Menakar Harga Keekonomian Gas untuk Industri

wmhg.org – JAKARTA. Pemerintah mulai menguji kembali konsep harga keekonomian gas bumi bagi industri, seiring besarnya potensi pasokan gas dari proyek raksasa Blok Masela yang akan menghasilkan 9,5 juta ton LNG per tahun, 150 MMSCFD gas pipa, dan 35 ribu barel kondensat per hari.

Dus, harga gas yang terlalu tinggi berisiko melemahkan daya saing industri nasional, meski di sisi lain proyek hulu migas tetap harus memberikan imbal hasil yang layak bagi investor.

Dalam rapat koordinasi percepatan proyek strategis nasional, Menteri Keuangan, Purbaya Yudhi Sadewa menyoroti harga gas domestik yang saat ini masih berada di atas US$ 12 per MMBTU. Level harga tersebut dinilai sudah menjadi beban serius bagi pelaku industri dalam negeri.

Saya ini ngelihat gini kan, kita pengusaha beli gas harganya mahal sekarang 12 dolar lebih. Ini ada produksi yang akan besar ke depan kan, ujar Purbaya usai memimpin Sidang Debottlenecking Investasi di Jakarta, Selasa (24/2/2026).

Menurut Purbaya, besarnya cadangan dan rencana produksi dari Lapangan Abadi Masela seharusnya bisa dimanfaatkan untuk memperbaiki struktur biaya energi industri.

Ia menekankan, gas dari proyek tersebut tidak hanya diarahkan untuk ekspor, tetapi juga perlu memberi nilai tambah bagi perekonomian domestik melalui harga yang lebih terjangkau.

“Bisa enggak ini dipakai untuk mensupport industri dalam negeri dengan harga yang lebih murah. Nanti kita pikirkan itu,” tegasnya.

Dalam forum tersebut, Purbaya secara terbuka menguji batas harga keekonomian gas dari sudut pandang investor. Ia mempertanyakan level harga yang dianggap layak oleh operator proyek agar fasilitas produksi tetap berjalan secara menguntungkan, namun tetap kompetitif bagi konsumen industri.

Pertanyaan tersebut diarahkan kepada manajemen Inpex Corporation Ltd, penggarap utama proyek LNG Abadi Masela.

Blok Masela sendiri merupakan salah satu proyek gas terbesar di Indonesia, dengan nilai investasi sekitar USD 21 miliar atau setara Rp 352 triliun. Proyek ini dirancang memiliki kapasitas produksi 9,5 juta metrik ton LNG per tahun (MMTPA) dan 150 MMSCFD gas pipa, dengan potensi cadangan mencapai 6,97 triliun kaki kubik (TCF) di Laut Arafura.

Menanggapi hal tersebut, Project Director Inpex Masela, Harrad Blinco menyampaikan bahwa penentuan harga keekonomian bukan perkara sederhana. Biaya investasi pembangunan kilang LNG dan fasilitas pendukung terus meningkat dari tahun ke tahun, sehingga memengaruhi perhitungan pengembalian investasi proyek.

Dari sisi pengguna gas, Ketua Umum Forum Industri Pengguna Gas Bumi (FIPGB), Yustinus Gunawan menilai, arah kebijakan yang disampaikan Menkeu sudah tepat. Ia menyebut Purbaya memahami betul tekanan biaya energi yang dihadapi industri dan bergerak cepat memberi sinyal koreksi harga.

Yustinus mengungkapkan, gas bumi yang dialirkan melalui pipa hasil regasifikasi LNG idealnya dapat ditetapkan pada kisaran USD 9 per MMBTU di titik serah (at plant gate).

Menurutnya, secara struktur biaya, harga keekonomian gas bumi tertentu (HGBT) berada di sekitar USD 7 per MMBTU. Jika terjadi gangguan pasokan, maka toleransi maksimal sekitar 15% alokasi masih dinilai ekonomis pada level USD 9 per MMBTU.

Harga keekonomian adalah USD 7/MMBTU utk HGBT, kalaupun ada gangguan maka maksimal 15% alokasi dalam Kepemen masih keekonomian di level USD 9/MMBTU, ujar Yustinus kepada Kontan, Kamis (26/2/2026).

Kompleksitas Keekonomian Hulu Migas

Namun, praktisi migas sekaligus Direktur Utama PT Petrogas Jatim Utama Cendana (PJUC), Hadi Ismoyo mengingatkan pembentukan harga gas tidak bisa dilepaskan dari kompleksitas biaya di sektor hulu. Harga gas, menurutnya, merupakan fungsi dari sunk cost, belanja modal (capex), serta biaya operasi (opex) sejak tahap eksplorasi, pengembangan, hingga produksi.

“Semakin besar cadangan dan produksi, serta semakin rendah total biaya, maka proyek gas akan semakin ekonomis. Dalam konteks Masela, total biayanya sangat besar,” ujarnya kepada Kontan, Kamis (26/2/2026).

Ia menambahkan, perhitungan keekonomian proyek Masela dilakukan sejak kontrak bagi hasil (PSC) ditandatangani pada 1998. Artinya, seluruh biaya yang telah dikeluarkan sejak saat itu harus diperhitungkan agar target internal rate of return (IRR) kontraktor dapat tercapai. Kondisi inilah yang membuat kebutuhan harga gas relatif tinggi.

Infrastruktur Penentu Harga Akhir

Founder & Advisor ReforMiner Institute, Pri Agung Rakhmanto mengatakan, harga gas yang disebut “ekonomis” sejatinya adalah harga yang mampu menutup seluruh biaya dan memberikan margin usaha yang wajar.

Namun, harga gas di tingkat konsumen akhir sangat bergantung pada banyak faktor, mulai dari sumber pasokan, jarak, volume, hingga kesiapan infrastruktur. Tanpa jaringan infrastruktur yang matang dan pasar yang kompetitif, upaya menurunkan harga gas akan sulit terwujud.

“Kalau hanya berharap harga gas murah tanpa dukungan infrastruktur dan keseimbangan suplai–demand, itu tidak akan terjadi,” ujarnya kepada Kontan, Kamis (26/2/2026).