Gasifikasi Batubara, antara Manfaat dan Biaya

JAKARTA, Investortrust.id — Gasifikasi batubara menawarkan jalan untuk mengurangi ketergantungan impor energi sekaligus membangun industri berbasis sumber daya domestik. Namun, mengubah batubara menjadi produk bernilai lebih tinggi belum tentu menghasilkan keuntungan lebih besar. Investasi, biaya produksi, harga jual, kesiapan pasar, dan pengelolaan lingkungan menentukan apakah hilirisasi benar-benar menciptakan manfaat bersih bagi Indonesia.

Di sinilah perdebatan gasifikasi perlu ditempatkan. Ketahanan energi mempunyai nilai strategis, tetapi pencapaiannya membutuhkan perhitungan terbuka mengenai biaya yang ditanggung perusahaan, konsumen, dan negara. Penghematan devisa, keuntungan korporasi, serta penghematan subsidi merupakan tiga hal berbeda yang tidak selalu bergerak searah.

Dalam siaran pers PT Bukit Asam (Persero) Tbk pada 5 Mei 2026, Komisaris Utama MIND ID Fuad Bawazier menekankan bahwa proyek dimetil eter atau dimethyl ether (DME) memberikan manfaat bagi negara yang tidak seluruhnya tercermin dalam pembukuan perusahaan. Pandangan ini menjelaskan alasan strategis pemerintah mendorong proyek tersebut, sekaligus memperlihatkan perlunya membedakan kelayakan bisnis dengan manfaat ekonomi nasional.

Gasifikasi merupakan proses termokimia yang mengubah batubara menjadi gas sintetis atau syngas, terutama berupa hidrogen dan karbon monoksida. Di dalam reaktor, batubara bereaksi pada suhu tinggi dengan oksigen dalam jumlah terbatas dan, bergantung pada desain proses, uap air. Berbeda dengan pembakaran langsung yang terutama menghasilkan panas, gasifikasi menghasilkan bahan antara untuk pembuatan energi dan bahan kimia.

Setelah dibersihkan dan disesuaikan komposisinya, syngas dapat diolah menjadi metanol, yang selanjutnya dikonversi menjadi DME. Jalur lainnya menghasilkan hidrogen, amonia, gas alam sintetis atau synthetic natural gas (SNG), serta bahan bakar cair. Karena produk akhirnya berbeda, proyek batubara menjadi DME, metanol, pupuk, gas, dan listrik memiliki pasar serta struktur biaya yang berbeda pula. Keberhasilan salah satunya tidak otomatis membuktikan kelayakan seluruh jalur gasifikasi.

Baca Juga

Kuota Produksi Diperketat, Pelaku Usaha Berburu Aset Batubara

Manfaat Gasifikasi Batubara

Manfaat utama gasifikasi bagi Indonesia adalah memperluas pilihan pasokan energi dan bahan baku industri. Batubara berkalori rendah yang kurang menarik untuk dipasarkan ke lokasi jauh dapat dimanfaatkan di dekat tambang. Apabila terintegrasi dengan industri hilir, kegiatan ini berpeluang menciptakan pekerjaan, membangun kemampuan teknik, dan meningkatkan permintaan terhadap jasa serta barang pendukung.

Untuk DME, sasaran utamanya adalah menggantikan sebagian LPG. Untuk metanol, manfaatnya mencakup penyediaan bahan baku industri kimia dan biodiesel. Pemerintah, misalnya, menempatkan proyek metanol Bengalon sebagai sumber pasokan bagi industri petrokimia, formaldehida, serta pengembangan bahan bakar nabati. Artinya, hilirisasi batubara tidak hanya berkaitan dengan bahan bakar rumah tangga.

Namun, penggantian LPG dengan DME tidak dapat dihitung satu kilogram berbanding satu kilogram. Kandungan energi kedua bahan bakar berbeda, sedangkan energi yang benar-benar digunakan konsumen juga dipengaruhi efisiensi kompor. Oleh karena itu, perbandingan yang relevan adalah biaya untuk menghasilkan panas berguna yang sama, misalnya untuk memasak makanan dalam jumlah dan waktu yang setara.

