## I. Sebuah Janji yang Berulang

Pada 6 Februari 2026, di Tanjung Enim, Sumatera Selatan, Presiden Prabowo Subianto meletakkan batu pertama untuk enam proyek hilirisasi nasional. Salah satu yang paling disorot adalah proyek gasifikasi batubara menjadi *Dimethyl Ether* (DME) — sebuah senyawa kimia yang dipromosikan pemerintah sebagai pengganti *Liquefied Petroleum Gas* (LPG) impor yang setiap tahun membebani neraca perdagangan Indonesia dengan tagihan miliaran dolar.

Bagi siapa pun yang mengikuti perjalanan industri ekstraktif Indonesia satu dekade terakhir, *groundbreaking* itu menyimpan ironi yang sulit diabaikan. Proyek yang sama, di lokasi yang sama, telah diresmikan dengan upacara serupa pada Januari 2022 oleh Presiden Joko Widodo. Saat itu, mitranya adalah Air Products & Chemicals Inc., raksasa gas industri asal Amerika Serikat yang membawa serta teknologi dan komitmen investasi sekitar USD 2,1 miliar. Empat belas bulan kemudian, pada Maret 2023, Air Products mengundurkan diri. Proyek mati suri. Lahan yang sudah dibersihkan kembali ditumbuhi semak. Tim teknis dibubarkan. Dan dalam diam, Indonesia kembali ke posisi awal — sebuah ekonomi yang menghasilkan ratusan juta ton batubara setiap tahun namun nyaris seluruhnya diekspor atau dibakar di pembangkit listrik tanpa proses nilai tambah yang berarti.

Tiga tahun kemudian, proyek itu dihidupkan lagi. Kali ini dengan investor baru — kabarnya dari Tiongkok atau Eropa, dengan dukungan Danantara, lembaga pengelola investasi yang dipimpin langsung oleh Rosan Roeslani selaku Menteri Investasi dan Hilirisasi. Pemerintah menjanjikan 18 proyek hilirisasi yang seluruhnya akan memulai konstruksi sepanjang Januari hingga Maret 2026. Skala ambisinya besar; demikian pula riwayat kekecewaannya.

Pertanyaan yang patut diajukan bukan apakah Indonesia bisa melakukan hilirisasi batubara — secara teknis, jawabannya jelas: bisa. Tiongkok telah membuktikannya pada skala raksasa. Afrika Selatan telah mengoperasikan kompleks gasifikasi batubara terbesar di dunia selama lebih dari empat dekade. Pertanyaannya adalah: dalam kondisi cadangan, struktur biaya, lanskap teknologi, dan konstelasi geopolitik energi seperti yang dihadapi Indonesia hari ini, apakah hilirisasi batubara merupakan langkah ekonomis yang masuk akal, atau sekadar penundaan elegan terhadap pertanyaan yang lebih mendasar — apa yang sebenarnya harus dilakukan dengan 25 miliar ton batubara berkalori rendah yang tersisa di perut Sumatera dan Kalimantan?

Tulisan ini berusaha menjawab pertanyaan tersebut dengan membaca data cadangan terbaru, membandingkan trayektori industri di Indonesia dengan tiga pembanding yang sering disebut (Tiongkok, Afrika Selatan, India), dan mengurai lima tantangan struktural yang menentukan apakah upaya kali ini akan berakhir berbeda dari yang sebelumnya.

## II. Anatomi Cadangan: Mengapa Hilirisasi Tiba-tiba Mendesak

Untuk memahami mengapa hilirisasi batubara menjadi agenda yang begitu sering disebut dalam tiga tahun terakhir, perlu dipahami terlebih dahulu apa yang sebenarnya tersisa di tanah Indonesia.

Berdasarkan Keputusan Menteri ESDM Nomor 228.K/MB.03/MEM.G/2025 tentang Neraca Sumber Daya dan Cadangan Mineral dan Batubara Nasional, total cadangan batubara Indonesia per Desember 2024 mencapai 31,95 miliar ton. Angka ini sedikit lebih tinggi dibandingkan 31,71 miliar ton pada 2023, namun komposisi internalnya menunjukkan tren yang mengkhawatirkan: cadangan kalori tinggi (di atas 7.000 kkal/kg) justru menurun dari 3,54 miliar ton ke 3,35 miliar ton dalam setahun, sementara batubara kalori rendah (di bawah 5.600 kkal/kg) naik dari 23,7 miliar ton ke 24,05 miliar ton. Dengan kata lain, eksplorasi baru menambahkan stok ke kategori kualitas yang paling rendah, sementara stok kualitas tertinggi terus terkuras.

Direktur Pembinaan Pengusahaan Batubara Kementerian ESDM, Surya Herjuna, menggambarkan situasinya dengan blak-blakan dalam diskusi industri pada Mei dan November 2025: 73 persen cadangan nasional adalah batubara kalori rendah, hanya 5 persen yang masuk kategori kalori tinggi, dan 8 persen kalori menengah. Sumber daya nasional yang lebih luas — mencakup deposit yang belum terverifikasi secara ekonomi — bahkan menunjukkan komposisi yang lebih timpang: dari total 97,96 miliar ton sumber daya batubara, sebanyak 67,33 miliar ton (sekitar 69 persen) adalah kalori rendah.

