7 hours ago
9
REPUBLIKA.CO.ID, JAKARTA — Kepala Pusat Energi dan Pangan INDEF, Abra Talattov, menilai kenaikan harga LNG yang dirasakan sebagian pelanggan industri perlu dilihat secara proporsional dan objektif. Menurutnya, tekanan harga tersebut tidak bisa dilepaskan dari dinamika geopolitik global yang mendorong kenaikan harga energi, termasuk LNG domestik, di tingkat hulu maupun pemasok sebagai konsekuensi dari penerapan formula harga yang merujuk kepada harga energi dunia.
“Kenaikan harga LNG di tingkat konsumen industri tidak terjadi dalam ruang kosong. Ada tekanan besar dari pasar energi global akibat krisis geopolitik, sehingga biaya perolehan LNG di sisi hulu juga meningkat. Karena itu, isu ini perlu dilihat secara utuh dari hulu sampai hilir, bukan hanya dari sisi harga akhir yang diterima industri,” ujar Abra.
Abra menjelaskan, dalam beberapa tahun terakhir pasokan gas pipa untuk kebutuhan industri terus mengalami penurunan. Pada 2024, pasokan gas pipa tercatat sekitar 479 BBTUD, lalu turun 16% menjadi sekitar 400 BBTUD pada 2025. Penurunan tersebut berlanjut pada 2026 menjadi sekitar 327 BBTUD atau turun sekitar 18%. Selain karena kondisi penurunan alamiah (natural decline ), penurunan ketersediaan pasokan gas pipa untuk industri juga dapat dilihat sebagai akibat kebijakan prioritisasi dalam penetapan alokasi yang lebih rendah urutannya dibandingkan untuk sektor kelistrikan. Kondisi ini membuat kesenjangan antara pasokan gas pipa dan kebutuhan industri semakin melebar, sehingga LNG menjadi salah satu alternatif pasokan untuk menjaga kontinuitas suplai energi bagi pelanggan industri.
“Ketika pasokan gas pipa menurun, sementara kebutuhan industri tetap tinggi, maka harus ada sumber alternatif agar kegiatan produksi tidak terganggu. LNG menjadi salah satu opsi untuk menutup kekurangan pasokan tersebut. Namun, harus dipahami bahwa LNG memiliki struktur biaya yang lebih tinggi dibandingkan gas pipa karena rantai pasoknya jauh lebih panjang dan kompleks dan perapan formula harga yang merujuk pada harga Indonesia Crude Price atau referensi harga pasar lainnya,” jelas Abra.
Menurut Abra, rantai pasok LNG setidaknya melalui enam tahapan, mulai dari produksi hulu, pencairan atau liquefaction, pengapalan, penyimpanan dan regasifikasi, transmisi, hingga distribusi. Sementara gas pipa konvensional umumnya hanya melalui tiga tahapan utama, yaitu produksi hulu, transmisi, dan distribusi. Perbedaan struktur rantai pasok tersebut membuat harga LNG secara alamiah lebih tinggi dibandingkan gas pipa.
“Gas pipa dan LNG tidak bisa dibandingkan secara apple to apple. Gas pipa memiliki rantai pasok yang lebih pendek, sedangkan LNG membutuhkan proses tambahan mulai dari pencairan, pengangkutan dengan kapal, penyimpanan, regasifikasi, hingga penyaluran ke pelanggan. Jadi ketika harga LNG lebih tinggi dari gas pipa, itu merupakan konsekuensi dari struktur biaya dan kompleksitas rantai pasoknya,” tegas Abra.
Meski demikian, Abra menekankan bahwa dampak kenaikan harga LNG terhadap industri tetap perlu menjadi perhatian serius. Kenaikan biaya energi dapat menekan struktur biaya produksi, menurunkan utilisasi pabrik, memperlemah daya saing industri, hingga berpotensi berdampak terhadap tenaga kerja. Karena itu, pemerintah perlu segera hadir untuk merumuskan solusi yang menjaga keandalan pasokan sekaligus menjaga daya tahan industri.
“Kita tidak boleh menutup mata bahwa kenaikan harga gas, terutama bagi industri yang menggunakan LNG atau gas non-HGBT, dapat menekan biaya produksi. Pada industri tertentu, tekanan ini bisa berdampak terhadap utilisasi pabrik, arus kas, daya saing, bahkan risiko PHK. Maka mitigasi terhadap industri dan tenaga kerja harus menjadi prioritas, tetapi solusinya jangan sampai menciptakan tekanan baru bagi rantai pasok gas nasional,” ujar Abra.
Abra menilai, posisi badan usaha penyalur gas juga perlu dipahami secara adil. Sebagai pelaku midstream dan niaga gas, ruang geraknya dalam menetapkan harga tidak sepenuhnya fleksibel karena komponen harga gas, alokasi, biaya infrastruktur, serta margin niaga berada dalam koridor regulasi pemerintah. Dengan demikian, kenaikan harga LNG di tingkat konsumen sangat dipengaruhi oleh biaya perolehan dari pemasok, parameter harga energi global seperti ICP, JCC, dan JKM, nilai tukar rupiah, serta biaya rantai pasok LNG.