Kesiapan peralatan juga perlu diperhitungkan. Penelitian LEMIGAS mengenai penggunaan DME murni pada burner industri kecil menemukan perlunya modifikasi agar peralatan berbahan bakar LPG dapat menggunakannya dengan baik. ESDM juga pernah mendemonstrasikan modifikasi kepala burner dan nozzle pada kompor. Dengan demikian, biaya transisi mencakup pengujian peralatan, penyesuaian fasilitas, distribusi, dan edukasi pengguna, selain pembangunan pabrik.

Manfaat lingkungan pun harus dijelaskan secara tepat. Pembersihan syngas memungkinkan pengendalian pengotor sebelum gas digunakan, tetapi berkurangnya polutan tertentu tidak berarti emisi gas rumah kaca otomatis rendah. Gasifikasi batubara tetap menghasilkan karbon dioksida. Penilaiannya harus mencakup seluruh rantai kegiatan, termasuk penambangan, pengolahan, sumber listrik, transportasi, dan penggunaan produk akhirnya.

Penangkapan dan penyimpanan karbon atau carbon capture and storage (CCS) dapat menjadi bagian dari upaya mengurangi emisi. Namun, fasilitas penangkapan, transportasi, penyimpanan, dan pemantauan karbon membutuhkan investasi serta energi tambahan. NETL menempatkan integrasi penangkapan karbon sebagai unsur tersendiri dalam pengembangan sistem gasifikasi rendah emisi, bukan sifat yang otomatis melekat pada semua pabrik gasifikasi.

Kewajiban

Dari sisi hukum, gasifikasi bukan kewajiban tunggal bagi seluruh perusahaan batubara. Pasal 102 ayat (2) UU Nomor 3 Tahun 2020 menggunakan rumusan bahwa pemegang IUP atau IUPK pada tahap operasi produksi dapat melakukan pengembangan dan/atau pemanfaatan batubara. Rumusan tersebut berbeda dari kewajiban peningkatan nilai tambah mineral dalam ayat sebelumnya.

Kewajiban khusus terdapat dalam Pasal 169A ayat (4) UU Minerba, yang tetap tercantum dalam perubahan melalui UU Nomor 2 Tahun 2025. Pemegang IUPK sebagai kelanjutan operasi kontrak/perjanjian untuk komoditas batubara wajib melaksanakan pengembangan dan/atau pemanfaatan batubara di dalam negeri. Kewajiban ini berkaitan dengan perusahaan yang melanjutkan operasi setelah berakhirnya kontrak atau perjanjian sebelumnya.

Meski demikian, kewajiban pengembangan atau pemanfaatan batubara tidak sama dengan kewajiban seluruh perusahaan membangun pabrik DME. Penjelasan UU mengenal beberapa pilihan, antara lain peningkatan mutu batubara, pembuatan briket dan kokas, pencairan, gasifikasi, serta campuran batubara-air. Pemilihan kegiatan harus mengikuti ketentuan dan komitmen pengembangan yang berlaku bagi masing-masing perusahaan.

Implikasinya, pemerintah perlu menilai pemenuhan kewajiban berdasarkan kemajuan yang dapat diverifikasi: kesiapan teknologi, pembiayaan, kontrak pembangunan, pasar, dan jadwal operasi. Pengumuman investasi atau peletakan batu pertama merupakan tahapan pengembangan, tetapi belum membuktikan bahwa suatu proyek telah menghasilkan nilai tambah secara komersial.

Berhasil Beroperasi, Belum Tentu Menguntungkan

Pengalaman internasional memperlihatkan bahwa gasifikasi bukan teknologi yang belum teruji. China, Afrika Selatan, Amerika Serikat, dan Jepang telah menggunakannya. Namun, keberhasilan perlu dibedakan antara keberhasilan teknis, keuntungan operasi, dan kemampuan mengembalikan seluruh modal investasi.

