Liputan6.com, Jakarta - Draf Rancangan Undang-Undang Minyak dan Gas Bumi (RUU Migas) telah disahkan dalam Rapat Paripurna DPR sebagai RUU inisiatif resmi DPR. Proses legislasi kini memasuki tahapan krusial, yaitu penyusunan Daftar Inventaris Masalah (DIM) oleh Kementerian ESDM bersama kementerian terkait guna memulai Pembahasan Tingkat I dan selanjutnya bersama DPR.
Dari dokumen draft RUU yang ada, secara umum dapat dikatakan telah memuat beberapa perubahan yang cukup substansial. Beberapa hal berikut, namun demikian, mungkin dapat dipertimbangkan untuk dijadikan bahan dasar penyempurnaan terhadap draft RUU yang ada.
Advertisement
Penataan Sektor Hulu
Dari perspektif hulu migas, kondisi yang berjalan saat ini pada dasarnya berada dalam struktur pseudo state-led market. Kendati negara berkehendak menguasai sumber daya migas, di dalam praktek negara tidak secara langsung melakukan pengelolaan hulu migas.
Dalam draf RUU yang sejauh ini berkembang, pembentukan Badan Usaha Khusus (BUK Migas) sebagai pemegang Kuasa Pertambangan memang telah diakomodasi untuk mengakhiri status interim SKK Migas. Namun, ketentuan Pasal 5 ayat (4) dan (5) yang menetapkan BUK Migas melakukan seluruh pengusahaan hulu dan baru menawarkan kerja sama ke swasta apabila "tidak mampu" justru menciptakan hambatan masuk (barrier to entry) dan memposisikan investor swasta sebagai pilihan sekunder.
Penyempurnaan pada sektor hulu semestinya mengarah pada tercapainya state-led competitive market. Klausul "ketidakmampuan BUK" pada Pasal 5 perlu dihapus dan diganti dengan kewajiban BUK Migas untuk menawarkan Wilayah Kerja (WK) secara terbuka dan setara (level playing field) kepada BUMN, BUMD, maupun swasta/IOC sejak tahap lelang awal (Pasal 5 & 17).
Guna menekan time-to-market, Pasal 25 mengenai persetujuan Plan of Development I (POD I) perlu dilengkapi dengan ketentuan Service Level Agreement (SLA) maksimal 90–120 hari kerja melalui mekanisme yang jelas bagi kedua belah pihak. Selain itu, alokasi Petroleum Fund dari PNBP migas pada Pasal 85 perlu ditegaskan untuk pendanaan risiko eksplorasi awal, riset MNK, dan pemanfaatan data geologi secara gratis (open access data).
Dari sisi kebijakan harga hulu, penetapan harga seperti Harga Gas Bumi Tertentu (HGBT) yang cenderung memberi sinyal negatif untuk Internal Rate of Return (IRR) Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) harus digeser ke penetapan berbasis keekonomian lapangan (cost-plus / field-by-field economics).
Jika pemerintah menetapkan harga murah untuk industri strategis, selisihnya wajib ditanggung oleh negara melalui penyesuaian bagian negara (government take), bukan dengan mengorbankan bagian KKKS. Penyerahan Domestic Market Obligation (DMO) 25% pada Pasal 26 semestinya dihargai 100% international market price (ICP) dengan fleksibilitas skema DMO swappable. Untuk menyelamatkan temuan gas yang belum memiliki pembeli (stranded gas), Pasal 20 perlu ditambah dengan klausul retention period selama 3–5 tahun.
Transisi Energi, CCS/CCUS, dan Sumber Daya Migas Non-Konvensional
Draf RUU Migas saat ini masih menerapkan minimalistic framework terkait dekarbonisasi dan undifferentiated treatment untuk lapangan berisiko tinggi. Pengaturan teknologi Carbon Capture and Storage / Carbon Capture, Utilization, and Storage (CCS/CCUS) hanya tersurat ringkas sebagai kewajiban umum isi KKS (Pasal 13 ayat 6h), tanpa kepastian pengembalian biaya dan liabilitas jangka panjang.
Di sisi lain, pengusahaan sumber daya khusus seperti Minyak dan Gas Bumi Non-Konvensional (MNK), Deepwater, serta Enhanced Oil Recovery (EOR) disamakan dengan minyak dangkal konvensional.
Penyempurnaan RUU Migas semestinya mensyaratkan pembentukan industri hulu rendah karbon (low-carbon upstream industry) dan kerangka pembagian risiko khusus. Pertama, kegiatan CCS/CCUS pada Pasal 13 dan 28 harus diakui secara penuh sebagai biaya operasi yang dapat dikembalikan (eligible cost recovery / tax deductible).
RUU juga perlu mengatur izin pengusahaan depleted reservoir untuk fasilitas penyimpanan pihak ketiga (third-party storage), hak kepemilikan dan perdagangan kredit karbon bagi KKKS, pengalihan liabilitas simpanan CO_2 kepada negara setelah masa pemantauan penutupan (site closure monitoring) 10–20 tahun, serta mandat Zero Routine Flaring.
