Konflik di Timur Tengah masih mampu mengangkat harga minyak mentah dunia. Dikutip dari Bloomberg kemarin, harga West Texas Intermediate (WTI) kontrak Desember 2023 berada di atas level US$ 80 per barel, yakni US$ 85,01 per barel. Analis menilai, konflik yang terjadi di Timur Tengah masih menjadi katalis utama bagi pergerakan harga minyak. Terlebih konflik ini juga menyeret Iran. Israel telah lama menuduh Iran terlibat dalam perang, dengan mendukung kelompok Hamas. Analis BRI Danareksa Sekuritas, Hasan Barakwan menyebut, konflik Iran dan Israel berpotensi menimbulkan gangguan di Selat Hormuz. Selat tersebut adalah sebuah perairan sempit di perbatasan selatan Iran yang menjadi jalur bagi lebih dari 20% minyak global yang diangkut melalui laut. Ada sekitar 17 juta barel minyak yang diekspor melakukan perjalanan setiap hari melalui perairan ini. Felix Darmawan, Analis Panin Sekuritas menjelaskan, adanya peningkatan harga rata-rata minyak ke level US$ 90 per barel di tahun 2023. Sementara di tahun depan rata-rata harga minyak ada di level US$ 85 per barel. Dengan kondisi itu, Hasan menyematkan overweight untuk saham sektor minyak dan gas, dan menjadikan PT Medco Energi Internasional Tbk (MEDC) sebagai pilihan utama (top pick) di tengah tingginya harga minyak. "Kami menyukai MEDC sebagai emiten yang berpotensi diuntungkan dari kenaikan harga minyak,” kata Hasan. Katalis utama bagi MEDC adalah harga gas yang lebih tinggi dari Blok Corridor, hingga tambahan volume produksi dari akuisisi di Timur Tengah. Analis CGS-CIMB Sekuritas, Bob Setiadi juga menyematkan rating overweight pada sektor ini. Selain adanya momentum positif kenaikan harga minyak baru-baru ini, valuasi saham di sektor ini  cukup menarik. Saham sektor migas saat ini diperdagangkan pada EV/EBITDA 4,5 kali.

Pemerintah bisa sedikit bernapas lega setelah akhirnya fasilitas Tangguh Train 3 mengirimkan kargo liquefied natural gas atau LNG pertamanya menuju fasilitas regasifikasi milik PT PLN (Persero) di Arun, Aceh.Pengiriman pertama kargo LNG tersebut sekaligus menandai bahwa proyek senilai US$11 miliar tersebut sudah masuk ke fase operasi komersial, sehingga menambah kapasitas produksi tahunan dua train proyek Tangguh lainnya menjadi total 11,4 juta ton per tahun.Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto mengatakan, Tangguh merupakan produsen LNG terbesar di Indonesia yang produksinya berkontribusi signifikan terhadap pencapaian target nasional. Pengapalan perdana kargo LNG tersebut pun diyakini bakal memberikan sentimen positif terhadap serapan gas di dalam negeri. Sementara itu, AnjaIsabel Dotzenrath, EVP Gas and Low Carbon Energy bp memastikan Tangguh Train 3 telah beroperasi dengan aman. Dalam perjalanannya, proyek itu sempat terdampak pandemi Covid-19, dan membutuhkan waktu hingga 6,5 tahun untuk penyelesaian setelah mendapatkan persetujuan akhir investasi pada 2016.

Polemik mengenai penghentian ekspor gas pada 2035 kembali mencuat setelah pemerintah mempertahankan rencana tersebut dalam revisi Peraturan Pemerintah No. 79/2014 tentang Kebijakan Energi Nasional. Pemerintah bergeming dengan keresahan sejumlah pelaku industri hulu minyak dan gas bumi atau migas yang mengkhawatirkan kepastian pembeli domestik di tengah keterbatasan infrastruktur komoditas tersebut di dalam negeri.Sekretaris Jenderal Dewan Energi Nasional Djoko Siswanto membocorkan bahwa rencana penghentian ekspor gas bumi pada 2035 tidak berubah setelah pemerintah rampung menyelesaikan revisi Peraturan Pemerintah No. 79/2014.Meski pemerintah sudah menyusun surat keterangan antarkementerian terkait untuk disampaikan ke Dewan Perwakilan Rakyat (DPR), dirinya pesimistis kebijakan tersebut bisa segera disetujui karena saat ini sudah masuk ke dalam tahun politik. Djoko memastikan bahwa pemerintah tetap memutuskan untuk menghentikan ekspor gas pada 2035, sembari terus mengebut peningkatan investasi secara masif pada pembangunan infrastruktur gas di dalam negeri. Dia meyakini permintaan gas bumi di dalam negeri bakal terdongkrak seiring dengan komitmen pemerintah untuk melakukan transisi energi.“Ada juga program jaringan gas dari APBN dan skema KPBU [kerja sama pemerintah badan usaha]. PT PLN juga sedang melelang 170 titik pembangkit listrik berbasis diesel akhir bulan ini untuk digantikan dengan kombinasi gas dan EBT [energi baru terbarukan],” ujarnya. 