China memberikan contoh kegiatan industri kimia berbasis batubara yang membukukan keuntungan. Laporan semester I-2025 China Shenhua mencatat pendapatan segmen kimia batubara sebesar 2,919 miliar yuan, dengan beban pokok penjualan 2,773 miliar yuan. Selisihnya sekitar 146 juta yuan, setara margin kotor 5%. Laba sebelum pajaknya mencapai 79 juta yuan. Dalam periode tersebut, pendapatan segmen memang melampaui biaya yang dicatat dan menghasilkan laba.

Namun, margin tersebut menunjukkan bahwa keuntungan industri ini tidak selalu besar. Selain itu, bisnis kimia batubara yang terintegrasi hingga produk olefin berbeda dari pabrik yang hanya menjual DME. Angka laba satu semester juga belum menjawab tingkat pengembalian seluruh investasi selama umur proyek.

Di negara yang sama, terdapat contoh kegagalan keekonomian DME. Kajian IEEFA pada Maret 2025, merujuk laporan Shanxi Lanhua, mencatat harga jual rata-rata DME pada 2023 sekitar US$460 per ton, sedangkan biaya produksinya sekitar US$533 per ton. Harga jual berada sekitar US$73 di bawah biaya produksi. Perusahaan menghentikan produksi DME karena kerugian. Kasus ini memperlihatkan bahwa keberadaan teknologi dan pasar tidak menjamin keuntungan.

Afrika Selatan memiliki pengalaman panjang melalui Sasol. Gasifikasi menjadi bagian dari rantai produksi bahan bakar sintetis dan bahan kimianya. Akan tetapi, kematangan teknologi tidak menghapus risiko bisnis. Pada tahun buku yang berakhir Juni 2025, Sasol mencatat EBITDA disesuaikan sebesar 51,8 miliar rand pada tingkat grup, sekaligus penurunan nilai aset 13 miliar rand terkait unit penghasil kas kilang bahan bakar cair Secunda dan Sasolburg.

Angka tersebut perlu dibaca hati-hati. EBITDA positif menunjukkan kemampuan menghasilkan pendapatan sebelum sejumlah beban, tetapi bukan laba bersih dan bukan bukti bahwa setiap fasilitas memberikan pengembalian modal yang memadai. Penurunan nilai aset justru menunjukkan bahwa prospek arus kas masa depan bisa melemah meskipun fasilitas tetap beroperasi.

Amerika Serikat memberikan dua pelajaran berbeda. Great Plains Synfuels Plant mulai mengalirkan gas alam sintetis dari lignit ke jaringan pipa pada 1984. Namun, pada 1985, para pemilik awal meninggalkan proyek dan gagal memenuhi kewajiban pinjaman federal. Pemerintah kemudian mengambil alih sebelum fasilitas tersebut beralih ke Dakota Gasification Company pada 1988.

Great Plains merupakan contoh keberhasilan teknis jangka panjang yang didahului kegagalan pembiayaan awal. Pabrik yang dapat terus beroperasi setelah restrukturisasi tidak otomatis membuktikan bahwa investor pertama memperoleh pengembalian yang layak.

Contoh kegagalan lain adalah proyek Kemper di Mississippi. Pada Juni 2017, Southern Company dan Mississippi Power menghentikan kegiatan start-up dan operasi bagian gasifikasi lignit, dengan mempertimbangkan keekonomian proyek serta pengendalian biaya. Fasilitas pembangkitnya tetap menggunakan gas alam. Yang gagal dilanjutkan adalah skema gasifikasi batubaranya, bukan seluruh kemampuan fasilitas menghasilkan listrik.

