JAKARTA - Harga berjangka gas alam AS membalikkan penurunan sebelumnya, naik lebih dari 3% pada Kamis (18/12) lalu dan diperdagangkan di atas US$4 per MMBtu, didorong oleh aliran gas alam ke fasilitas ekspor &nbsp;(Liquefied Natural Gas/LNG) yang hampir mencapai rekor.
Seperti dikutip oilprice.com, Kamis (18/12), pengiriman gas ke delapan fasilitas LNG utama AS rata-rata mencapai 18,6 Bcf/hari bulan ini, lebih tinggi dari rata-rata November sebesar 18,2 Bcf/hari.
Sementara itu, salah satu dari tiga jalur likuifikasi di terminal ekspor Freeport LNG di Texas kembali beroperasi, sehingga volume terminal meningkat.
Namun, kenaikan ini mungkin bersifat sementara karena perkiraan suhu di atas rata-rata di sebagian besar AS menjelang liburan Natal diprediksi akan menurunkan permintaan pemanas.
Stok yang melimpah dan produksi yang tinggi juga berpotensi menekan harga, dengan LSEG memperkirakan output gas bulan Desember mencapai sekitar 109,7 Bcf/hari, sejalan dengan rekor yang tercatat pada November.
AS diperkirakan akan tetap menjadi produsen gas alam terbesar di dunia tahun depan, dengan produksi gas kering diproyeksikan rata-rata antara 107,4&ndash;109 Bcf/hari.
Pendorong pertumbuhan utama adalah ekspansi kapasitas ekspor LNG, dengan fasilitas baru seperti Plaquemines LNG dan Golden Pass LNG yang meningkatkan operasional.
Kapasitas ekspor total diperkirakan mencapai sekitar 16,3 Bcf/hari pada 2026, memperkuat posisi AS sebagai "swing exporter" utama di pasar global.
Lonjakan pasokan global ini dapat menekan harga LNG internasional, yang bisa memengaruhi profitabilitas eksportir AS jika selisih harga domestik dan internasional menyempit.
Harga gas alam diperkirakan akan lebih stabil dibanding 2025, dengan produksi kuat dan tingkat penyimpanan tinggi yang mencegah lonjakan harga yang tajam. EIA memproyeksikan harga spot Henry Hub rata-rata sekitar US$4,00&ndash;US$4,01 per MMBtu untuk tahun 2026. (DK)

Futures gas AS naik di atas 3%, ekspor LNG kuat meski permintaan pemanas melemah.

Harga gas alam berjangka AS menguat, didukung arus LNG yang kuat

JAKARTA &ndash; Australia masih menjadi eksportir Liquefied Natural Gas (LNG) terbesar ketiga di dunia, di bawah Qatar dan Amerika Serikat. Namun fondasi yang menopang posisi tersebut mulai melemah.
Dua proyek LNG Australia memang memberikan kabar positif. Pertama, Proyek Barossa yang ditargetkan beroperasi pada September 2025 untuk memasok Darwin LNG. Kedua, keberhasilan pengeboran ConocoPhillips di Cekungan Otway pada November. Meski demikian, keduanya belum cukup untuk menutup ketidakseimbangan struktural yang kian mendalam dalam sistem gas nasional Australia.
Mayoritas produksi gas berada di Australia Barat dan Queensland, jauh dari pusat populasi di wilayah tenggara yang sangat bergantung pada pasokan tersebut. Sementara itu, menurut oilprice.com, proyek-proyek baru kesulitan memenuhi komitmen ekspor sekaligus menjawab permintaan domestik yang terus meningkat.
Investasi baru juga tertahan akibat regulasi yang semakin ketat dan persyaratan lingkungan yang lebih berat. Hal ini membuat prospek jangka panjang industri gas Australia semakin rapuh, meski posisinya sebagai eksportir utama masih bertahan.
Sejak 1960-an, Australia memiliki rekam jejak kuat dalam eksplorasi hidrokarbon, dengan penemuan rata-rata setara satu miliar barel per tahun. Namun sejak 2015, tren tersebut berbalik. Eksplorasi lepas pantai merosot dan kini terkonsentrasi di wilayah barat dan barat laut&mdash;daerah dengan populasi kecil, permintaan domestik terbatas, dan akses mudah menuju terminal LNG berorientasi ekspor.
Kondisi geografis memperburuk masalah. Cekungan gas paling produktif, North Carnarvon, berada di lepas pantai barat, sementara dua pertiga penduduk Australia tinggal di timur tanpa jaringan pipa yang menghubungkan kedua wilayah. Akibatnya, sebagian besar penemuan baru otomatis dialirkan ke fasilitas LNG untuk diekspor, bukan ke pasar domestik. Ketimpangan antara lokasi produksi dan konsumsi pun menjadi titik lemah utama dalam sistem energi nasional.
Beberapa tanda perbaikan mulai muncul, meski berskala kecil. Pada Mei 2025, Chevron melakukan pengeboran lepas pantai pertama sejak 2023. Pada November, ConocoPhillips dan mitranya memulai pengeboran dalam Program Otway Basin untuk memperkuat pasokan ke tenggara. Dua minggu kemudian, mereka mengumumkan penemuan gas baru&mdash;yang pertama dalam empat tahun&mdash;dan merencanakan enam sumur tambahan, meskipun potensi produksi dan total pemulihan sumber dayanya belum dapat dipastikan.
Sementara itu, produksi nasional yang sempat melonjak dua kali lipat antara 2015&ndash;2021 (dari 5,5 juta m&sup3;/bulan menjadi 13 juta m&sup3;/bulan) kini stagnan selama empat tahun terakhir.
Ketidakstabilan paling nyata terjadi di Australia Timur. Permintaan terus meningkat, namun pasokan lokal tak mampu mengimbanginya. Sistem gas timur sangat bergantung pada CSG-LNG Queensland, yang semakin banyak menyerap gas dari pasar domestik. Ketika kontrak-kontrak jangka panjang berharga murah berakhir pada 2016&ndash;2019, harga domestik melonjak dan mengikuti harga LNG Asia (netback price), menjadikan gas berperan sebagai komoditas global, bukan lagi utilitas domestik.
Setiap musim dingin, aliran gas ke selatan tersendat karena keterbatasan jaringan pipa, memicu lonjakan harga. Pemerintah kemudian mewajibkan eksportir CSG-LNG menawarkan volume yang belum terkontrak ke pasar domestik. Selain itu, diberlakukan batas harga A$12/GJ sejak 2023 hingga 2033. Namun kebijakan ini dinilai menghambat sinyal harga yang dibutuhkan untuk mendorong investasi baru.&nbsp;(DK)

Ekspor LNG melonjak, tetapi pasokan gas domestik Australia semakin ketat dan berisiko.