Implikasi dari struktur cadangan ini bersifat fundamental, bukan kosmetik. Batubara kalori tinggi adalah komoditas yang paling diminati pasar ekspor — Jepang, Korea Selatan, dan beberapa pembangkit listrik di Eropa secara historis menyerap volume signifikan dengan harga premium. Batubara kalori rendah, sebaliknya, memiliki pasar ekspor yang jauh lebih terbatas. India menggunakannya untuk *blending* dengan batubara domestik yang berkadar abu tinggi. Bangladesh, Sri Lanka, dan Vietnam menyerapnya untuk pembangkit listrik mereka. Tetapi pada harga yang biasanya jauh di bawah pasar batubara termal premium, dan dengan biaya logistik yang relatif lebih tinggi karena densitas energinya yang rendah.

Pelaksana Tugas Direktur Eksekutif Asosiasi Pertambangan Batubara Indonesia (APBI), Gita Mahyarani, menegaskan dimensi pasar ini ketika menyatakan bahwa pasar batubara global tengah menantang sepanjang awal 2025 — Tiongkok dan India, dua pembeli terbesar batubara Indonesia, justru menggenjot produksi domestik mereka sendiri. Realisasi produksi batubara Indonesia Januari–September 2025 hanya mencapai 584,17 juta ton, jauh dari target 739,67 juta ton. Sebuah penurunan permintaan yang struktural, bukan siklikal.

Maka muncullah logika ekonomi yang mendorong hilirisasi: jika 65 persen lebih cadangan adalah kalori rendah, jika pasar ekspor untuk kalori rendah semakin tipis, dan jika cadangan kalori tinggi yang menopang pendapatan ekspor justru sedang menyusut, satu-satunya cara untuk mempertahankan nilai dari aset tambang adalah dengan mengubahnya menjadi sesuatu selain batubara — menjadi metanol, DME, urea, amonia, atau olefin yang memiliki pasar lebih stabil dan harga jual lebih tinggi.

Logika ini sebenarnya tidak baru. Pemerintah telah merumuskannya setidaknya sejak 2018, ketika Kementerian ESDM mulai memasukkan hilirisasi batubara ke dalam *Roadmap* Energi Nasional. Yang baru adalah urgensinya. Dalam tiga tahun terakhir, ketika produksi global mulai jenuh dan harga kembali tertekan, hilirisasi berubah dari pilihan strategis menjadi keniscayaan yang dibungkus retorika nasionalisme ekonomi. Pertanyaannya, sebagaimana akan kita lihat, adalah apakah urgensi politik itu sejalan dengan urgensi yang dibutuhkan oleh struktur biaya industri itu sendiri.

## III. Tiga Cermin: Bagaimana Negara Lain Menjalankan Hilirisasi Batubara

Hilirisasi batubara bukan eksperimen tanpa preseden. Dunia telah memiliki tiga model besar yang berjalan dalam skala komersial selama beberapa dekade. Masing-masing menawarkan pelajaran berbeda — dan tidak selalu menggembirakan — tentang apa yang sebenarnya dibutuhkan agar industri ini bisa berdiri sendiri secara ekonomis.

### A. Tiongkok: Skala sebagai Pertahanan Strategis

Tiongkok adalah satu-satunya negara di dunia yang berhasil mengubah hilirisasi batubara menjadi pilar struktural industri kimianya. Data dari analis industri Blooming Global pada 2024 menunjukkan kapasitas total konversi batubara nasional Tiongkok mencapai 315 juta ton setara batubara standar per tahun. Pada level produk, batubara mendominasi 78 persen produksi amonia nasional, 84 persen produksi metanol, 27 persen olefin, dan 34 persen etilen glikol. Sebuah dominasi yang tidak mungkin dicapai tanpa kebijakan industri jangka panjang yang konsisten dan investasi infrastruktur dalam skala yang sulit dibayangkan di tempat lain.

Geografi industri ini juga tidak acak. Empat klaster utama — Ordos di Mongolia Dalam, Yulin di Shaanxi, Ningdong di Ningxia, dan Zhungeer di Xinjiang — dibangun di atas titik temu antara cadangan batubara yang melimpah, lahan industri yang luas, dan dukungan kebijakan provinsial yang agresif. Di Ordos, batubara dipanaskan hingga 1.300 derajat Celsius untuk menghasilkan *syngas*, yang kemudian dikonversi menjadi metanol dan olefin — bahan baku plastik yang menjadi tulang punggung industri manufaktur Tiongkok. Pada akhir Juli 2025, margin produksi olefin berbasis batubara mencapai USD 112–126 per ton, sementara rute petrokimia berbasis nafta justru rugi USD 28 per ton — sebuah konfigurasi harga yang membuat batubara, untuk sementara waktu, menjadi bahan baku petrokimia yang paling kompetitif di dunia.

