Belajar Tata Kelola Gas dan LNG: “Anchor Buyer”

Oleh: Salis Aprilian, Senior Advisor to Indonesian Gas Society (IGS) dan Dewan Pakar Komunitas Migas Indonesia (KMI)

Pada The 5th IndoPacific LNG Summit 2026 yang diselenggarakan Indonesian Gas Society (IGS) di Bali, 21–22 Juli 2026, ada satu presentasi yang menurut saya sangat menarik untuk dicermati. Bukan semata karena angka-angkanya besar, tetapi karena memperlihatkan bagaimana posisi LNG dalam sistem ketenagalistrikan Indonesia sedang berubah. Ketika PLN menjadi "anchor buyer" LNG di Indonesia, dan dalam upayanya mengamankan pasokan gas di tengah  gejolak geopolitik energi global.

Presentasi tersebut disampaikan sebagai keynote oleh Rakhmad Dewanto, Director of Corporate Planning and Business Development PT PLN (Persero), dengan tema yang sangat relevan dengan kondisi dunia hari ini: “Securing Supply in an Era of Geopolitical Volatility.”

Pesannya sederhana, tetapi konsekuensinya besar: LNG tidak lagi cukup dipandang hanya sebagai komoditas energi. LNG telah menjadi instrumen ketahanan energi.

Dan ketika kebutuhan gas PLN terus meningkat, menurut saya PLN—melalui PLN Energi Primer Indonesia (PLN EPI)—secara perlahan juga sedang bergerak menjadi salah satu anchor buyer terpenting bagi pengembangan gas dan LNG domestik Indonesia.

Energi Berada dalam Tiga Tarikan

Ada semacam energy trilemma yang harus dihadapi Indonesia: energi harus reliable, affordable, dan sustainable sekaligus.

Masalahnya, ketiga sasaran itu tidak selalu berjalan searah.

PLN melihat setidaknya empat tekanan global yang sekarang semakin kuat: ketidakpastian geopolitik, volatilitas harga bahan bakar, meningkatnya kebutuhan listrik, dan tekanan transisi energi. Pada saat yang sama, rantai pasok LNG global ikut berubah akibat ketidakpastian geopolitik dan volatilitas pasar.

Jawabannya tidak mungkin hanya dengan menambah pembangkit.

Yang harus diamankan adalah seluruh rantai pasok energi primernya: memastikan pasokan batubara dan gas domestik, memperkuat infrastruktur gas dan LNG, mengoptimalkan fuel mix serta logistik, sekaligus mengurangi ketergantungan pada BBM. Strateginya harus menggabungkan diversifikasi sumber pasokan, kesiapan infrastruktur, dan fleksibilitas penggunaan bahan bakar.

Di sinilah LNG memperoleh posisi yang semakin strategis.

Permintaan Energi Naik, Listrik Tumbuh Paling Cepat

Grafik yang ditampilkan PLN menarik untuk dicermati.

Permintaan energi primer Indonesia dalam skenario Continued Momentum diproyeksikan meningkat dari sekitar 9,6 juta TJ pada 2025 menjadi 11,7 juta TJ pada 2035, atau sekitar 2% per tahun. Yang lebih penting, sektor kelistrikan menjadi bagian terbesar dari pertumbuhan tersebut.

Porsi sektor listrik dalam permintaan energi primer yang sekitar 28% pada 2025 diproyeksikan meningkat menjadi sekitar 38% pada 2035. Pertumbuhan sektor power bahkan diproyeksikan sekitar 5,4% CAGR pada periode 2025–2030 dan 4,6% pada 2030–2035.

Ini berarti persoalan energi Indonesia ke depan semakin identik dengan persoalan kelistrikan. Dan semakin banyak listrik yang dibutuhkan, semakin penting pula ketersediaan sumber energi yang mampu memberikan fleksibilitas ketika pembangkit energi terbarukan seperti surya dan angin semakin besar penetrasinya.

PLN secara eksplisit menyebut LNG akan tetap memainkan peran strategis dalam menyediakan fleksibilitas sistem tenaga sekaligus memungkinkan penetrasi renewable energy yang lebih tinggi.

Dengan kata lain, LNG bukan lawan dari energi terbarukan.

Dalam konfigurasi sistem tenaga Indonesia, keduanya justru dapat menjadi pasangan.

