Catatan: Ini adalah pendapat pribadi penulis dan tidak mencerminkan pandangan penulis tentang UMBBIZHF NEWS
Meskipun keseimbangan gas nasional disebut sebagai surplus, keseimbangan gas di beberapa daerah seperti Wilayah I (ACE, Sumatra Utara). II (Sumatra Tengah, Kepulauan Riau dan Jawa Barat) dan III (Central -java) telah benar -benar melaporkan kekurangan. Berdasarkan perhitungan kertas, defisiensi dapat ditutup menggunakan pasokan gas dari IV (Java Timur). Ada surplus yang diproduksi oleh V (Kalimantan, Bali) dan Wilayah V (Papua, Sulawesi, Natuna).
Namun, ketika implementasi operasional teknis untuk menutupi defisit gas di beberapa area ini tidak sesederhana perhitungan kertas. Ini relatif berbeda dari minyak, ketersediaan infrastruktur adalah kunci untuk penggunaan produksi gas nasional.
Sebagai indikasi, karena ketersediaan infrastruktur tetap menjadi batas, pengguna gas tidak dapat menggunakan surplus gas di Jawa Timur di Jawa Barat yang menderita karena menawarkan kekurangan.
Selain masalah infrastruktur terbatas, keseimbangan pre -empt dari keseimbangan gas di beberapa daerah di mana surplus produksi dapat menjadi hambatan bagi upaya untuk menutupi pasokan gas alam untuk defisiensi.
Di tahun -tahun mendatang diharapkan bahwa permintaan gas dari daerah yang diproduksi hari ini akan terus meningkat. Sementara produksi gas diperkirakan akan terus menurun di area ini.
Persyaratan ketentuan untuk meningkatkan konsumsi gas untuk rumah tangga memiliki potensi untuk mengkonsumsi gas untuk setiap area untuk mengkonsolidasikan dan memprioritaskan pasokan gas alam untuk area masing -masing. Sebelumnya, distribusi produksi gas nasional lebih besar untuk keperluan ekspor, pada tahun 2024 dari 3.881 BBTUD atau sekitar 67 % dari produksi gas nasional digunakan untuk memenuhi persyaratan rumah tangga.
Dari elemen volume, penyediaan LNG dapat menjadi solusi untuk menutupi defisit pasokan gas dan menyelesaikan masalah ketersediaan infrastruktur gas terbatas. Produksi gas di daerah dengan surplus dapat dikonversi menjadi LNG sehingga dapat lebih fleksibel untuk didistribusikan dan digunakan oleh area lain yang menderita kekurangan pasokan gas.
Penggunaan LNG dapat menjadi salah satu pilihan untuk memenuhi kebutuhan gas nasional, terutama untuk daerah dengan masalah infrastruktur dan/atau kekurangan keseimbangan gas. Jika setiap area dengan surplus produksi memilih pasokan gas yang sesuai dan memberikan prioritas pada area masing -masing, impor lahan dapat menjadi pilihan untuk area dengan pasokan gas.
Sementara volume dapat menjadi solusi untuk masalah defisit gas di beberapa daerah, harga dan daya beli pengguna gas alam cenderung berurusan dengan penggunaan LNG. Sampai saat ini, konsumen atau pengguna gas di Indonesia telah digunakan dengan harga pipa gas yang relatif lebih murah. Data juga menunjukkan bahwa harga jaringan pipa di Indonesia terdaftar sebagai salah satu liburan termurah di wilayah Asia Tenggara.
Berdasarkan data yang ada, hari ini harga gas penerima HGBT adalah sekitar $ 6,5 – $ 7 per mmbtu. Sementara itu, harga tabung untuk non-HGBT adalah sekitar $ 9-10 per mmbtu. Secara umum dan hampir pasti, harga gas yang digunakan oleh NGL akan lebih mahal daripada harga gas pipa non -HGBT, terutama dibandingkan dengan harga tabung untuk penerima HGBT.
Harga penjualan gas biasanya menggunakan unit USD per MMBTU di negara yang diperoleh dari Formula LNG: Slope 17,40 % *ICP + Alpha.
Berdasarkan jenis harga, jika harga rata -rata Indonesia (ICP) adalah sekitar $ 80 per barel, harga jual gas di negara yang diterima dari LNG akan berada di area 17,87 USD per MMBTU. Jika ICP rata -rata meningkat menjadi $ 100 per barel, harga jual gas yang diterima dari LNG hingga kisaran $ 21,35 per mmbtu akan meningkat. Harga ini tidak termasuk Pajak Pertambahan Nilai (PPN).
Dengan asumsi bahwa sebagian besar harga tabung di Indonesia tidak diindeks dengan harga minyak atau ICP, semakin tinggi harga minyak, harga jual antara pipa gas dan gas yang diperoleh dari LNG yang lebih tinggi.
Jika ICP rata-rata mencapai 100 USD per barel, perbedaan harga jual antara pipa gas non-HGBT dan gas yang diterima dari LNG mencapai luas $ 11,35-12,35 per MMBTU. Ketidakseimbangan harga akan lebih tinggi dari harga jual gas HGBT untuk HGBT antara 14,35 – 14,85 per mmbtu.
Jika rata -rata ICP mencapai baris $ 100 per barel, harga gas alam yang harus dibayar oleh pelanggan menggunakan gas alam dari sumber LNG dapat mencapai kisaran 137 % lebih mahal daripada harga pipa gas non -HGBT dan 228 % lebih mahal daripada harga pipa gas HGBT. Potensi dalam situasi ini telah terjadi di tahun -tahun mendatang sampai beberapa cadangan gas telah diproduksi dalam beberapa tahun terakhir.
Tren peningkatan konsumsi gas di negara ini, meskipun ketersediaan masih dibatasi oleh infrastruktur gas, posisi antara sumber produksi dan pengguna gas tidak sama dan ada defisit pasokan gas di beberapa daerah, sehingga ada kebutuhan mendesak untuk menggunakan LNG. Penggunaan LNG akan menawarkan manfaat yang lebih luas jika paralel dengan negara pada khususnya
Kebijakan HGBT. Kebijakan harga gas alam dipertahankan gratis untuk beberapa pengguna dan pengguna gas lainnya harus membayar sekitar 228 % lebih mahal, serta masalah dengan aspek keadilan, ia juga dapat mengancam kelayakan kegiatan bisnis nasional.
Jika tidak ada peningkatan kebijakan langsung, perubahan dalam rezim Indonesia sebagai salah satu negara dengan harga gas termurah di Asia Tenggara untuk menjadi negara dengan harga gas paling mahal di Asia Tenggara, tetapi waktu dasar. (Miq/miq)
