Merosotnya pasokan gas dari sejumlah lapangan minyak dan gas bumi membuat PT Perusahaan Gas Negara Tbk. (PGAS) memburu gas alam cair sebagai alternatif agar tetap bisa memenuhi kebutuhan di sebagian wilayah Sumatra dan Jawa.n Gas alam cair atau liquefied natural gas (LNG) disasar, karena bisa didatangkan dari lapangan minyak dan gas bumi (migas) lain untuk kemudian diolah dan disalurkan melalui jaringan pipa gas di Sumatra bagian tengah, Sumatra bagian selatan, dan Jawa bagian barat. PGAS atau PGN mengakui bahwa pihaknya sedang meminta tambahan 2—3 kargo LNG pada kuartal III/2024 untuk mengatasi defisit gas pipa di sejumlah wilayah di Sumatra dan Jawa. “Kebutuhan LNG PGN pada 2024 sebesar 2—3 kargo, dan saat ini PGN sedang mendiskusikan dengan pemasok LNG yang berasal dari domestik, baik dari Bontang maupun Tangguh,” kata Sekretaris Perusahaan PGN Rachmat Hutama saat dihubungi, Kamis (18/4). Rachmat mengatakan bahwa saat ini perseroan masih dalam tahap pembahasan ihwal harga kontrak bersama dengan pemasok LNG dan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas).

Berdasarkan kisaran harga pasar LNG pada tahun ini, perkiraan harga jual gas hasil regasifikasi LNG di pelanggan masih relatif lebih rendah dibandingkan dengan over usage penalty. Dengan catatan, harga dapat berubah sesuai dengan perubahan harga pasar LNG pada saat pembelian. Sebagai alternatif pasokan gas, LNG sampai dengan disalurkan kepada pelanggan membutuhkan rantai penyaluran yang lebih panjang dibandingkan dengan rantai penyaluran gas pipa, karena adanya proses tambahan berupa pendinginan, transportasi, penyimpanan, dan regasifikasi. Sepanjang 2024—2034, PGAS memproyeksikan kebutuhan penambahan pasokan gas hasil regasifikasi LNG sebesar 73—355 billion british thermal unit per day (BBtud) agar bisa memenuhi kebutuhan di Sumatra bagian tengah, Sumatra bagian selatan, dan Jawa bagian barat. 

Kepala Divisi Program dan Komunikasi SKK Migas Hudi Suryodipuro menuturkan bahwa saat ini pihaknya masih menunggu penawaran harga dari PGAS terkait dengan 2 kargo LNG tersebut. Beberapa lapangan yang mengalami penurunan salur gas itu antara lain Blok Corridor, PEP Sumatera Selatan (Regional 1), PEP Jawa Barat (Regional 2), PHE Jambi Merang, dan sejumlah kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) yang beroperasi di kawasan tersebut.

Di sisi lain, industri pengguna gas belakangan tengah dilema untuk menyerap gas yang berasal dari LNG yang digunakan PGAS untuk ‘menambal’ pasokan. Ketua Umum Forum Industri Pengguna Gas Bumi Yustinus Gunawan mengatakan bahwa harga LNG relatif lebih mahal ketimbang gas pipa untuk industri. Apalagi, kuota skema harga gas bumi tertentu (HGBT) lebih kecil daripada kontrak minimum perjanjian jual beli gas (PJBG). Dia membeberkan bahwa industri pengguna gas cenderung terjebak di antara keharusan membayar volume minimum kontrak, meskipun realisasi pemakaian lebih kecil dari kontrak minimum atau membayar harga LNG untuk selisih antara kuota skema HGBT dengan realisasi konsumsi. 

Kepala Pusat Industri, Perdagangan, dan Investasi Institute for Development of Economics and Finance (Indef) Andry Satrio Nugroho berpendapat bahwa pemerintah perlu mencari solusi ihwal harga LNG yang saat ini masih terbilang mahal untuk industri dalam negeri. Menurutnya, harga LNG mesti bisa lebih kompetitif dengan harga dagang gas pipa saat ini. Dengan demikian, daya saing dan investasi industri domestik bisa tetap kompetitif dibandingkan dengan beberapa kompetitor dari negara lain. Sementara itu, Indonesia Gas Society (IGS) menyarankan agar pemerintah untuk berhati-hati dalam menetapkan HGBT. Alasannya, penetapan harga yang tidak adil bakal berdampak negatif pada rencana investasi PGAS dalam mengembangkan pengembangan infrastruktur midstream gas. Di sisi lain, kata Aris, PGAS dapat memiliki ruang pembiayaan infrastruktur yang lebih lebar jika harga gas ditetapkan sesuai dengan harga komersial.