Kedua, RUU wajib menyediakan pasal payung khusus di Bab IV Hulu yang menetapkan rezim KKS dan fiskal tersendiri bagi MNK, Deepwater, dan LQR/EOR. Ketentuan ini mencakup perpanjangan masa eksplorasi awal hingga 10–12 tahun (Pasal 15), penyesuaian bagi hasil (split) hingga di atas 50% untuk kontraktor, Exploration Tax Credit, serta pembebasan DMO selama masa pengembalian modal awal.
Penataan Sektor Midstream
Sektor midstream saat ini pada dasarnya menunjukkan karakteristik monopoli alamiah (natural monopoly) yang terdistorsi akibat dominasi penguasaan infrastruktur pipa/penyimpanan dan keterbatasan implementasi akses terbuka. Kebijakan harga angkut pipa (wheeling fee) diatur secara terfragmentasi per jalur sehingga memicu ketimpangan harga gas konsumen antarwilayah.
Penyempurnaan sektor midstream harus menegaskan pembentukan pasar terkendali yang kompetitif (competitive regulated market). RUU perlu mewajibkan pemisahan kegiatan usaha (legal & accounting unbundling) secara tegas antara pengelola infrastruktur fisik pipa/storage dengan kegiatan niaga gas (Pasal 9 dan 35), serta menegaskan kewajiban Mandatory Third Party Access (TPA / open access) atas kapasitas sisa (unutilized capacity).
Guna mencegah fragmentasi harga gas konsumen, BUMN yang ditunjuk sebagai Gas Aggregator perlu diberi payung hukum untuk menyerap pasokan hulu dan mengelola harga rata-rata gabungan (blended price) per wilayah pasokan. Penetapan wheeling fee dan storage fee oleh BPH Migas perlu diatur transparan berdasarkan standar metodologi cost-reflective tariff / rate-of-return.
Penataan Sektor Hilir
Dari perspektif ilmu ekonomi, sektor hilir saat ini cenderung mengalami distorsi pasar akibat monopoli izin impor BBM dan LPG oleh BUMN (Pasal 76 dan 77), ketidakpastian skema penugasan PSO, serta penggabungan konsep cadangan operasional dengan cadangan nasional. Di sisi lain, sistem harga ganda (dual-pricing system) dan penetapan harga BBM/gas bersubsidi yang dipatok tertentu melalui persetujuan DPR (Pasal 36 dan 37) menimbulkan kekakuan harga (price rigidity), kebocoran subsidi, dan beban APBN.
Penyempurnaan sektor hilir mengharuskan transformasi menuju pasar terkendali yang kompetitif dan transisi energi bersih. Dari sisi tata niaga dan operasional, impor BBM/LPG oleh BUMN wajib mengacu pada international price benchmark atau lelang terbuka, dengan lisensi impor bersyarat dibuka bagi swasta khusus sektor industri non-subsidi. BUMN pelaksana penugasan PSO diwajibkan melakukan pemisahan pembukuan keuangan (ring-fencing) secara transparan dari bisnis komersial. Selain itu, Pasal 84 wajib memisahkan secara tegas Cadangan Operasional Badan Usaha dengan Cadangan Penyangga Energi (SPR) fisik, misalnya minimal 30 hari impor, yang didanai melalui APBN atau Dana Migas.
Dari sisi kebijakan harga dan subsidi, RUU semestinya tidak lagi melanjutkan pemberian subsidi pada komoditas barang dan mewajibkan pengalihan ke subsidi langsung berbasis penerima manfaat (targeted direct subsidy) melalui data terpadu atau transfer digital. Penetapan harga eceran non-subsidi dilepas menggunakan formula penyesuaian harga otomatis (automatic adjustment mechanism) berdasarkan indeks biaya riil tanpa memerlukan persetujuan politik DPR berulang, diiringi wewenang regulator menetapkan koridor harga (ceiling and floor price). Sebagai bentuk diversifikasi hilir, RUU wajib menambahkan ketentuan penyediaan fasilitas pencampuran bahan bakar nabati (blending biofuel) bagi pemegang izin niaga BBM, serta penugasan khusus percepatan Jaringan Gas Rumah Tangga (Jargas) dan Small-Scale LNG/CNG guna menekan beban impor LPG.
Catatan Akhir
Penyempurnaan draf RUU Migas tidak boleh terhenti pada sekadar formalitas proses legislasi antara DPR dan Pemerintah. Pengintegrasian beberapa rekomendasi utama terkait klausul spesifik sebagaimana disampaikan di atas —mulai dari kesetaraan akses hulu, kepastian cost recovery CCS/CCUS, kewajiban unbundling midstream, hingga transformasi subsidi langsung di hilir— pada dasarnya merupakan satu kesatuan yang tidak terpisahkan. Apabila RUU Migas mampu menerapkan ketentuan-ketentuan enabler ini secara konsisten, Indonesia ke depan tidak hanya akan dapat memulihkan daya saing investasi migas nasional, tetapi juga berpotensi bergerak maju membangun ketahanan, kemandirian, dan kedaulatan energi secara berkelanjutan.