Studi kasus yang paling instruktif barangkali adalah proyek Shenhua Baotou Coal-to-Olefins Phase II, yang mulai beroperasi penuh pada April 2025. Fasilitas ini terdiri dari tiga lini produksi metanol berkapasitas 2,2 juta ton per tahun, tiga unit *Methanol-to-Olefin* berkapasitas 1 juta ton per tahun, serta fasilitas hidrogen hijau terintegrasi. Yang patut dicatat: proyek ini mencapai tingkat lokalisasi peralatan dan material inti lebih dari 98 persen. Ini bukan sekadar angka kebanggaan industri; ini adalah indikator bahwa Tiongkok telah melewati fase ketergantungan teknologi — fase yang masih dilalui Indonesia dengan susah payah.

Bagaimana Tiongkok bisa sampai di titik ini? Jawabannya bersifat multi-dimensi. Pertama, ada kepentingan keamanan energi yang sangat akut: Tiongkok adalah importir minyak terbesar dunia, dan konversi batubara menjadi cairan, gas, dan bahan kimia adalah strategi diversifikasi yang dibingkai dalam doktrin “kemandirian energi.” Kedua, ada subsidi struktural yang konsisten — baik dalam bentuk harga batubara yang dikendalikan untuk industri petrokimia, pembiayaan murah dari bank-bank negara, maupun fasilitas pajak di kawasan ekonomi khusus. Ketiga, ada pasar domestik yang sangat besar untuk produk turunan: Tiongkok adalah konsumen terbesar dunia untuk hampir setiap produk yang dihasilkan dari rute coal-to-chemicals, sehingga risiko pasar relatif rendah. Keempat, ada kebijakan industri terpadu yang membangun klaster terintegrasi — dari tambang ke gasifikasi ke pabrik kimia hilir — dalam satu kawasan, sehingga biaya logistik bisa ditekan secara dramatis.

Indonesia tidak memiliki satu pun dari keempat kondisi ini dalam skala yang setara. Cadangan batubara Indonesia adalah seperdelapan cadangan Tiongkok, pasar domestik untuk produk hilir jauh lebih kecil, dukungan pembiayaan negara terbatas, dan klaster industri terintegrasi belum terbentuk. Ini bukan berarti Indonesia tidak bisa melakukan hilirisasi — tetapi berarti model Tiongkok tidak bisa direplikasi begitu saja sebagai *template*. Skala adalah kondisi yang membuat ekonomi industri ini berjalan; tanpa skala, biaya per unit produksi akan selalu menjadi titik lemah.

### B. Afrika Selatan: Pelajaran tentang Ketergantungan Jangka Panjang

Jika Tiongkok adalah model skala, Afrika Selatan adalah model anomali historis yang sulit ditiru. Perusahaan Sasol, yang didirikan pada 1950 sebagai *South African Coal, Oil and Gas Corporation*, mengoperasikan kompleks Secunda di provinsi Mpumalanga — fasilitas konversi batubara-ke-cairan komersial terbesar di dunia, dengan kapasitas sekitar 160.000 barel setara minyak per hari dan konsumsi sekitar 40 juta ton batubara kualitas rendah per tahun.

Pada masa puncaknya, Sasol Secunda memenuhi sekitar 30 persen kebutuhan bensin dan diesel Afrika Selatan. Sebuah pencapaian teknologi yang luar biasa — namun harus dipahami dalam konteks historisnya. Secunda dibangun pada awal 1980-an dengan investasi yang dalam nilai dolar 2022 setara dengan sekitar USD 19 miliar, di tengah rezim apartheid yang menghadapi embargo minyak internasional. Sasol adalah anak dari kebijakan industri yang sangat spesifik: keamanan energi sebagai prioritas absolut, dukungan negara yang nyaris tanpa batas, dan eksternalisasi penuh terhadap biaya lingkungan dan sosial. Tanpa konfigurasi politik tersebut, proyek seukuran Secunda mustahil dibiayai secara komersial.

Dan inilah pelajaran yang lebih dalam dari Sasol — pelajaran yang jarang muncul dalam wacana hilirisasi Indonesia. Fasilitas Secunda saat ini adalah salah satu sumber emisi karbon tunggal terbesar di dunia, menyumbang sekitar 50 juta ton CO₂ langsung per tahun. Sasol secara keseluruhan menyumbang sekitar 11 persen emisi gas rumah kaca nasional Afrika Selatan, kedua setelah perusahaan listrik negara Eskom. Pada 2023, Sasol mengambil *impairment* sebesar ZAR 35 miliar (sekitar USD 1,9 miliar) terhadap fasilitas Secunda — pengakuan akuntansi atas fakta bahwa nilai jangka panjang aset ini telah turun secara signifikan karena tekanan dekarbonisasi global. Analis industri menggambarkan Sasol sebagai “perusahaan dalam tekanan” yang membutuhkan intervensi pemerintah yang strategis untuk mengelola “tahun-tahun senja” Secunda secara berkelanjutan.