“Dalam struktur harga gas hilir, pelaku midstream tidak memiliki ruang fleksibilitas tanpa batas. Harga jual gas hilir sudah memiliki formula, biaya infrastruktur diatur, dan biaya niaga juga dibatasi. Karena itu, apabila harga LNG di hulu naik akibat perubahan ICP, JCC, JKM, atau kurs rupiah, tekanan tersebut pada akhirnya akan masuk ke struktur harga. Jika seluruh tekanan dipaksa ditahan di hilir, maka yang terganggu adalah kesehatan keuangan badan usaha yang selama ini menjaga keandalan distribusi gas nasional,” kata Abra.
Abra menambahkan, penyesuaian harga LNG juga bukan fenomena yang hanya terjadi di Indonesia, melainkan bagian dari tekanan regional dan global. Bahkan, harga LNG untuk industri di Indonesia setelah penyesuaian masih relatif kompetitif dibandingkan beberapa negara lain di kawasan. Berdasarkan sejumlah data pasar yang berkembang, harga LNG Indonesia berada di kisaran US$21–25/MMBTU, sementara harga LNG industri di beberapa negara Asia Tenggara berada pada kisaran yang lebih tinggi.
“Artinya, kita perlu hati-hati dalam merespon isu ini. Harga LNG Indonesia memang naik dan itu berat bagi industri, tetapi secara regional masih relatif kompetitif. Persoalannya bukan sekadar apakah harga naik atau tidak, melainkan bagaimana pemerintah mendesain skema transisi dan mitigasi agar industri tidak terguncang, tanpa mengganggu kesinambungan penyediaan gas nasional,” jelas Abra.
Karena itu, Abra mendorong pemerintah mencari jalan keluar yang adil bagi seluruh rantai nilai gas, mulai dari produsen hulu, penyedia infrastruktur, agregator gas nasional, pelaku midstream, hingga industri pengguna akhir. Menurutnya, solusi tidak boleh hanya berupa penekanan harga di hilir, tetapi harus menyentuh akar persoalan, yakni keterbatasan pasokan gas pipa, kenaikan harga LNG hulu, prioritas alokasi domestik, serta belum terintegrasinya infrastruktur gas nasional.
“Solusi yang paling sehat adalah win-win solution. Industri perlu mendapatkan harga energi yang lebih terjangkau dan pasokan yang lebih pasti, tetapi badan usaha penyalur gas juga tidak boleh dipaksa menanggung beban yang bukan berasal dari inefisiensi internalnya. Pemerintah harus masuk dari sisi hulu, alokasi pasokan gas, fiskal, infrastruktur, dan tata kelola HGBT,” ujar Abra.
Abra menyampaikan beberapa opsi yang dapat dipertimbangkan pemerintah. Pertama, pemerintah perlu mendorong optimalisasi harga LNG di tingkat hulu atau pemasok seperti misalnya penerapan harga LNG khusus domestik dan penerapan batas atas harga atau ceiling price, termasuk memperkuat kontrak jangka menengah-panjang yang lebih stabil agar industri tidak terlalu terekspos volatilitas harga spot. Kedua, pemerintah perlu mempercepat realokasi pasokan gas untuk kebutuhan domestik, termasuk mengevaluasi kembali porsi ekspor LNG dan gas bumi sepanjang tetap menghormati kontrak yang sudah berjalan dan perubahan kebijakan prioritisasi dalam penetapan alokasi gas bumi untuk industri.
“Jika porsi gas untuk ekspor masih cukup besar, maka pemerintah perlu mengevaluasi kembali prioritas alokasi domestik. Prinsipnya bukan anti-ekspor, tetapi ketika industri dalam negeri kekurangan pasokan gas pipa dan harus membeli LNG yang lebih mahal, maka perlu ada keberpihakan kebijakan agar kebutuhan domestik lebih diamankan,” kata Abra.
Ketiga, Abra mengusulkan agar pemerintah mengkaji skema swap ekspor LNG atau gas. Dalam skema ini, sebagian pasokan LNG yang semula dialokasikan untuk ekspor dapat dialihkan untuk kebutuhan domestik, sementara pembeli luar negeri memperoleh pengganti pasokan dari pemasok lain dengan harga atau biaya yang tetap kompetitif. Menurut Abra, skema seperti ini membutuhkan negosiasi komersial dan diplomasi energi, tetapi dapat menjadi opsi untuk mengurangi tekanan pasokan domestik tanpa menimbulkan gangguan kontraktual yang besar.
“Skema swap perlu dikaji serius. Intinya, pasokan yang lebih dekat dengan pasar domestik dapat dialihkan ke dalam negeri, sementara pembeli luar negeri tetap mendapatkan pasokan pengganti dari sumber lain. Ini memang tidak mudah, tetapi dalam situasi krisis geopolitik dan tekanan industri, pemerintah perlu lebih kreatif menggunakan diplomasi energi dan instrumen komersial,” jelas Abra.