Dalam kesempatan terpisah, pelaku usaha industri hulu migas dalam negeri menilai rencana pemerintah untuk menghentikan ekspor gas pada 2035 akan membawa sentimen negatif terhadap investasi. Ketua Komite Investasi Asosiasi Perusahaan Minyak dan Gas (Aspermigas) Moshe Rizal mengatakan bahwa pasar gas di dalam negeri belum mapan dibandingkan dengan negara lain, seperti Amerika Serikat. Apalagi, kata Moshe, harga gas di Indonesia sebagian besar digerakkan oleh keekonomian lapangan yang bertumpu kepada biaya pokok produksi gas yang tinggi. Situasi itu membuat harga gas di dalam negeri tidak relevan terhadap pergerakan harga di pasar dunia. Menurut dia, langkah itu menjadi krusial dilakukan untuk meningkatkan permintaan gas bumi dari pasar domestik sembari menekan ongkos distribusi atau logistik yang terbilang mahal saat ini. Wacana penghentian ekspor gas bumi memang menjadi persoalan dilematik di tengah belum maksimalnya serapan di dalam negeri. Wacana yang beberapa kali dikemukakan oleh Menteri Koordinator Bidang Kemaritiman dan Investasi Luhut Binsar Pandjaitan itu pada dasarnya telah sejalan dengan ketetapan Kebijakan Energi Nasional dan Rencana Umum Energi Nasional. Di sisi lain, Indonesian Petroleum Association (IPA) dan lembaga riset energi Wood Mackenzie memproyeksikan Indonesia dapat bergeser menjadi net importir gas bumi pada 2040 di tengah tren permintaan gas domestik yang tinggi tanpa diimbangi pertumbuhan produksi. Proyeksi itu tertuang dalam paket kebijakan atau white paper bertajuk Achieving Resilience in the Energy Transition to Safeguard Indonesia’s Economic Growth & Sustainable Development yang resmi disampaikan saat agenda IPA Convex.Direktur Riset Hulu dan Manajemen Karbon Wood Mackenzie Andrew Harwood mengatakan, proyeksi itu didasarkan kepada minimnya investasi serta kegiatan eksplorasi di sisi hulu migas Indonesia untuk mengimbangi tren peningkatan permintaan dari dua pasar yang bergeliat saat ini, industri dan pembangkit listrik. Sementara itu, tanpa adanya investasi masif untuk sisi eksplorasi dan pengembangan lapangan baru, produksi migas domestik dipastikan bakal berada di bawah target 1 juta barel minyak per hari (bopd) dan 12 miliar standar kaki kubik gas per hari (Bscfd) pada 2030 mendatang.

Para pelaku usaha mulai mengalkulasi dampak dari meletusnya konflik antara kelompok Hamas dan Israel di Timur Tengah terhadap aktivitas industri. Konflik tersebut diprediksi berdampak pada harga energi di Tanah Air yang berpotensi mengganggu produksi industri manufaktur. Ketua Bidang Industri dan Manufaktur Asosiasi Pengusaha Indonesia (Apindo) Bobby Gafur Umar mengatakan, konflik yang terjadi di Timur Tengah dapat memicu kenaikan harga energi, khususnya minyak mentah dan gas bumi. Pasalnya, meski Israel dan Palestina bukan produsen minyak, konflik terjadi di tengah kawasan penghasil minyak dan gas di Timur Tengah yang menyumbang hampir sepertiga pasokan minyak dunia.