Ada beberapa pelajaran konkret dari trajektori Sasol yang relevan untuk Indonesia. Pertama, hilirisasi batubara dalam skala besar membutuhkan harga minyak global yang tinggi untuk tetap kompetitif — model bisnis Sasol mulai tertekan ketika harga Brent turun di bawah USD 60 per barel. Kedua, eksternalitas lingkungan yang awalnya bisa diabaikan secara akuntansi pada akhirnya akan dipulangkan oleh pasar dan regulator dalam bentuk pajak karbon, *carbon border adjustment*, dan tekanan pemegang saham institusional. Ketiga, infrastruktur sebesar Secunda menciptakan ketergantungan struktural pada batubara yang sulit dibalikkan — Afrika Selatan kini menghadapi dilema bahwa menutup Secunda akan menghancurkan basis industri petrokimianya, tetapi mempertahankannya berarti melanggar komitmen iklim.

Bagi Indonesia, yang baru memulai dengan tabula rasa relatif, peluangnya sekaligus risikonya: bisa membangun lebih bijak dengan pelajaran dari Sasol, atau bisa mengulang siklus ketergantungan yang sama dengan skala yang lebih kecil dan masa pakai yang jauh lebih pendek.

### C. India: Pelajaran tentang Eksekusi yang Tertunda

India barangkali adalah pembanding yang paling relevan secara struktural. Seperti Indonesia, India memiliki cadangan batubara yang besar (sekitar 300 miliar ton), ketergantungan impor energi yang signifikan, dan ambisi nasionalisme ekonomi yang kuat. Perdana Menteri Narendra Modi meluncurkan *National Coal Gasification Mission* pada 2021 dengan target ambisius: 100 juta ton kapasitas gasifikasi batubara pada 2030.

Lima tahun setelah peluncuran misi tersebut, realisasinya jauh dari target. Kesepakatan sewa lahan untuk proyek gasifikasi batubara pertama yang sepenuhnya menggunakan teknologi dalam negeri baru ditandatangani pada awal 2026 di Odisha — dan proyek tersebut diperkirakan baru mulai operasi dua tahun kemudian. Global Coal Exit List 2024 mencatat ada 14 proyek gasifikasi batubara dalam tahap perencanaan di India, terbesar kedua setelah Tiongkok yang memiliki 21 proyek dalam pipeline.

Kendala India bersifat teknis dan struktural. Batubara India memiliki kandungan abu yang sangat tinggi — sering kali di atas 40 persen — sementara teknologi gasifikasi komersial umumnya dirancang untuk batubara dengan abu di bawah 25 persen. Ini berarti teknologi impor dari Tiongkok atau Eropa harus dimodifikasi secara signifikan, atau dikembangkan teknologi domestik yang sesuai. Deloitte India dalam analisisnya menggambarkan tantangannya sebagai kombinasi dari “intensitas modal yang tinggi, ketersediaan penyedia teknologi yang terbatas secara lokal, dan ambiguitas *business case* yang kokoh.”

Pelajaran dari India sangat penting bagi Indonesia karena keduanya berbagi kondisi yang serupa: ambisi politik yang besar, cadangan yang banyak namun dengan kualitas yang menantang, ketergantungan pada teknologi asing, dan struktur pasar yang belum matang untuk produk hilir. India menunjukkan bahwa peluncuran misi nasional dan retorika ambisius tidak otomatis menerjemahkan diri menjadi kapasitas industri. Antara pernyataan kebijakan dan operasi komersial, ada jurang eksekusi yang lebar — diisi oleh pertanyaan teknis yang belum terjawab, struktur pembiayaan yang kompleks, dan kesabaran politik yang sering kali tidak konsisten.

## IV. Lima Tantangan Struktural Hilirisasi Batubara Indonesia

Setelah memetakan struktur cadangan domestik dan membaca pengalaman tiga negara pembanding, kita dapat mengidentifikasi lima tantangan struktural yang akan menentukan keberhasilan atau kegagalan upaya hilirisasi batubara Indonesia kali ini.

### A. Keekonomian: Selisih Harga DME dan Logika Subsidi yang Berpindah

Tantangan paling fundamental adalah keekonomian — apakah DME yang dihasilkan dari batubara Indonesia bisa dijual pada harga yang kompetitif dibandingkan LPG impor tanpa mengandalkan subsidi yang permanen.

Logika yang dipromosikan pemerintah sederhana di permukaan: Indonesia mengkonsumsi sekitar 8,5 juta ton LPG per tahun, sementara produksi domestik hanya 1,3 juta ton, sehingga impor mencapai 7 juta ton. Mengganti sebagian impor itu dengan DME hasil gasifikasi batubara domestik akan mengurangi beban devisa dan, menurut pernyataan Menteri ESDM Bahlil Lahadalia, “lebih kompetitif dari sisi harga.”

Tetapi pernyataan “lebih kompetitif” itu memerlukan pemeriksaan yang lebih cermat. Analis sekuritas Wafi, dalam komentar awal 2026, menggambarkan risiko proyek DME PTBA sebagai “sangat tinggi terutama dari sisi keekonomian harga jual DME dibanding LPG.” Mengapa? Karena LPG di Indonesia adalah komoditas yang disubsidi secara besar-besaran — harga jual LPG 3 kg untuk rumah tangga jauh di bawah harga keekonomiannya, dan selisihnya ditanggung APBN. Maka, ketika dikatakan DME “lebih kompetitif” dari LPG, pertanyaan kritisnya adalah: lebih kompetitif dibandingkan harga LPG bersubsidi atau LPG harga keekonomian?