Gas sebagai “Jembatan” Transisi Energi

RUPTL 2025–2034 memberikan gambaran yang lebih konkret.

Pada 2024, produksi listrik PLN sekitar 283,7 TWh, dengan batubara masih mendominasi sekitar 189,6 TWh atau 67%. Gas berada sekitar 47,6 TWh atau 17%, sementara energi terbarukan sekitar 33,8 TWh atau 12%.

Ke depan komposisinya berubah.

Dalam proyeksi 2034, produksi listrik meningkat menjadi sekitar 580–584 TWh. Pada skenario ARED, energi terbarukan mencapai sekitar 190,9 TWh atau 33%, sementara batubara sekitar 271,9 TWh atau 47% dan gas sekitar 106,9 TWh atau 18%.

Angka tersebut menjelaskan sesuatu yang sering luput dalam perdebatan transisi energi.

Meningkatnya renewable tidak otomatis menghilangkan kebutuhan gas.

Sebaliknya, semakin besar porsi pembangkit intermiten dalam sistem, semakin dibutuhkan pembangkit yang mampu merespons perubahan beban dengan cepat. Gas dan LNG mempunyai karakteristik yang cocok untuk fungsi tersebut.

Itulah sebabnya PLN menyebut LNG sebagai critical transition fuel yang memberikan fleksibilitas dan keandalan untuk mendukung penetrasi energi terbarukan yang lebih tinggi.

Kebutuhan Gas PLN Menuju 2.490 BBTUD

Nah, di sinilah angka menjadi semakin menarik.

Menurut RUPTL 2025–2034 yang dipresentasikan PLN, kebutuhan gas PLN diproyeksikan tumbuh sekitar 4,5% per tahun.

Pada 2026 kebutuhan tersebut sekitar 1.464 BBTUD. Tahun berikutnya naik menjadi 1.748 BBTUD, kemudian 1.959 BBTUD pada 2028, 2.022 BBTUD pada 2029, dan 2.193 BBTUD pada 2030.

Pada 2034, kebutuhan tersebut diproyeksikan mencapai sekitar 2.490 BBTUD.

Artinya, dalam waktu kurang dari satu dekade kebutuhan gas PLN meningkat lebih dari 1 BBTUD dibandingkan 2026.

Tetapi yang menurut saya jauh lebih menarik bukan hanya volumenya.

Komposisi pasokannya berubah drastis.

Pada 2026, sekitar 43% kebutuhan gas PLN berasal dari pipeline gas dan 57% dari LNG.

Pada 2030 komposisinya menjadi sekitar 45% pipeline dan 55% LNG.

Namun memasuki 2034, bagian pipeline gas turun menjadi hanya sekitar 33%, sedangkan LNG meningkat menjadi sekitar 67%.

Kebutuhan kargo LNG pun melonjak.

Dari sekitar 103 kargo pada 2026, menjadi 143 kargo pada 2027, 167 kargo pada 2030, 185 kargo pada 2032, 192 kargo pada 2033, hingga sekitar 214 kargo LNG per tahun pada 2034.

Dua ratus empat belas kargo setahun.

Hampir satu kargo setiap satu setengah hingga dua hari.

Pada titik tersebut, PLN bukan lagi sekadar pengguna gas. PLN akan menjadi salah satu pemain yang sangat menentukan ekosistem LNG domestik Indonesia.

PLN sebagai “Anchor Buyer”

Bagi saya, ini memiliki implikasi yang sangat besar terhadap pengembangan lapangan-lapangan gas Indonesia.

Problem pengembangan lapangan gas bukan hanya menemukan cadangan. Gas harus punya pasar.Proyek upstream membutuhkan kepastian offtaker. Infrastruktur midstream membutuhkan kepastian throughput. LNG plant membutuhkan kepastian feed gas dan pembeli. Bank dan investor membutuhkan kepastian cash flow.

Dalam bahasa sederhana: discovery membutuhkan bankability, dan bankability membutuhkan market.

Di sinilah kebutuhan PLN yang terus meningkat dapat menjadi anchor demand bagi proyek-proyek gas nasional.

Dan PLN EPI tampaknya sudah bergerak ke arah itu.

Kontrak Jangka Panjang Mulai Dikunci

Pada periode 2025–2026, PLN EPI telah mengamankan beberapa kontrak gas/LNG jangka panjang.