”Persediaan energi di dalam  negeri terbatas sehingga sebagian besar kebutuhan bahan baku energi, seperti minyak bumi dan gas, untuk keperluan industri masih dipenuhi melalui impor,” ujar Bobby saat dihubungi pada Kamis (12/10). Dia mencontohkan, Indonesia hanya memproduksi 600.000 barel minyak bumi per hari, sedangkan kebutuhan minyak dalam negeri di atas 1,5 juta barel per hari. Sama halnya dengan minyak bumi, kapasitas produksi gas bumi (untuk elpiji) dalam negeri juga belum mampu menutupi kebutuhan nasional. ”Jika pasokan minyak dan gas terganggu, imbasnya harga keduanya akan naik. Kondisi ini akan mengganggu aktivitas produksi dan pertumbuhan industri dalam negeri,” katanya. (Yoga)

Pemerintah memberi peluang bagi para investor untuk berpartisipasi dalam lelang 49 wilayah kerja minyak dan gas yang sepanjang 2020 hingga semester pertama 2023 dikembalikan kepada negara atau terminasi. Menurut Direktur Pembinaan Usaha Hulu Migas Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Noor Arifin Muhammad, putusan itu diambil setelah evaluasi berkala enam bulanan dari realisasi komitmen pasti kontraktor kontrak kerja sama (KKKS). “Memang setelah jangka waktu eksplorasi ternyata tidak ditemukan [migas] maka sama kontraktornya itu dikembalikan,” kata Noor saat ditemui di Jakarta, Selasa (10/10). Sebagian besar terminasi wilayah kerja (WK) itu disebabkan karena kontrak eksplorasi yang memang sudah berakhir, risiko subsurface dan pertimbangan internal perusahaan. Sementara itu, beberapa WK terminasi telah berhasil ditawarkan kembali menjadi blok baru, seperti WK Akimeugah I dan Akimeugah II yang berada di daratan Papua Selatan dan Papua Pegunungan. Kedua WK dengan luasan konsesi masing-masing 10.791 kilometer persegi dan 12.987 kilometer persegi itu telah dilelang ulang pada pergelaran Indonesian Oil and Gas (IOG) ke-4 di Nusa Dua Convention Center pada September lalu. Sementara itu, bekas WK terminasi lainnya, Bengara I telah mendapat kontraktor baru, Texcal Mahato EP FZCO lewat penetapan pemenang lelang WK Tahap I Tahun 2023pada Juli lalu. Adapun komitmen pasti 3 tahun pertama itu sudah menghitung 2 studi G&G dan 1 sumur eksplorasi. Blok itu berlokasi di daratan Kalimantan Utara, dengan luas area 922,17 kilometer dan potensi sumber daya minyak dan gas bumi sebesar 91 juta barel setara minyak (MMBOE).

Sesuai amanat Peraturan Pemerintah (PP) Nomor 35 Tahun 2004 dalam Pasal 28 tentang Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi mengamanatkan, pemerintah memutuskan pengelola WK migas yang akan berakhir kontrak kerja sama paling lambat setahun menjelang berakhirnya kontrak. Dalam kesempatan berbeda, PT Pertamina Hulu Energi (PHE) tidak mengajukan permohonan pengelolaan wilayah kerja migas terminasi eksplorasi pada tahun ini. Direktur Pengembangan dan Produksi PHE Awang Lazuardi menuturkan perseroan lebih berfokus pada lelang terbuka WK eksplorasi yang ditawarkan pemerintah dalam beberapa putaran terakhir. Konsorsium PHE menggandeng Posco International Corporation untuk memenangkan WK Bunga dengan komitmen pasti 3 tahun pertama mencapai US$4 juta dan bonus tanda tangan US$100.000. Sementara itu, konsorsium PHE mengajak Eni Indonesia Limited untuk menggarap Blok Peri Mahakam dengan komitmen pasti 3 tahun pertama mencapai US$7,2 juta dan bonus tanda tangan US$50.000. Lelang untuk WK Sangkar dimenangkan oleh perusahaan afiliasi Pertamina, yaitu PT Saka Eksplorasi Timur dengan komitmen pasti 3 tahun pertama sebesar US$3 juta dan bonus tanda tangan US$50.000. Terkait dengan pembalikan harga minyak mentah saat ini, Noor Arifin berharap momentum kenaikan harga minyak mentah yang didorong sentimen konflik antara Israel dan Palestina, dapat dimanfaatkan KKKS untuk mendorong program yang lebih masif. Pendiri ReforMiner Institute Pri Agung Rakhmanto menilai adanya area tak tergarap (sleeping area) dari sejumlah blok migas menunjukkan iklim investasi hulu migas di dalam negeri belum kompetitif. Menurut Pri, kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) belum menaruh prioritas pada investasi hulu migas di dalam negeri.