Jika dibandingkan dengan LPG bersubsidi, DME hampir pasti akan kalah kecuali ia juga disubsidi. Jika dibandingkan dengan LPG harga keekonomian, perhitungannya berbeda — namun kemudian muncul pertanyaan lain: apakah pemerintah akan melepaskan subsidi LPG sehingga DME bisa bersaing pada harga riil, atau apakah subsidi akan dipindahkan dari LPG ke DME melalui *offtake agreement* di mana Pertamina membeli DME pada harga yang lebih tinggi dari harga pasarnya dan menjualnya pada harga yang lebih rendah dari biaya produksinya?

Skenario kedua adalah yang paling mungkin secara politik, karena melepaskan subsidi LPG akan berdampak langsung pada jutaan rumah tangga. Tetapi skenario ini juga berarti bahwa “penghematan devisa” yang dijanjikan dari hilirisasi sebagian besar adalah ilusi akuntansi — biaya hanya berpindah dari pos impor LPG ke pos subsidi DME dalam APBN. Sebuah perpindahan yang barangkali tetap memiliki nilai strategis (mengurangi ketergantungan impor, membuka lapangan kerja domestik), namun harus disajikan secara jujur, bukan dibungkus sebagai keuntungan ekonomis murni.

Konteks harga minyak global juga relevan. Dalam analisis Blooming Global, rute coal-to-olefins di Tiongkok hanya kompetitif terhadap rute berbasis nafta ketika harga Brent berada di atas USD 60–65 per barel. Sejak akhir 2023, harga Brent secara umum berada di atas ambang ini, sehingga ekonomi konversi batubara menguntungkan. Tetapi posisi ini sangat sensitif terhadap fluktuasi pasar minyak — sebuah kerentanan yang akan menghantui setiap proyek hilirisasi batubara Indonesia sepanjang masa operasinya.

### B. Teknologi dan Mitra Strategis: Pelajaran dari Mundurnya Air Products

Tantangan kedua bersifat teknologis. Tidak ada satu pun perusahaan Indonesia yang memiliki teknologi gasifikasi batubara berskala komersial yang teruji. Seluruh proyek dalam pipeline saat ini bergantung pada lisensi teknologi dan rekayasa dari penyedia asing — sebelumnya Air Products dari Amerika Serikat, dan kini diarahkan ke mitra Tiongkok atau Eropa.

Mundurnya Air Products pada Maret 2023 menjadi titik balik yang menyingkap kerapuhan struktur ini. Alasan resmi yang dikemukakan berkisar pada “evaluasi ulang prioritas investasi global” — diplomatic-speak untuk: kami tidak melihat *return* yang memadai. Air Products tidak hanya menyumbangkan modal; ia menyumbangkan rancangan teknis, pengalaman operasional, dan jaringan rantai pasok peralatan. Ketika ia mundur, proyek harus kembali ke titik nol, bukan sekadar mencari investor pengganti dengan ukuran dompet yang sama, tetapi mencari mitra yang juga membawa paket teknologi yang utuh.

Investor Tiongkok yang kini disebut-sebut sebagai pengganti — termasuk komitmen sekitar Rp 40 triliun untuk proyek metanol di Bengalon, Kutai Timur, sebagaimana dikonfirmasi Bupati Kutai Timur Ardiansyah Sulaiman — datang dengan paket teknologi yang berbeda secara mendasar. Teknologi Tiongkok cenderung lebih murah dalam *capex*, lebih sesuai dengan karakteristik batubara kalori rendah, dan tersedia lebih cepat. Tetapi membawa pertanyaan jangka panjang yang sering luput dari perhatian publik: apa skema transfer teknologi yang menyertainya? Apakah Indonesia akan memiliki kapasitas independen untuk mengoperasikan dan memodifikasi fasilitas ini setelah 10 atau 15 tahun, atau akankah ketergantungan teknologi sekadar bergeser dari Amerika ke Tiongkok?

Kontras dengan Tiongkok sendiri instruktif. Proyek Shenhua Baotou yang disebutkan sebelumnya mencapai 98 persen lokalisasi peralatan dan material. Lokalisasi ini tidak terjadi dalam semalam — ia adalah hasil dari kebijakan industri puluhan tahun yang mensyaratkan setiap proyek bekerja sama dengan industri permesinan dan rekayasa domestik. Indonesia, dalam dokumen-dokumen perencanaan hilirisasi yang tersedia untuk publik, belum menunjukkan komitmen lokalisasi yang setara. Konsekuensinya: bahkan jika proyek-proyek ini berhasil beroperasi, basis industri yang sebenarnya — yang memungkinkan Indonesia membangun proyek kedua, ketiga, keempat tanpa bergantung pada mitra asing — kemungkinan besar tidak akan terbentuk.

