Eskalasi konflik di Timur Tengah yang melibatkan Iran, Israel, dan Amerika Serikat kini merembet ke sektor energi global, khususnya pasar gas alam cair atau LNG. Gangguan signifikan pada fasilitas utama seperti South Pars di Iran dan Ras Laffan di Qatar telah memicu kekhawatiran serius terkait stabilitas pasokan energi dunia. Situasi ini tidak hanya menyebabkan penurunan volume ekspor, tetapi juga mengganggu alur logistik maritim yang menjadi urat nadi perdagangan energi global, termasuk bagi Indonesia.
Selat Hormuz, yang menjadi jalur strategis bagi sekitar 110 miliar meter kubik (bcm) LNG per tahun atau mencakup 20 persen dari total perdagangan LNG dunia, kini berada dalam kondisi rawan. Sepanjang periode Maret hingga April, wilayah ini mengalami kehilangan pasokan sekitar 20 bcm dari Qatar dan Uni Emirat Arab. Situasi semakin diperkeruh dengan lambatnya pemulihan operasional yang berpotensi menyebabkan tambahan kehilangan pasokan hingga 10 bcm, yang pada akhirnya memicu volatilitas harga di pasar internasional.
Dampak dari gangguan ini paling terasa di kawasan Asia, yang menjadi pasar utama bagi LNG Timur Tengah. Data menunjukkan impor LNG Asia merosot ke level terendah dalam tiga tahun terakhir. Sebagai respons atas kelangkaan pasokan, harga gas di pasar spot mengalami lonjakan tajam. Harga acuan LNG Asia atau Japan Korea Marker (JKM) melonjak lebih dari 60 persen. Jika pada awal 2026 harga JKM berada di kisaran 9 hingga 11,5 dolar AS per MMBTU, kini harganya meroket ke angka 15 hingga 19 dolar AS per MMBTU, bahkan sempat menyentuh level tertinggi di angka 22,3 dolar AS per MMBTU akibat eskalasi ketegangan.
Negara-negara di kawasan ASEAN pun tak luput dari imbas kenaikan harga gas global. Mengingat sebagian besar negara tetangga menerapkan mekanisme harga pasar, beban kenaikan harga LNG langsung terdistribusi ke sektor industri domestik mereka. Sebagai gambaran, harga gas industri di Filipina kini menyentuh 28,50 dolar AS per MMBTU, Vietnam mencapai 27,81 dolar AS per MMBTU, sementara Singapura berada di rentang 40 hingga 48 dolar AS per MMBTU.
Dalam konteks ini, harga gas industri di Indonesia sebenarnya masih berada pada level yang relatif kompetitif dibandingkan negara-negara tetangga. Meskipun demikian, kenaikan harga tetap terjadi secara signifikan. Untuk sektor industri non-Harga Gas Bumi Tertentu (HGBT) yang berbasis LNG, harga gas di Indonesia kini berada di kisaran 21 hingga 25 dolar AS per MMBTU, naik dari posisi sebelumnya yang berada di angka 14,9 dolar AS per MMBTU. Peningkatan ini merupakan konsekuensi ekonomi yang sulit dihindari karena Indonesia saat ini masih mengandalkan kombinasi gas pipa sebesar 79 persen dan regasifikasi LNG sebesar 21 persen dalam struktur pasokan energinya.
Secara teknis, harga gas berbasis LNG memang memiliki biaya yang lebih tinggi dibandingkan gas pipa karena adanya beban tambahan yang diatur dalam Permen ESDM No. 15 Tahun 2022. Komponen biaya ini mencakup pengangkutan, penyimpanan, hingga proses regasifikasi. Mengingat karakteristik geografis Indonesia sebagai negara kepulauan, biaya distribusi LNG dari kilang di wilayah Timur, seperti Tangguh di Papua atau Bontang di Kalimantan, menuju pusat-pusat industri di Jawa Barat membutuhkan biaya tambahan sekitar 4 hingga 8 dolar AS per MMBTU.
Di tengah lonjakan harga ini, muncul kekhawatiran mengenai dampaknya terhadap daya saing industri nasional. Namun, merujuk pada kajian ReforMiner, harga gas hanyalah satu dari 15 faktor yang menentukan daya saing industri. Secara fundamental, daya saing sektor industri lebih banyak dipengaruhi oleh strategi industrial, permintaan pasar, serta elemen sumber daya. Data Badan Pusat Statistik tahun 2025 bahkan menunjukkan bahwa porsi biaya bahan bakar, pelumas, dan tenaga listrik dalam struktur biaya input produksi rata-rata hanya berkisar 6,35 persen.
Sebaliknya, komponen terbesar dalam biaya produksi industri justru didominasi oleh bahan baku dan penolong, yang mencapai 64,60 hingga 96,76 persen tergantung pada jenis industrinya. Fakta ini menegaskan bahwa tidak semua industri yang mendapatkan fasilitas HGBT memiliki ketergantungan biaya gas yang masif. Sebagai contoh, porsi biaya gas dalam struktur input produksi industri oleokimia hanya sekitar 3,30 persen, sarung tangan karet 7 hingga 14 persen, serta industri kaca sebesar 16 persen.
Pemerintah sendiri telah mengambil langkah mitigasi untuk menjaga keberlangsungan industri di tengah tekanan harga global. Upaya tersebut mencakup instruksi kepada pemasok gas agar tetap menjaga harga bagi industri penerima fasilitas HGBT, sekaligus membatasi penyesuaian harga bagi industri non-HGBT. Meski demikian, efektivitas langkah ini sangat bergantung pada kapasitas fiskal APBN dan kesehatan keuangan badan usaha pemasok gas.
Untuk jangka pendek, pemerintah dapat mempertimbangkan fleksibilitas kontrak penjualan gas, seperti relaksasi ketentuan take-or-pay atau penjadwalan ulang penyerapan gas sesuai kebutuhan operasional perusahaan. Alternatif lain adalah memberikan insentif fiskal langsung, seperti relaksasi PPh Badan, penundaan pajak daerah, atau pemberian diskon tarif listrik melalui PLN. Pendekatan ini dinilai lebih efektif untuk mengurangi tekanan biaya produksi tanpa harus membebani pemasok gas atau APBN secara berlebihan.
Ke depannya, pembenahan tata kelola gas nasional menjadi prioritas mutlak untuk menciptakan stabilitas jangka panjang. Hal ini mencakup evaluasi alokasi gas agar lebih tepat sasaran, peningkatan produksi gas domestik, serta percepatan pembangunan infrastruktur gas yang memadai. Selain itu, pembentukan Agregator Gas Nasional sebagai badan penyangga tunggal perlu segera direalisasikan untuk mengelola portofolio pasokan gas domestik dengan lebih efisien. Dengan perbaikan fundamental di sektor hulu, midstream, hingga hilir, diharapkan industri nasional dapat lebih tangguh menghadapi fluktuasi harga energi global di masa depan.