Keempat, pemerintah perlu mengevaluasi kebijakan HGBT secara menyeluruh, baik dari sisi harga, volume, penerima manfaat, maupun transparansi implementasinya. Abra menilai HGBT tetap penting untuk menjaga daya saing industri strategis, tetapi implementasinya harus berbasis data yang akurat, tepat sasaran, dan tidak menimbulkan distorsi baru di pasar gas, termasuk mempertimbangkan skema insentif atau dukungan Pemerintah dalam bentuk lain yang lebih efektif dan tepat untuk mendorong daya saing industri selain melalui kebijakan HGBT.
“HGBT harus dievaluasi secara transparan. Kita perlu tahu industri mana yang benar-benar layak menerima HGBT, seberapa besar multiplier effect-nya terhadap ekspor, tenaga kerja, dan nilai tambah domestik, serta bagaimana realisasi pasokan dari hulu. Jika alokasi di atas kertas tidak sama dengan realisasi pasokan, maka yang muncul adalah tekanan di hilir dan potensi konflik antara pelanggan, badan usaha penyalur, dan pemerintah,” ujar Abra.
Kelima, pemerintah dapat menyiapkan skema mitigasi sementara bagi industri terdampak, misalnya relaksasi kontrak minimum, fleksibilitas volume, penjadwalan ulang produksi, atau dukungan fiskal terbatas dan terukur untuk sektor yang benar-benar padat karya dan strategis. Namun, Abra menekankan bahwa insentif tersebut harus diberikan secara transparan dan tidak menjadi beban sepihak bagi badan usaha penyalur gas.
“Untuk jangka pendek, relaksasi komersial seperti fleksibilitas volume dan pengurangan tekanan minimum kontrak dapat membantu arus kas industri. Tetapi untuk kebijakan yang bersifat subsidi atau kompensasi harga, pemerintah perlu hadir. Jangan sampai biaya mitigasi publik dibebankan secara tidak proporsional kepada pelaku hilir dan midstream gas,” tegas Abra.
Keenam, Abra mendorong diversifikasi sumber energi bagi industri, terutama bagi sektor yang masih memungkinkan melakukan substitusi energi tanpa mengganggu proses produksi. Namun, diversifikasi ini harus tetap mempertimbangkan efisiensi biaya, emisi, kesiapan teknologi, dan keandalan pasokan. Menurutnya, LNG tetap dapat menjadi sumber energi yang lebih efisien dibandingkan sejumlah bahan bakar non-subsidi lain seperti solar industri, sehingga kebijakan energi industri harus disusun secara hati-hati.
“Diversifikasi energi penting, tetapi tidak boleh dilakukan secara reaktif. Bagi sebagian industri, LNG masih lebih efisien dibandingkan solar industri atau LPG. Maka pilihan energi harus dihitung berdasarkan keekonomian, emisi, dan kontinuitas pasokan, bukan sekadar respons jangka pendek terhadap kenaikan harga,” ujar Abra.
Dalam jangka menengah-panjang, Abra menilai Indonesia membutuhkan roadmap infrastruktur gas terintegrasi hingga 2035. Roadmap tersebut harus mencakup pembangunan backbone pipa Kalimantan–Jawa, penguatan konektivitas antarwilayah, pengembangan terminal LNG dan regasifikasi, serta optimalisasi jaringan pipa eksisting. Hal yang juga perlu menjadi perhatian Pemerintah adalah diversifikasi energi primer untuk pembangkitan listrik yang juga menjadi salah satu sektor yang mengkonsumsi gas dalam jumlah besar. Perecepatan pengembangan panas bumi dan optimalisasi PLTU yang telah ada dengan penerapan carbon capture and storage dapat menurunkan penggunaan gas bumi untuk pembangkit listrik sehingga dapat dialokasikan kepada industri.
“Masalah gas industri hari ini menunjukkan bahwa Indonesia tidak bisa terus bergantung pada pola pasokan yang terfragmentasi. Kita membutuhkan roadmap infrastruktur gas nasional hingga 2035 yang menghubungkan sumber gas, pusat industri, terminal LNG, regasifikasi, dan jaringan distribusi. Backbone Kalimantan–Jawa menjadi sangat strategis karena dapat membuka sumber pasokan baru untuk pusat demand terbesar di Jawa,” jelas Abra.
Abra menegaskan, isu kenaikan harga LNG seharusnya menjadi momentum untuk memperbaiki tata kelola gas nasional, bukan sekadar mencari pihak yang harus disalahkan. Pemerintah perlu mempertemukan kepentingan industri, pekerja, perusahaan energi nasional, pemasok hulu, penyedia infrastruktur, dan regulator dalam satu kerangka kebijakan yang adil dan berkelanjutan.
“Kuncinya adalah kepastian usaha bagi semua pihak. Industri membutuhkan harga energi yang kompetitif, pekerja membutuhkan perlindungan dari risiko PHK, penyedia gas membutuhkan kepastian komersial agar tetap mampu menjaga pasokan, sementara sektor hulu membutuhkan keekonomian agar investasi gas tetap berjalan. Pemerintah harus menjadi penengah yang adil, bukan sekadar menekan salah satu pihak,” pungkas Abra.