### C. Pendanaan dan Risiko Korporasi: Peran Danantara

Tantangan ketiga adalah struktur pendanaan. Proyek-proyek hilirisasi batubara membutuhkan modal yang sangat besar — proyek metanol di Bengalon saja diestimasikan Rp 40 triliun, dan proyek DME PTBA di Tanjung Enim diperkirakan membutuhkan investasi setara atau lebih besar. Untuk konteks: kapitalisasi pasar PTBA pada awal 2026 berkisar di Rp 30–35 triliun. Artinya, satu proyek hilirisasi bisa menyamai atau melampaui nilai keseluruhan perusahaan induknya.

Analis Wafi merekomendasikan dengan tepat bahwa “PTBA mesti mampu menggandeng mitra strategis yang membawa teknologi gasifikasi batubara yang telah teruji serta menerapkan struktur pendanaan berbasis *project financing* yang terpisah dari induk usahanya.” Rekomendasi ini bukan formalitas. Tanpa pemisahan struktur pendanaan, risiko kegagalan proyek hilirisasi akan langsung menghantam neraca perusahaan tambang induk — yang pada gilirannya akan mengancam pasokan batubara untuk PLN dan kestabilan sektor energi nasional.

Masuknya Danantara sebagai *co-investor* — dikonfirmasi langsung oleh CEO-nya, Rosan Roeslani, yang merangkap jabatan Menteri Investasi — memperumit struktur risiko ini. Di satu sisi, Danantara membawa modal sabar dan kemampuan menanggung risiko jangka panjang yang sulit dipenuhi oleh investor swasta murni. Di sisi lain, keterlibatan Danantara berarti bahwa risiko proyek pada akhirnya akan kembali ke neraca negara. Jika proyek berhasil, manfaatnya sebagian besar akan kembali ke negara dalam bentuk dividen dan pajak. Jika gagal, kerugiannya juga akan ditanggung negara dalam bentuk *write-off* aset Danantara.

Pertanyaan tata kelola yang muncul kemudian penting: bagaimana memastikan bahwa keputusan investasi Danantara didasarkan pada analisis ekonomi yang ketat dan independen, bukan pada tekanan politik untuk merealisasikan target hilirisasi yang sudah diumumkan secara publik oleh presiden? Sejarah BUMN Indonesia dalam menyalurkan dana untuk proyek-proyek prestise — proyek listrik 35.000 MW, jalan tol Trans-Jawa pada beberapa segmen, proyek transportasi massal di beberapa kota — menunjukkan bahwa garis antara analisis ekonomi dan keputusan politik sering kali kabur. Hilirisasi batubara, dengan ukuran investasi dan profil risikonya, berisiko menjadi episode terbaru dari pola tersebut.

### D. Lingkungan dan Komitmen Iklim: Tabungan Karbon yang Dipinjam

Tantangan keempat — dan barangkali yang paling sulit dijawab secara jujur — adalah konsistensi hilirisasi batubara dengan komitmen iklim Indonesia.

Indonesia telah berkomitmen pada *Enhanced Nationally Determined Contribution* (ENDC) untuk mengurangi emisi gas rumah kaca sebesar 31,89 persen dengan upaya sendiri dan 43,2 persen dengan dukungan internasional pada 2030, dibandingkan skenario *business-as-usual*. Pada COP26 di Glasgow, Indonesia juga menyatakan komitmen *net-zero emission* pada 2060 atau lebih awal. Komitmen-komitmen ini disampaikan dalam forum-forum internasional dan menjadi dasar bagi sebagian besar pembiayaan iklim yang masuk ke Indonesia, termasuk *Just Energy Transition Partnership* (JETP) senilai USD 20 miliar yang disepakati pada 2022.

Hilirisasi batubara, dalam bentuk yang dipromosikan saat ini, sulit untuk didamaikan dengan komitmen-komitmen tersebut. Rute coal-to-chemicals memiliki intensitas emisi karbon yang signifikan lebih tinggi dibandingkan rute petrokimia konvensional berbasis nafta atau gas alam — perkiraan industri umumnya menempatkannya pada 2–3 kali lipat. Pengalaman Sasol di Secunda yang menyumbang 50 juta ton CO₂ per tahun dari satu fasilitas adalah ilustrasi konkret tentang skala emisi yang dihasilkan.

Pemerintah dan beberapa analis industri menjawab kekhawatiran ini dengan menunjuk pada teknologi *Carbon Capture and Storage* (CCS) sebagai solusi. Argumennya: dengan CCS, emisi dari fasilitas gasifikasi bisa ditangkap dan disimpan, sehingga jejak karbon bersihnya bisa diturunkan secara signifikan. Argumen ini secara teknis valid — CCS memang merupakan teknologi yang viable — tetapi mengabaikan dimensi praktisnya. CCS pada skala komersial tetap mahal (umumnya menambah USD 40–80 per ton CO₂ ditangkap), dan jarang dipasang secara *retrofit* pada fasilitas yang dirancang tanpa mempertimbangkannya sejak awal. Belum ada satu pun proyek hilirisasi dalam pipeline Indonesia saat ini yang secara eksplisit memasukkan CCS sebagai komponen wajib dengan struktur pembiayaan yang jelas. Janji CCS, dalam praktiknya, sering kali berfungsi sebagai pemanis retoris yang menggeser pertanyaan ke masa depan tanpa komitmen konkret.