Dengan West Natuna Exploration Limited (WNEL), PLN EPI menandatangani Gas Sales Agreement pada 11 Juli 2025 untuk volume 111 BBTUD selama 10 tahun.

Dengan Mubadala Energy, Natural Gas Sales Agreement ditandatangani 6 Juli 2026 untuk volume 160 BBTUD yang dapat meningkat hingga 300 BBTUD, dengan masa kontrak 15 tahun.

Dengan INPEX, kontraknya mencakup 37,5 MTPA atau sekitar 640 kargo LNG selama 15 tahun.

Sedangkan dari South Hub—Muara Bakau, East Sepinggan, Ganal dan West Ganal— kontrak mencakup 11,5 juta ton atau sekitar 190 kargo LNG selama 10 tahun.

Ini langkah penting.

Sebab keamanan energi tidak dibangun ketika krisis sudah datang. Kontrak, infrastruktur, kapal, storage dan regasification harus dipersiapkan bertahun-tahun sebelumnya.

LNG Bukan Hanya Molekul, tetapi Infrastruktur

Mengamankan kontrak LNG saja belum cukup. Indonesia adalah negara kepulauan. Sumber gas tidak selalu berada dekat dengan pusat permintaan listrik. Karena itu, tantangan terbesar LNG Indonesia justru sering berada pada midstream dan last-mile infrastructure.

Peta infrastruktur pada presentasi PLN menggambarkan skala persoalan tersebut: rantai pasok LNG harus menjangkau Sumatra, Kalimantan, Jawa-Bali, Nusa Tenggara, Sulawesi, Maluku hingga Papua melalui kombinasi LNG carrier, FSU (Floating Storage Unit), FSRU (Floating Storage and Regasification Unit), ORU (Onshore Regasification Unit), pipeline, dan LNG terminal.

Untuk klaster Nusa Tenggara, misalnya, direncanakan 2 LNG carrier dan 6 ORU.

Klaster Sulawesi–Maluku membutuhkan 2 LNG carrier, 5 ORU, 1 FSU dan 2 FSRU.

Papua Utara direncanakan memiliki 2 ORU dan 2 FSRU.

Sementara Sumatra–Kalimantan mencakup 1 LNG carrier dan 3 FSRU.

Secara keseluruhan, infrastruktur yang dipetakan tersebut memiliki kapasitas regasifikasi sekitar 3.850 MMSCFD dengan total storage sekitar 1,2 juta m³ LNG.

Jadi ketahanan LNG bukan hanya persoalan upstream security.

Ia adalah kombinasi: molecule + liquefaction + shipping + storage + regasification + pipeline + power plant.

Satu mata rantai tidak tersedia, seluruh sistem bisa terganggu.

Nias: Mengganti BBM dengan LNG

Contoh konkretnya terlihat di Nias. 

PLN mengembangkan infrastruktur midstream LNG untuk memasok PLTMG Nias 34,45 MW, PLTMG Nias 2 sebesar 20 MW, dan PLTMG Nias 3 sebesar 5 MW.

Sistem permanennya direncanakan menggunakan LNG carrier berkapasitas sekitar 3.000 m³, dengan COD pada kuartal II 2029.

Dampaknya bukan kecil.

Gasifikasi tersebut diperkirakan dapat mengurangi konsumsi BBM sekitar 155.000 kiloliter per tahun.

Penghematan biaya bahan bakarnya diperkirakan mencapai Rp72,4–153,0 miliar per tahun, sekaligus menurunkan emisi sekitar 29–47 ribu ton CO₂ per tahun.

Ini menunjukkan bahwa program gasifikasi bukan sekadar agenda lingkungan.

Ada economic value yang nyata.

Tarakan Memberikan Bukti

Tarakan bahkan sudah memberikan contoh implementasinya.

Infrastruktur LNG di Tarakan, Kalimantan Utara, memasok PLTMG Gunung Belah 16,6 MW dan Pembangkit Kampung Satu 14 MW.

Fasilitas regasifikasinya berkapasitas rata-rata 2,51 BBTUD, dengan kemampuan swing hingga 5 MMSCFD, dan telah COD pada 2024 dan 2025.