Produsen minyak dan gas (migas) asal Amerika Serikat (AS) ExxonMobil Corporation akan mengakuisisi perusahaan migas AS, Pioneer Natural Resources Corp. Mengutip laporan Reuters, Jumat (6/10), nilai akuisisi ini mencapai US$ 60 miliar. Jika negosiasi berjalan mulus, sumber Reuters menyebut, Exxon dan Pioneer akan mencapai kesepakatan dalam beberapa hari ke depan. Juru bicara Exxon dan Pioneer menolak berkomentar. Yang pasti, langkah akuisisi Exxon terhadap Pioneer Natural akan menjadi aksi korporasi terbesar bagi Exxon. Ini setidaknya sejak Exxon memutuskan melakukan merger dengan Mobil pada tahun 1998, dengan nilai kesepakatan US$ 81 miliar. Permian Basin, yang membentang di sebagian Texas dan New Mexico, merupakan ladang migas paling diincar oleh pelaku industri energi AS. Salah satunya, karena biaya ekstraksi minyak dan gas alamnya relatif rendah. Pada kuartal kedua tahun ini, ExxonMobil memproduksi sekitar 620.000 boepd di Permian Basin.  Namun, angka produksi tersebut masih jauh dibandingkan produksi rata-rata Pioneer di wilayah tersebut sebesar 711.000 boepd pada periode yang sama. Dus, dengan mengakuisisi Pioneer, Exxon bisa menggenjot produksi. Akuisisi dinilai lebih baik bagi Exxon ketimbang mempertaruhkan dana besar untuk mengembangkan ladang minyak, yang belum terbukti cadangannya. "Mereka bisa menambah cadangan tanpa harus menggali lubang," kata Bill Smead, Kepala Investasi di Smead Capital Management.

Pendar cahaya terang mulai datang dari industri hulu minyak dan gas bumi atau migas nasional. Penemuan cadangan gas bumi dengan volume jumbo oleh Eni, perusahaan asal Italia, mendorong sentimen positif di industri yang tinggi modal dan risiko ini. Berdasarkan data Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) Eni menemukan cadangan gas di Wilayah Kerja North Ganal, sekitar 85 kilometer lepas pantai Kalimantan Timur. Proyeksi awal gas in place mencapai 5 trilion cubic feed (TCF). Adapun, proyeksi discovered resources lebih kurang 609 juta barel setara minyak. Data tersebut menjadikan temuan di sumur Geng North-1 sebagai salah satu dari tiga besar temuan eksplorasi dunia pada tahun ini. Penemuan ini pun memberikan sinyal optimisme bahwa pencapaian target produksi minyak mentah 1 juta barel, dan produksi gas sebesar 12 billion standard cubic feet per day (BScFD) pada 2030, telah berada di jalur yang tepat. Penemuan cadangan gas raksasa ini makin memperkuat fakta bahwa potensi gas bumi di Tanah Air masih begitu menjanjikan. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) merilis potensi gas bumi mencapai 41,62 TCF dengan 68 cekungan potensial dari total 128 cekungan yang masih perawan. Plant of development (PoD) yang matang menjadi kunci untuk mencapai target first gas di sumur Geng North-1 dalam jangka waktu 2 tahun ke depan. Penemuan cadangan gas raksasa di Kaltim ini, pada dasarnya buah manis dari sejumlah strategi yang diimplementasikan pemerintah untuk mencapai target produksi migas 2030. Selama ini, pemerintah mendorong sekaligus membantu KKKS untuk menoptimalisasikan produksi migas di lapangan existing. Dari sisi eksternal, pemerintah juga rutin melakukan penjajakan kerja sama dengan institusi riset global untuk meningkatkan kualitas data guna menemukan penemuan cadangan yang besar.