Jepang menunjukkan kemajuan teknis melalui pembangkit integrated gasification combined cycle atau IGCC. Mitsubishi Power menyebut efisiensi bersih sekitar 48% berdasarkan nilai kalor bawah atau LHV untuk desain modernnya. Namun, angka efisiensi pembangkitan listrik tidak dapat digunakan sebagai ukuran efisiensi produksi DME. MHI juga mengakui adanya persoalan teknis pada proyek Nakoso dan Hirono, yang menunjukkan pentingnya keandalan operasi selain efisiensi rancangan.

Pelajarannya, tidak tepat memberi cap “negara sukses” atau “negara gagal” secara menyeluruh. China memiliki bisnis kimia batubara yang menguntungkan sekaligus produsen DME yang merugi. Amerika Serikat memiliki fasilitas yang bertahan puluhan tahun sekaligus proyek gasifikasi yang dihentikan.

Air Products Hengkang: Apa yang Sebenarnya Terjadi?

Perusahaan Amerika Serikat yang pernah terlibat dalam proyek gasifikasi Indonesia adalah Air Products and Chemicals, Inc. Perusahaan ini menjadi mitra pengembangan proyek DME bersama PTBA dan Pertamina, serta terlibat dalam rencana batubara menjadi metanol di Bengalon, Kalimantan Timur.

Dalam rancangan yang diumumkan pemerintah ketika groundbreaking Tanjung Enim pada Januari 2022, investasi proyek DME sekitar US$2,1 miliar, dengan kapasitas 1,4 juta ton DME per tahun. Sasaran substitusinya sekitar 1 juta ton LPG. Air Products saat itu diposisikan sebagai penyedia investasi awal proyek. Angka tersebut merupakan rancangan pada saat pengumuman, sehingga tidak otomatis menjadi nilai final setelah perubahan mitra.

Pada 23 Maret 2023, Air Products mengonfirmasi bahwa perusahaan tidak lagi terlibat dalam proyek batubara menjadi metanol di Bengalon maupun proyek gasifikasi batubara lainnya di Indonesia. Dalam laporan kepada Securities and Exchange Commission (SEC), perusahaan menyatakan keputusan keluar diambil untuk memusatkan sumber daya pada peluang lain.

Karena itu, penyebutan bahwa Air Products pernah menyelesaikan pabrik gasifikasi yang berproduksi komersial di Indonesia, kemudian menutupnya, tidak tepat untuk proyek-proyek tersebut. Perusahaan keluar pada tahap pengembangan proyek, sebelum produksi komersial yang direncanakan terealisasi.

Persoalan keekonomian memang menjadi bagian dari perdebatan. Pemberitaan saat itu mengangkat negosiasi harga pasokan batubara dan kesulitan menyepakati struktur komersial proyek. Namun, pernyataan bahwa perusahaan hengkang semata-mata karena “kurang dukungan pemerintah” melampaui alasan resmi yang disampaikan Air Products. Kesimpulan tersebut memerlukan bukti mengenai dukungan yang diminta, yang tersedia, dan yang tidak disepakati.

Dukungan pemerintah pun sebenarnya telah dibicarakan sebelum perusahaan keluar. ESDM pada 2021 sudah memublikasikan insentif royalti serta penilaian bahwa proyek DME layak secara ekonomi. Persoalannya, dukungan kebijakan tidak selalu menghasilkan struktur harga, pembagian risiko, dan tingkat pengembalian yang dapat diterima seluruh mitra.

Proyek Indonesia: Seberapa Jauh Kemajuannya?

Pengembangan DME PTBA tetap berlanjut. Siaran pers perusahaan pada 5 Mei 2026 menyebut kerja sama dengan Pertamina serta dukungan pemerintah dan Danantara. Keterangan itu menunjukkan kelanjutan agenda proyek, tetapi belum menjadi bukti produksi komersial maupun keuntungan usaha yang telah terealisasi.

Proyek besar lainnya adalah batubara menjadi metanol yang dikembangkan PT Bumi Etam Chemical (BEC), perusahaan patungan PT Kaltim Prima Coal dan PT Arutmin Indonesia. ESDM mengumumkan groundbreaking proyek Bengalon pada 31 Agustus 2026. Rancangannya mengolah sekitar 7,70–7,78 juta ton batubara per tahun menjadi sekitar 2 juta ton metanol, dengan target commissioning pada 2029.