Hasilnya, konsumsi BBM dapat ditekan sekitar 32.000 kiloliter per tahun, dengan efisiensi biaya sekitar Rp74–147 miliar per tahun, sekaligus memperkuat ketahanan sistem kelistrikan.

Kalau model seperti ini dapat direplikasi ke puluhan sistem kelistrikan isolated di Indonesia timur, manfaat agregatnya tentu jauh lebih besar.

Jangan Lupakan Pipeline

Menariknya, strategi PLN tidak berarti semuanya harus di-LNG-kan.

Untuk jarak dan lokasi tertentu, pipeline tetap merupakan solusi paling ekonomis.

Contohnya adalah proyek WNTS–Pemping Gas Pipeline.

Saat presentasi disampaikan, progres EPC proyek tersebut telah mencapai 89,99%, dengan mechanical completion ditargetkan September 2026 dan COD kuartal IV 2026. Pipeline tersebut memiliki design capacity 300 MMSCFD.

Setelah selesai, gas Natuna direncanakan dapat dialirkan menuju Batam, Sumatra bagian tengah-selatan, hingga Jawa bagian barat.

Inilah yang menurut saya seharusnya menjadi filosofi pembangunan infrastruktur gas Indonesia: pipeline where possible, LNG where necessary.

Bukan mempertentangkan pipeline dengan LNG, tetapi memilih moda transportasi gas yang paling ekonomis, fleksibel, dan aman untuk setiap koridor pasar.

Dari “Gas Allocation” Menuju “Gas Architecture”

Ada pelajaran penting dari presentasi PLN tersebut.

Indonesia selama ini terlalu sering membicarakan gas dalam perspektif alokasi: berapa untuk domestik, berapa untuk ekspor; berapa untuk pupuk, industri, listrik, dan sebagainya.

Padahal persoalan kita sudah jauh lebih kompleks.

Yang diperlukan sekarang adalah arsitektur gas nasional.

Sumber gas di Natuna, Andaman, Kalimantan, Papua atau Masela harus dipandang sebagai satu sistem bersama dengan LNG plant, FSRU, receiving terminal, kapal LNG, ORU, jaringan pipeline dan pusat-pusat permintaan.

Dengan perspektif seperti itu, pertanyaan kita berubah.

Bukan lagi sekadar: "Berapa gas yang tersedia?"

Tetapi: "Gas itu berada di mana, siapa yang membutuhkan, kapan dibutuhkan, berapa volumenya, bagaimana mengangkutnya, dan berapa delivered cost-nya?"

Itulah sesungguhnya esensi tata kelola gas.

Right Molecule, Right Infrastructure, Right Market

Dari paparan PLN tersebut saya melihat satu pesan yang sangat kuat.

Ketahanan energi tidak bisa dibangun hanya dengan memiliki cadangan gas di dalam tanah.

Cadangan itu harus diproduksikan.

Produksi harus memiliki pembeli.

Pembeli harus mempunyai infrastruktur.

Infrastruktur harus tersedia ketika gas mulai mengalir.

Dan seluruh rantai tersebut harus menghasilkan harga listrik yang masih terjangkau masyarakat.

Karena itu, menurut saya strategi LNG Indonesia ke depan harus berangkat dari prinsip: Right Molecule; Right Infrastructure; Right Market; dan Right Timing.

PLN mempunyai posisi yang sangat strategis dalam arsitektur tersebut. Dengan kebutuhan gas yang diproyeksikan mencapai 2.490 BBTUD pada 2034, dengan sekitar 67% dipenuhi melalui LNG dan kebutuhan sekitar 214 kargo per tahun, PLN berpotensi menjadi anchor buyer yang membantu menciptakan kepastian pasar bagi pengembangan lapangan-lapangan gas Indonesia.

Pada akhirnya, energy security bukan soal memiliki energi sebanyak-banyaknya.

Ia adalah kemampuan menghadirkan energi di tempat yang tepat, pada waktu yang tepat, dalam jumlah yang tepat, dan dengan harga yang tepat.

Dan di tengah geopolitik dunia yang semakin sulit diprediksi, kemampuan itulah yang akan menentukan apakah Indonesia sekadar memiliki sumber daya gas—atau benar-benar mempunyai ketahanan energi nasional.

---------

Palembang, selepas Dhuha

Kamis, 20 Agustus 2026

.