Otoritas minyak dan gas bumi nasional memberikan ‘karpet merah’ terhadap rencana yang diajukan oleh perusahaan asal Italia, Eni setelah menemukan cadangan gas bumi sebanyak 5 triliun kaki kubik ndi Blok North Ganal, Kalimantan Timur. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) memastikan bakal memberikan dukungan penuh terhadap rencana yang diajukan oleh Eni untuk mengembangkan cadangan gas bumi di North Ganal, termasuk memasukkan sebagian wilayah Indonesia Deepwater Development agar bisa dikembangkan secara bersamaan. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Tutuka Ariadji mengatakan, penggabungan sebagian wilayah kerja Indonesia Deepwater Development (IDD) bakal berdampak positif terhadap pengembangan hulu migas nasional. Pasalnya, potensi yang ada di wilayah tersebut bisa langsung dimanfaatkan oleh fasilitas yang telah tersedia. Eni memang berencana mengajukan revisi plan of development (PoD) IDD dengan membagi pengembangan blok migas tersebut menjadi dua konsentrasi, yakni sisi utara dan selatan. Rencananya, IDD bagian selatan terhubung dengan floating production unit (FPU) Jangkrik, sedangkan bagian utara yang berdekatan dengan lokasi temuan gas dalam jumlah besar saat ini bakal terhubung dengan blok pengembangan North Ganal. Sementara itu, Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) memperkirakan Eni bakal membangun fasilitas FPU baru di sisi utara portofolio migas mereka, yakni di hamparan Cekungan Kutai, lepas pantai Kalimantan Timur. “FPU Jangkrik itu untuk yang Selatan, nanti sepertinya akan bangun hub baru. Jadi akan ada baru, karena Jangkrik sudah penuh oleh Merakes dan Muara Bakau,” kata Deputi Eksploitasi SKK Migas Wahju Wibowo saat ditemui, Selasa (3/10). Berdasarkan keterangan resmi Eni, perkiraan awal menunjukkan total struktur yang ditemukan sebesar 5 Tcf gas dengan kandungan kondensat sekitar 400 Mbbls. Data yang diperoleh perusahaan pun memungkinkan untuk kajian pengembangan yang lebih cepat nantinya. Sumur Geng North-1 dibor dengan kedalaman 5.025 meter pada kedalaman air 1.947 meter, melewati kolom gas setebal sekitar 50 meter di reservoir batu pasir miocene dengan sifat petrofisika yang baik.

Industri minyak dan gas bumi nasional kembali mendapatkan angin segar dari temuan cadangan bervolume besar oleh perusahaan raksasa asal Italia, Eni. Sentimen positif itu pun diharapkan bisa meningkatkan daya tarik sektor tersebut. Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) membeberkan bahwa Eni berhasil menemukan cadangan gas bumi di Wilayah Kerja North Ganal, Kalimantan Timur, dengan perkiraan awal gas in place 5 trillion cubic feet (Tcf). Dengan perkiraan awal discovered resources sekitar 609 juta barel setara minyak, laporan tersebut menjadikan temuan di sumur Geng North-1 sebagai salah satu dari tiga besar temuan eksplorasi dunia pada tahun ini. Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto mengatakan bahwa temuan tersebut bakal menjadi salah satu giant discovery yang akan meningkatkan cadangan gas secara signifikan untuk mendukung peningkatan produksi minyak dan gas bumi (migas) nasional secara berkelanjutan agar bisa mencapai target produksi minyak 1 juta barel per hari (bopd), dan gas 12 miliar kaki kubik per hari (Bscfd) pada 2030. Penemuan raksasa tersebut pun diyakini dapat lebih mendorong investasi eksplorasi yang lebih masif di masa yang akan datang, mengingat potensi migas nasional masih menjanjikan, karena masih ada 68 cekungan dari total 128 cekungan yang belum dibor. SKK Migas pun segera melakukan koordinasi intensif dengan Eni guna merumuskan tahapan-tahapan selanjutnya agar penemuan raksasa tersebut dapat segera di monetisasi.

