Emitenhub.com - Kebijakan pemerintah memangkas ekspor gas pipa ke Singapura sebesar 31 miliar British thermal unit per hari (BBtud) berpotensi menekan profitabilitas sejumlah perusahaan migas Indonesia. PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGAS) dan PT Medco Energi Internasional Tbk (MEDC) menjadi dua emiten yang menghadapi risiko penurunan margin akibat peralihan pasokan gas ke pasar domestik.
Pengamat komoditas sekaligus pendiri Traderindo, Wahyu Tribowo Laksono, menilai pengurangan ekspor dari wilayah Natuna dan Sumatra merupakan konsekuensi meningkatnya kebutuhan gas untuk pembangkit listrik dan industri dalam negeri.
Namun, perbedaan harga jual gas ekspor dan domestik berpotensi memengaruhi pendapatan perusahaan yang sebelumnya memperoleh harga lebih tinggi dari pasar Singapura.
Wahyu menyebut tiga perusahaan yang perlu mencermati dampak kebijakan tersebut, yakni PGN, Medco Energi, dan PetroChina International Jabung Ltd.
Margin PGAS Terancam, EBITDA Migas MEDC Berisiko Turun
Bagi PGN, pengalihan pasokan gas pipa ke pelanggan domestik berpotensi mengurangi keuntungan dari aktivitas niaga gas.
Wahyu menjelaskan bahwa penjualan gas ke Singapura selama ini memberikan margin yang lebih tinggi karena menggunakan harga komersial berdenominasi dolar AS.
Sementara itu, penjualan kepada sejumlah industri dalam negeri mengikuti kebijakan Harga Gas Bumi Tertentu (HGBT) yang berada pada kisaran US$6 hingga US$7 per MMBtu.
"Pendapatan kotor segmen niaga PGN berpotensi terkoreksi karena hilangnya premi harga ekspor, meski volume fisik distribusi gas PGN secara keseluruhan dapat terjaga stabil atau naik tipis berkat penyerapan pasar lokal," ujar Wahyu, Kamis (29/10/2026).
Menurutnya, permintaan gas dari pembangkit listrik, industri pupuk, serta kawasan industri di Batam dan Jawa Barat masih dapat mendukung volume penyaluran PGN.
Meski demikian, peningkatan penyerapan domestik belum tentu mampu menggantikan margin yang sebelumnya diperoleh dari penjualan ekspor.
Wahyu menilai tekanan tersebut dapat berlanjut apabila tidak disertai penyesuaian kebijakan yang mendukung keekonomian distribusi gas, termasuk kompensasi bagian negara di sektor hulu maupun pengembangan jaringan transmisi.
Sementara itu, MEDC menghadapi risiko penurunan arus kas dari kegiatan produksi gas, khususnya pada Blok Corridor dan South Natuna Sea Block B.
Harga gas yang dijual melalui pipa ke Singapura secara historis berada pada kisaran US$9 hingga US$12 per MMBtu. Angka tersebut lebih tinggi dibandingkan harga penjualan domestik sekitar US$6 hingga US$7,5 per MMBtu.
Berdasarkan selisih harga tersebut, Wahyu memperkirakan EBITDA segmen migas Medco berpotensi turun sekitar 10 hingga 15 persen.
Namun, dampak kebijakan tersebut dinilai dapat diredam oleh struktur kontrak baru Blok Corridor yang menggunakan skema gross split, serta peningkatan porsi penjualan domestik yang telah masuk dalam rencana jangka panjang perusahaan.
Untuk menjaga kinerja, Wahyu menilai MEDC dapat mengoptimalkan belanja modal pada kegiatan pengeboran minyak, mengembangkan bisnis energi terbarukan melalui Medco Power, dan mempercepat penerimaan dividen dari PT Amman Mineral Internasional Tbk (AMMN).
Medco juga dinilai dapat mengupayakan penyesuaian harga penjualan gas domestik di luar skema HGBT melalui pembahasan dengan SKK Migas.
Wahyu menyebut harga domestik di atas US$7,5 per MMBtu dapat menjadi salah satu opsi untuk menjaga keekonomian lapangan gas yang terdampak pengalihan pasokan.
PetroChina Hadapi Risiko Produksi, Pemerintah Sebut Kontrak Tetap Dipenuhi
Selain kedua emiten tersebut, PetroChina International Jabung berpotensi mengalami penurunan harga jual rata-rata gas akibat berkurangnya alokasi ekspor.
Meski demikian, kegiatan usaha di Wilayah Kerja Jabung masih didukung penjualan kondensat dan liquefied petroleum gas (LPG) dari fasilitas pengolahan Betara.
Wahyu mengingatkan bahwa pengalihan pasokan ke pasar domestik juga membawa risiko operasional apabila kemampuan penyerapan pembeli lokal tidak sesuai dengan volume produksi.
Dalam kondisi tersebut, operator dapat menghadapi kebutuhan penyesuaian produksi untuk menjaga keseimbangan tekanan pada jaringan pipa.
Kebijakan pengurangan ekspor juga berpotensi memengaruhi keputusan investasi pada lapangan gas marginal yang memiliki biaya pengembangan relatif tinggi.
Tanpa harga domestik yang memadai atau dukungan insentif fiskal, Wahyu menilai perusahaan dapat lebih memprioritaskan produksi dari lapangan yang sudah beroperasi dibandingkan mengembangkan cadangan baru.
Di sisi pemerintah, Menteri Koordinator Bidang Hilirisasi dan Transisi Energi sekaligus Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Bahlil Lahadalia menegaskan pemangkasan ekspor gas ke Singapura tidak melanggar perjanjian yang berlaku.
Dalam konferensi pers pada Senin (26/10/2026), Bahlil menjelaskan bahwa pengurangan sebesar 31 BBtud setara sekitar 8 persen dari total ekspor gas pipa Indonesia ke Singapura.
Menurutnya, volume tersebut masih berada dalam batas pengurangan yang diperbolehkan berdasarkan ketentuan minimum pasokan dalam kontrak jangka panjang.
"Jadi, sekalipun terjadi pemotongan tidak kita melanggar aturan karena masih di dalam batas minimal ekspor," ujar Bahlil.
Bahlil menyatakan pemerintah tetap menghormati komitmen internasional, tetapi pemenuhan kebutuhan energi nasional menjadi prioritas sepanjang tidak bertentangan dengan ketentuan kontrak.
Ia juga membuka kemungkinan dialog dengan Singapura apabila muncul persoalan terkait pelaksanaan perjanjian ekspor gas.
Dengan perubahan alokasi tersebut, perusahaan migas yang memiliki eksposur terhadap pasar Singapura menghadapi tantangan menjaga keseimbangan antara volume penjualan, harga jual gas, dan profitabilitas.
Bagi PGAS dan MEDC, besarnya dampak terhadap kinerja keuangan masih bergantung pada komposisi penjualan, harga gas domestik, serta kemampuan perusahaan menyesuaikan kegiatan operasionalnya.