BEC menyatakan studi kelayakan yang menjadi dasar pembiayaan telah selesai, sementara persiapan lahan serta tahapan desain rekayasa berjalan. Pernyataan tersebut merupakan kemajuan pengembangan. Namun, karena pabrik belum berproduksi, harga pokok aktual, tingkat utilisasi, dan laba operasinya belum dapat diuji dari hasil penjualan.

Potensi penghematan devisa juga harus dibedakan dari keuntungan perusahaan. Nilai impor yang dapat digantikan tidak seluruhnya menjadi laba: masih terdapat biaya batubara, listrik, air, bahan kimia, tenaga kerja, perawatan, pendanaan, dan pengembalian modal. Sebagian investasi maupun biaya operasi juga bisa mengalir ke luar negeri melalui impor peralatan, lisensi, dan pembayaran jasa.

Biaya Terlalu Mahal

Hambatan utama gasifikasi adalah kebutuhan membangun banyak fasilitas yang saling bergantung. Selain reaktor gasifikasi, proyek membutuhkan penyiapan bahan baku, pasokan oksigen, pembersihan dan pengondisian gas, sintesis produk, serta utilitas. Kinerja keseluruhan ditentukan oleh kemampuan rangkaian tersebut beroperasi secara andal. Gangguan pada satu bagian dapat menurunkan produksi dan menaikkan biaya per ton.

Besarnya biaya tidak berarti proyek selalu tidak layak. Pertanyaan yang menentukan adalah apakah pendapatan selama umur proyek dapat menutup seluruh biaya, mengembalikan modal, dan memberikan imbal hasil yang sepadan dengan risiko.

ESDM pada Desember 2021 memublikasikan hasil studi kelayakan PTBA dengan net present value atau NPV positif sekitar US$350 juta dan internal rate of return atau IRR sekitar 11%. Asumsi yang disebut antara lain harga LPG sekitar US$600 per ton dan batubara sekitar US$21 per ton. Pemerintah saat itu menilai perbedaan asumsi menjadi penyebab kesimpulan yang berbeda dengan kajian pengkritik proyek.

NPV positif berarti nilai kini arus kas proyek, setelah didiskontokan dengan tingkat yang digunakan dalam studi, melebihi investasinya. IRR sekitar 11% merupakan proyeksi tingkat pengembalian proyek. Namun, angka itu belum merupakan keuntungan aktual, dan daya tariknya bergantung pada biaya modal serta risiko yang harus ditanggung investor. Perubahan investasi, bunga, harga produk, atau jadwal operasi dapat mengubah hasil studi.

Sebaliknya, IEEFA pada Maret 2025 memperkirakan biaya produksi DME Indonesia sekitar US$614–651 per ton. Dengan harga LPG Maret 2025 sebesar US$615 per ton dan faktor penyesuaian energi yang dipakainya, lembaga tersebut memperoleh harga pembanding sekitar US$431 per ton DME. Dalam skenario itu, biaya produksi melampaui nilai pembanding sekitar US$183–220 per ton. Estimasi ini bukan biaya aktual pabrik PTBA yang sudah beroperasi, melainkan hasil model berbasis asumsi.

Kedua hasil kajian tersebut tidak dapat dibandingkan tanpa menyamakan tahun harga, spesifikasi pabrik, efisiensi penggunaan bahan bakar, biaya modal, dan cakupan biaya. Harga pembanding DME dalam kajian juga berbeda dari harga jual yang sudah disepakati dalam kontrak. Pembeli dapat saja membayar lebih tinggi, tetapi perlu dijelaskan siapa yang menanggung selisihnya.