Eni menyampaikan bahwa temuan cadangan gas bumi dalam jumlah yang signifikan berasal dari sumur eksplorasi Geng North-1 di Blok North Ganal, sekitar 85 kilometer (km) lepas pantai Kalimantan Timur. Berdasarkan keterangan resmi Eni, perkiraan awal menunjukkan total struktur yang ditemukan sebesar 5 Tcf gas dengan kandungan kondensat sekitar 400 Mbbls. Sumur Geng North-1 dibor dengan kedalaman 5.025 meter pada kedalaman air 1.947 meter, melewati kolom gas setebal sekitar 50 meter di reservoir batu pasir miocene dengan sifat petrofisika yang baik. Penemuan Geng North berdekatan dengan kawasan Indonesia Deepwater Development (IDD) yang mencakup beberapa penemuan lawas yang tak kunjung dikembangkan di Blok Rapak dan Ganal, di mana Eni baru-baru ini mengumumkan akuisisi saham Chevron, meningkatkan hak partisipasinya, dan mengakuisisi kepemilikan operator. Sementara itu, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) menargetkan temuan cadangan gas raksasa dari sumur eksplorasi Geng North-1, Blok North Ganal, garapan Eni dapat segera produksi dalam kurun 2 tahun ke depan. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Tutuka Ariadji mengatakan bahwa pihaknya bakal memfasilitasi percepatan persetujuan rencana pengembangan lapangan atau plan of development (PoD) dari blok tersebut. Harapannya, rentang waktu persiapan eksploitasi dapat dipangkas menjadi lebih cepat. Founder & Advisor ReforMiner Institute Pri Agung Rakhmanto mengatakan bahwa beberapa kali pembahasan teknologi dan keekonomian dari sebuah PoD yang diajukan terlalu detail dan sangat teknis, sehingga membuat prosesnya membutuhkan waktu panjang.

Kinerja emiten minyak dan gas (migas) bakal diuntungkan harga minyak yang kian memanas. Pada Rabu (27/9), harga minyak WTI sempat naik ke US$ 93,68 per barel atau tertinggi sepanjang tahun 2023. Head of Equity Research Kiwoom Sekuritas Indonesia, Sukarno Alatas memperkirakan, harga minyak akan terus penguatan di tengah kebijakan negara-negara anggota OPEC terutama Arab dan Rusia yang mengurangi produksi. Bahkan, Arab Saudi maupun Rusia telah memperpanjang pemotongan produksi minyak 1,3 juta barel per hari secara sukarela hingga akhir 2023. "Kondisi ini memicu kenaikan harga minyak dan diperkirakan bisa tembus harga US$ 100," kata Sukarno, Minggu (1/10). Ia mewaspadai ketidakpastian global akan berdampak pada permintaan yang lemah sehingga tidak mendukung momentum naiknya harga minyak dunia. Pada akhirnya, sentimen ini tidak mendukung kinerja emiten sektor migas. Analis Samuel Sekuritas, Muhammad Farras Farhan memutuskan menaikkan asumsi harga minyak untuk tahun 2023 menjadi US$ 85 per barel. Penurunan stok minyak mentah AS telah menambah kekhawatiran ketatnya pasokan minyak global. Samuel Sekuritas mengerek perkiraan laba bersih Medco Energi di tahun 2023 dan 2024 menjadi masing-masing sebesar US$ 348 juta dan US$ 304 juta. Terutama didorong oleh lonjakan harga komoditas dan potensi meningkatnya pasokan listrik. Di sisi lain, saat ini emiten migas sudah banyak yang diversifikasi segmen bisnis seperti beralih ke energi terbarukan ataupun memperkuat bisnis lahan industri. Sehingga, fluktuasi harga minyak mentah dunia kemungkinan tidak akan signifikan berpengaruh bagi kinerja emiten tersebut. Head of Research Team & Strategist Mirae Asset, Robertus Hardy mengatakan, PT AKR Corporindo Tbk (AKRA) turut berupaya meningkatkan kontribusi dari segmen bisnis di luar migas yakni melalui penjualan lahan industri. PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGAS) juga berpotensi diuntungkan dari kenaikan harga minyak global. Sebab, pada semester I 2023 keuntungan operasional PGAS turun 17,6% yoy menjadi US$ 279 juta.  Pemicunya adalah kontraksi margin upstream menjadi 12,8% di semester I 2023 dibandingkan 40% di semester I-2022 karena melemahnya harga minyak pada periode tersebut.