Risiko *stranded assets* juga nyata. Investasi 25–30 tahun dalam fasilitas yang sangat *carbon-intensive* dilakukan pada saat tekanan dekarbonisasi global semakin meningkat. *Carbon Border Adjustment Mechanism* (CBAM) Uni Eropa, yang mulai berlaku efektif pada 2026, akan mengenakan biaya karbon pada produk-produk impor yang *carbon-intensive*. Sasol sendiri mengakui bahwa, pada harga karbon EU ETS yang berkisar €40–100 per ton, ekspor produknya ke Eropa menjadi tidak layak secara finansial. Indonesia, jika membangun fasilitas hilirisasi batubara hari ini dengan harapan mengekspor metanol atau produk turunannya ke pasar internasional, akan menghadapi tembok serupa dalam satu dekade mendatang.

### E. Pasar dan Skala: Masalah Ayam-Telur Infrastruktur

Tantangan kelima adalah tantangan pasar — apakah ada pembeli yang cukup, pada harga yang cukup, untuk menyerap output hilirisasi pada skala yang dibutuhkan agar proyek-proyek ini ekonomis.

Untuk DME, masalahnya bersifat *chicken-and-egg* dalam bentuk yang paling klasik. Saat ini, infrastruktur distribusi DME di Indonesia praktis tidak ada — tidak ada terminal khusus, tidak ada jaringan tangki ritel, tidak ada peralatan rumah tangga (kompor, regulator) yang dirancang khusus untuk DME. Untuk menggantikan LPG sebagai bahan bakar rumah tangga, seluruh infrastruktur ini harus dibangun secara paralel dengan fasilitas produksi. Investasinya signifikan — dan, sebagaimana ditunjukkan oleh pengalaman konversi minyak tanah ke LPG pada akhir 2000-an, membutuhkan koordinasi pemerintah yang sangat terpusat dan subsidi besar untuk peralatan rumah tangga di tingkat konsumen.

Untuk metanol, masalahnya berbeda tetapi sama menantangnya: pasar global metanol telah didominasi Tiongkok, yang memproduksi lebih dari 60 persen output dunia dengan biaya yang sangat kompetitif berkat skala industri dan rantai pasok yang terintegrasi. Indonesia masuk ke pasar ini sebagai pemain marjinal — produsen dengan biaya kemungkinan besar lebih tinggi, kapasitas lebih kecil, dan tanpa basis pelanggan yang sudah terbentuk. Bagaimana proyek-proyek ini bisa kompetitif tanpa subsidi ekspor atau perlindungan tarif yang signifikan adalah pertanyaan yang sampai saat ini belum dijawab secara meyakinkan oleh dokumen perencanaan publik mana pun.

Tantangan skala juga bersifat fundamental. Fasilitas gasifikasi batubara baru ekonomis pada skala yang sangat besar — umumnya di atas 1 juta ton metanol per tahun. Pada skala ini, investasi modal mencapai puluhan triliun rupiah dan pasar yang harus diserap setiap tahun adalah signifikan. Indonesia, dengan ukuran pasar domestik yang relatif terbatas untuk produk-produk ini, menghadapi pilihan yang sulit: membangun dalam skala kecil dengan biaya per unit yang tidak kompetitif, atau membangun dalam skala besar dengan risiko *over-capacity* yang harus dijual ke pasar ekspor yang sudah sangat kompetitif.

## V. Penutup: Tiga Skenario dan Sebuah Pertanyaan yang Lebih Mendasar

Setelah menelusuri data cadangan, membandingkan trayektori internasional, dan mengurai lima tantangan struktural, dapat dipetakan tiga skenario yang masuk akal untuk hilirisasi batubara Indonesia dalam satu dekade mendatang.

**Skenario optimistis** mengandaikan bahwa Indonesia berhasil mereplikasi sebagian elemen model Tiongkok — dengan dukungan kebijakan yang konsisten lintas pemerintahan, klaster industri terintegrasi di Sumatera Selatan dan Kalimantan Timur, transfer teknologi yang substantif dari mitra Tiongkok, dan struktur pendanaan yang memisahkan risiko dari neraca BUMN tambang. Dalam skenario ini, 5–7 dari 18 proyek dalam pipeline saat ini akan beroperasi penuh pada 2032–2035, mengkonsumsi sekitar 30–50 juta ton batubara kalori rendah per tahun, dan menghasilkan substitusi impor LPG senilai USD 1,5–2,5 miliar per tahun. Bukan transformasi struktural seperti yang dijanjikan, tetapi pencapaian yang signifikan.