Dengan demikian, jawaban atas pertanyaan apakah harga jual lebih besar daripada biaya produksi adalah: bergantung pada produk, proyek, dan periode. Segmen kimia batubara China Shenhua mencatat keuntungan pada periode yang dirujuk. DME Shanxi Lanhua mengalami kondisi sebaliknya. Untuk proyek besar DME dan metanol Indonesia yang belum beroperasi, keuntungan masih berupa proyeksi.

Penilaian akhir membutuhkan studi arus kas yang memuat investasi final, biaya operasi, harga jual, pembiayaan, pajak, masa konstruksi, dan nilai sisa fasilitas. Pengujian perlu mencakup keadaan ketika harga produk turun, batubara naik, pembangunan terlambat, atau pabrik beroperasi di bawah kapasitas.

Penghematan devisa juga bukan penghematan subsidi secara otomatis. Jika biaya energi domestik lebih tinggi daripada alternatif impor, sementara harga konsumen dipertahankan, selisihnya harus ditanggung produsen, pembeli, atau negara. Ketahanan energi mungkin layak memperoleh dukungan, tetapi besarnya dukungan perlu dinyatakan secara terbuka.

Baca Juga

Prabowo Bidik RI Mandiri Energi dari Batubara hingga Singkong dalam 2 Tahun

Teknologi Terbaru dan Kesiapan Indonesia

Tidak ada satu teknologi yang dapat disebut paling baru sekaligus paling cocok untuk seluruh batubara. Pemilihan gasifier bergantung pada kadar air, abu, karakteristik pelelehan abu, ukuran bahan baku, kapasitas, dan produk akhir. Teknologi yang sangat baik untuk satu jenis batubara belum tentu paling ekonomis untuk jenis lainnya.

Di antara teknologi komersial terdapat entrained-flow gasification, yang mengolah bahan baku halus pada suhu dan tekanan tinggi; fluidized-bed gasification, yang meningkatkan kontak gas dan partikel melalui lapisan terfluidisasi; serta moving-bed gasification. Nama teknologi yang dikenal dalam kelompok-kelompok tersebut antara lain Shell, E-Gas, HTW, U-GAS, dan Lurgi. Teknologi-teknologi ini memiliki riwayat pengembangan panjang, sehingga tidak tepat seluruhnya disebut penemuan terbaru.

Salah satu perkembangan lebih baru adalah gasifikasi uap katalitik atau catalytic steam gasification yang diumumkan NETL pada 13 Februari 2025. Proses yang dikembangkan dan dipatenkan itu ditujukan untuk menghasilkan syngas kaya hidrogen tanpa pengenceran nitrogen dari batubara dan biomassa, dengan potensi mengurangi biaya dibandingkan proses konvensional. Namun, pengumuman penelitian dan paten belum sama dengan pembuktian keekonomian pabrik komersial berkapasitas jutaan ton.

Arah pengembangan lainnya mencakup gasifikasi modular bertekanan tinggi, pengolahan bersama batubara dengan biomassa atau limbah, serta penyempurnaan burner dan sistem pemasukan bahan baku. NETL, misalnya, mendukung penelitian gasifier entrained-flow berkapasitas satu ton per hari dengan teknologi hot oxygen burner. Skala penelitian tersebut perlu disebut agar pembaca tidak mengartikannya sebagai fasilitas komersial besar yang sudah siap diterapkan tanpa risiko.

Untuk pembangkitan listrik, terdapat pengembangan integrated gasification fuel cell combined cycle atau IGFC, yang mengintegrasikan gasifikasi dengan sel bahan bakar dan siklus pembangkitan. Teknologi ini berbeda dari pabrik DME: tujuan dan ukuran kinerjanya adalah produksi listrik, bukan biaya bahan bakar rumah tangga.

Apakah Indonesia sudah memiliki teknologi gasifikasi? Indonesia telah memiliki pengalaman penelitian dan fasilitas percontohan. Pada 2008, ESDM meresmikan pilot plant gasifikasi batubara di Palimanan, Cirebon, hasil kerja sama tekMIRA, PLN, dan PT Coal Gas Indonesia, untuk penggunaan gas pada mesin diesel dengan sistem bahan bakar ganda. Ini menunjukkan adanya pengalaman teknis domestik.

