasi tinggi dan berisiko besar.
Selain masalah investasi, Moshe menekankan bahaya penurunan produksi alami (natural decline) di lapangan-lapangan tua Indonesia.
Dia menjelaskan pengambilalihan kelola lapangan tua oleh Pertamina tanpa melibatkan mitra lama yang berpengalaman membuat Pertamina harus mempelajari karakteristik lapangan dari awal.
Hal ini dinilai menyebabkan optimalisasi pengangkatan minyak tidak berjalan maksimal.
“Kuncinya adalah pemerintah harus bisa menciptakan iklim investasi yang kondusif serta membuka skema kemitraan atau farm-in/farm-out yang jelas,” ungkapnya.
Menurutnya, skema tersebut dapat membagi beban risiko investasi sekaligus mempermudah masuknya teknologi secara efektif untuk menahan laju penurunan produksi dan meningkatkan lifting minyak nasional.
Sebagai informasi, berdasarkan data Kementerian ESDM realisasi produksi minyak Indonesia hingga 31 Juli 2026 mencapai 578.156 bph yang disumbang dari produksi minyak sebesar 491.123 bph, kondensat sebesar 56.025 bopd dan NGL sebesar 31.008 bph.
Adapun, NGL merupakan hidrokarbon cair—seperti etana, propana, butana, dan isobutana—yang dipisahkan dari aliran gas alam mentah melalui proses pemrosesan gas di pabrik pengolahan.
Meskipun berasal dari fase gas, NGL dikondensasikan menjadi bentuk cair sehingga memiliki karakteristik volumetrik dan fisik yang menyerupai minyak cair ringan.
Keberadaan NGL sangat krusial dalam rantai pasok industri energi dan petrokimia karena menjadi bahan baku utama pembuatan LPG serta berbagai produk turunan plastik dan kimia.
Pencatatan NGL dalam angka perhitungan lifting minyak bumi memberikan dampak signifikan terhadap laporan kinerja produksi migas nasional.
Ketika SKK Migas dan Kementerian ESDM memasukkan NGL dan kondensat ke dalam agregat lifting minyak, volume lifting yang dilaporkan ke dalam APBN tampak mengalami peningkatan.
(smr/wdh)