**Skenario realistis** — yang paling mungkin berdasarkan pengalaman historis Indonesia dengan proyek-proyek industri strategis — adalah bahwa hilirisasi akan terbatas pada beberapa produk dengan keekonomian yang lebih terbukti, terutama urea dan amonia di mana Indonesia sudah memiliki industri yang berjalan. DME akan dibangun sebagai *flagship politik* dengan satu atau dua fasilitas yang beroperasi tetapi pada skala yang terbatas dan dengan subsidi *de facto*. Sebagian besar dari 18 proyek yang diumumkan akan mengalami penundaan signifikan, sebagian akan dibatalkan diam-diam, dan beberapa akan beroperasi tetapi tidak pernah mencapai kapasitas penuh. Sebuah hasil yang bisa dibingkai sebagai keberhasilan parsial di tingkat retorika tetapi tidak akan mengubah struktur ekonomi nasional secara substantif.

**Skenario pesimistis** adalah pengulangan pola India yang diperburuk oleh dinamika spesifik Indonesia: proyek tertunda berkepanjangan karena gabungan kendala teknologi, fluktuasi harga energi global, kebijakan pemerintahan yang berubah-ubah lintas pemilihan presiden, dan tekanan komitmen iklim internasional yang meningkat. Dalam skenario ini, satu dekade dari sekarang, narasi politik akan kembali pada perlunya hilirisasi batubara sebagai prioritas nasional — sama seperti narasi yang sudah berulang sejak 2014. *Groundbreaking* baru akan dilakukan, mitra baru akan dicari, dan janji baru akan diberikan kepada publik. Sementara cadangan batubara kalori tinggi terus menyusut, pasar ekspor untuk kalori rendah terus mengetat, dan jendela peluang untuk membangun industri petrokimia berbasis batubara yang ekonomis perlahan menutup karena teknologi alternatif yang lebih bersih semakin kompetitif.

Tetapi ada pertanyaan yang lebih mendasar yang patut diajukan, di balik tiga skenario ini. Pertanyaan itu adalah: apa yang sebenarnya ingin dicapai Indonesia dengan hilirisasi batubara, dan apakah hilirisasi adalah jalan terbaik untuk mencapainya?

Jika tujuannya adalah mengurangi ketergantungan impor LPG, ada jalur alternatif yang patut dipertimbangkan secara serius — termasuk percepatan elektrifikasi rumah tangga (kompor listrik), pengembangan biogas dari limbah pertanian, dan eksplorasi gas alam domestik yang masih belum sepenuhnya termanfaatkan. Jika tujuannya adalah menambah nilai dari cadangan batubara kalori rendah, mungkin pertanyaannya bukan “bagaimana kita mengubah batubara ini menjadi DME atau metanol” tetapi “haruskah kita terus menambang batubara kalori rendah ini sama sekali, mengingat trajektori harga karbon global dan transisi energi yang sedang berlangsung?” Jika tujuannya adalah menciptakan industri petrokimia domestik, ada pilihan untuk mengembangkan industri berbasis gas alam (yang lebih bersih dan teknologinya lebih matang) atau berbasis biomassa (yang sejalan dengan agenda iklim).

Hilirisasi batubara dipromosikan seolah-olah ia adalah jawaban tunggal yang jelas — sebuah keniscayaan logis dari struktur cadangan kita. Tetapi pemeriksaan yang lebih cermat menunjukkan bahwa ia hanyalah satu pilihan di antara beberapa, dan pilihan yang membawa risiko teknologis, ekonomis, lingkungan, dan geopolitik yang signifikan. Bahwa pilihan ini telah dibingkai sebagai konsensus nasional yang tidak perlu diperdebatkan adalah, barangkali, indikasi bahwa proses pengambilan keputusan yang sebenarnya berlangsung — siapa yang diuntungkan, siapa yang menanggung biaya, opsi apa yang dikesampingkan tanpa diperdebatkan — masih belum cukup terbuka untuk dibaca oleh publik.

Tulisan ini tidak bermaksud menyimpulkan bahwa hilirisasi batubara Indonesia pasti akan gagal, atau bahwa ia tidak boleh dilakukan. Argumennya lebih sederhana: bahwa keputusan untuk menginvestasikan ratusan triliun rupiah dalam industri ini, dengan implikasi yang akan terasa selama puluhan tahun, layak untuk diperdebatkan secara substantif berdasarkan bukti, perbandingan internasional, dan pertimbangan trade-off yang jujur — bukan diiringi hanya oleh foto-foto *groundbreaking* dan pidato tentang ambisi nasional. Indonesia telah menjalani pengalaman pahit dengan janji-janji hilirisasi yang berulang dalam dekade terakhir. Pengalaman itu, kalau ada gunanya, seharusnya mengajarkan satu hal: bahwa ambisi tanpa keekonomian yang kokoh, tanpa teknologi yang dikuasai, dan tanpa kesabaran institusional untuk mengeksekusi selama puluhan tahun, hanyalah ritual politik yang akan diulang kembali oleh pemerintahan berikutnya, dengan kata-kata yang sama.

*Groundbreaking* di Tanjung Enim pada Februari 2026 adalah pengulangan dari *groundbreaking* di tempat yang sama pada Januari 2022. Apakah ia akan diikuti oleh *groundbreaking* lain di tempat yang sama pada 2030 — dengan mitra baru, dengan janji baru, dengan retorika baru — itulah pertanyaan yang sebenarnya menggantung di udara hari ini.