Namun, memiliki pilot plant berbeda dari menguasai seluruh lisensi, desain, dan operasi pabrik kimia besar. BEC menyatakan akan menggunakan teknologi dari pemberi lisensi yang sudah terbukti secara komersial, tetapi halaman proyek yang dirujuk belum menyebut nama prosesnya. Karena itu, belum ada dasar dari informasi tersebut untuk menyatakan BEC menggunakan teknologi NETL terbaru atau seluruh teknologinya merupakan hasil pengembangan Indonesia.

Untuk teknologi uap katalitik NETL yang diumumkan pada 2025, sumber yang diperiksa belum memberikan bukti penerapan komersialnya di Indonesia. Prioritas proyek besar karena itu perlu mencakup kecocokan dengan batubara lokal, rekam operasi, jaminan kinerja, ketersediaan suku cadang, dan kemampuan operator.

Dukungan Pemerintah

Pemerintah telah menyediakan dasar insentif bagi pengembangan hilirisasi batubara. Pasal 3 PP Nomor 19 Tahun 2025 membuka pemberian royalti 0% terhadap volume batubara untuk peningkatan nilai tambah, dengan mempertimbangkan kemandirian energi dan kebutuhan bahan baku industri. Ketentuan ini bukan pembebasan otomatis atas seluruh produksi perusahaan. Persyaratan dan tata caranya memerlukan pengaturan lebih lanjut, dengan persetujuan Menteri Keuangan sebagaimana diamanatkan PP tersebut.

Dukungan juga tersedia dalam bentuk kepastian jangka waktu usaha. Pasal 47 huruf g UU Minerba mengatur masa operasi 30 tahun bagi pertambangan batubara yang terintegrasi dengan pengembangan dan/atau pemanfaatan, disertai perpanjangan 10 tahun setiap kali perpanjangan setelah persyaratan dipenuhi. Kepastian ini relevan bagi investasi yang memerlukan waktu panjang untuk mengembalikan modal.

Pada sisi perpajakan, PP Nomor 78 Tahun 2019 menyediakan fasilitas pajak penghasilan untuk bidang usaha tertentu. Evaluasi regulasi ESDM mencatat gasifikasi batubara di lokasi penambangan, KBLI 05102, dalam cakupannya. Namun, keberadaan fasilitas tidak berarti setiap proyek otomatis memperoleh persetujuan atau dapat menikmati semua insentif sekaligus.

Selain insentif fiskal, kelayakan proyek membutuhkan kepastian pembeli, volume penyerapan, formula harga, standar produk, dan pembagian risiko. Untuk DME, kejelasan pihak yang membiayai penyesuaian distribusi dan peralatan konsumen juga menentukan.

Dukungan pemerintah akan lebih dapat dipertanggungjawabkan apabila dikaitkan dengan manfaat yang terukur: impor yang benar-benar digantikan, biaya energi sampai ke pengguna, pekerjaan yang tercipta, serta penerimaan negara yang dilepas. Penghitungan manfaat nasional perlu memasukkan biaya lingkungan dan penggunaan dana publik, sekaligus menghindari penghitungan ganda atas manfaat yang sama.

Ukuran keberhasilan akhirnya adalah kemampuan menyediakan energi dan bahan kimia secara andal dengan biaya yang dapat dipertanggungjawabkan sepanjang umur proyek. Indonesia dapat memilih membayar premi untuk ketahanan energi, tetapi besar premi, penerima manfaat, serta penanggung biayanya perlu jelas sejak awal.

Hilirisasi menciptakan nilai ketika manfaatnya melampaui seluruh biaya. Gasifikasi batubara layak diperjuangkan sejauh manfaat bersihnya bagi rakyat dapat dibuktikan, bukan hanya dijanjikan.