Peran Asia Tenggara dalam Perdagangan Global dan Rantai Pasok

Terletak di antara Samudra Hindia dan Pasifik, Asia Tenggara berfungsi sebagai simpul penting untuk perdagangan dan rantai pasok, menghubungkan Asia Timur, Asia Selatan, Timur Tengah, dan Eropa. Didorong oleh perkembangan ekonomi regional, perluasan manufaktur, dan pergeseran rantai pasok industri, posisinya dalam sistem produksi, pemrosesan, dan perdagangan global terus meningkat.

Selain itu, Asia Tenggara memiliki sumber daya mineral yang melimpah, seperti batu bara dan nikel, dan secara aktif berpartisipasi dalam sirkulasi regional dan global energi dan bahan baku industri. Akibatnya, Asia Tenggara tidak hanya merupakan sumber daya yang vital tetapi juga mata rantai penting dalam rantai pasok global dan sistem perdagangan komoditas.

1.0 Gambaran Umum Pasar Batu Bara Asia Tenggara

Industrialisasi dan permintaan listrik di Asia Tenggara terus tumbuh, dan batu bara tetap menjadi sumber dukungan penting untuk pembangkit listrik beban dasar dan penggunaan energi industri di seluruh kawasan.

Sumber daya batu bara di kawasan ini sangat terkonsentrasi di Indonesia dan Vietnam. Indonesia terutama memproduksi batu bara peringkat rendah hingga menengah, terutama batu bara sub-bituminus dan lignit, dan merupakan produsen dan eksportir batu bara terbesar di Asia Tenggara. Pada tahun 2024, negara tersebut memproduksi sekitar 836 Mt batu bara dan mengekspor sekitar 555 Mt, menjadikannya pemasok dominan batu bara laut di kawasan ini. Vietnam, sementara itu, memiliki sumber daya antrasit yang signifikan, terutama di Provinsi Quang Ninh.

Di sisi permintaan, konsumsi batu bara terutama terkonsentrasi di Indonesia, Vietnam, dan Malaysia. Dalam jangka panjang, transisi energi, perluasan energi terbarukan, dan pengembangan jaringan listrik diperkirakan akan secara bertahap membatasi pertumbuhan permintaan batu bara dan pada akhirnya memberikan tekanan ke bawah pada permintaan. Namun, waktu puncak permintaan batu bara bervariasi antar negara karena perbedaan dalam pertumbuhan permintaan listrik, skala kapasitas pembangkit listrik tenaga batu bara yang ada, dan perluasan pembangkit listrik captive untuk penggunaan industri. Dalam jangka pendek, pembangkitan listrik dan industri padat energi terus memberikan dukungan kuat terhadap permintaan batu bara.

Risiko pasar saat ini terutama berasal dari kebijakan kuota produksi Indonesia berdasarkan Rencana Kerja dan Anggaran Biaya (RKAB), serta perbedaan persyaratan kualitas batu bara di berbagai pasar, termasuk nilai kalor, kandungan sulfur, suhu leleh abu, dan Indeks Ketergilingan Hardgrove (HGI). Perbedaan-perbedaan ini dapat menciptakan risiko terkait substitusi pasokan dan pemenuhan kontrak.

2.0 Struktur Industri Batubara dan Peran Pasar Negara-Negara Utama Asia Tenggara

2.1 Produksi dan Konsumsi Batubara Kumulatif di Negara-Negara Utama Asia Tenggara, 2020–2025

Tren Produksi Batubara dan Outpt Kumulatif di Negara-Negara Utama Asia Tenggara, 2020–2025

Produksi Batubara Asia Tenggara Berkembang, tetapi Pasokan Tetap Sangat Terpusat

Dari tahun 2020 hingga 2025, total produksi batubara dari lima negara penghasil batubara utama di Asia Tenggara meningkat dari 647,4 juta ton menjadi 903,1 juta ton, mewakili peningkatan keseluruhan sebesar 39,5%. Namun, pertumbuhan produksi ini tidak menyebabkan diversifikasi sumber pasokan yang signifikan. Selama periode enam tahun tersebut, produksi kumulatif batubara Indonesia mencapai 4.194,7 juta ton, mewakili sekitar 88,5% dari total produksi kelima negara tersebut, sementara Vietnam, Filipina, Laos, dan Thailand bersama-sama hanya menyumbang sekitar 11,5%. Oleh karena itu, perluasan pasokan batubara regional tetap pada dasarnya bergantung pada Indonesia, bukan didorong oleh pertumbuhan produksi yang luas di semua negara penghasil.

Struktur ini berarti bahwa risiko utama yang dihadapi pasar batubara Asia Tenggara bukanlah kurangnya negara penghasil batubara, melainkan skala pasokan alternatif dari produsen lain yang tidak mencukupi. Jika produksi batubara di Indonesia terganggu, kebijakan pasokan domestik diperketat, atau peningkatan permintaan batubara industri domestik mengurangi ketersediaan ekspor, Vietnam, Filipina, Laos, dan Thailand akan sulit menggantikan volume pasokan yang setara dalam jangka pendek. Akibatnya, rencana produksi Indonesia, permintaan batubara domestik, dan kebijakan ekspor memiliki pengaruh yang kuat terhadp pasokan batubara regional.

Perlu dicatat bahwa total produksi kelima negara tersebut mencapai 925,5 juta ton pada tahun 2024 sebelum menurun menjadi 903,1 juta ton pada tahun 2025, penurunan sebesar 22,4 juta ton, atau sekitar 2,4%. Namun, grafik ini hanya dapat menunjukkan bahwa produksi menurun; tidak dapat, dengan sendirinya, menjelaskan alasan penurunan tersebut. Apakah penurunan tersebut terkait dengan Rencana Kerja dan Anggaran (RKAB), harga batubara, kondisi cuaca, operasi tambang, atau perubaan permintaan impor masih peru diverfikasi lebih lanjut menggunakan perkmbangan kebijakan, data produksi perusahan, dan data perdagangan.

Meskipun Indonesia mempertahankan tingkat produksi batu bara yang tinggi, jumlah batu bara yang tersedia untuk ekspor masih bisa menurun jika permintaan batu bara domestik dari PLN, taman indutri peleburan nikel, dan indutri lainnya meningkat pada saat yang bersamaan. Oleh karena itu, menilai apakah pasokan batu bara di Asia Tenggara longgar atau ketat memerlukan lebih dari sekadar melihat produksi. Konsumsi domestik, volume ekspor, dan arus perdagangan juga harus dipertimbangkan.

Tren Konsumsi Batu Bara dan Konsumsi Kumulatif di Negara-Negara Asia Tenggara Utama, 2020–2025

Sumber Data: Energy Institute

Pertumbuhan dan Perubahan Struktural dalam Konsumsi Batu Bara di Negara-Negara Asia Tenggara Utama, 2020–2025

Dari tahun 2020 hing ga 2025, total konsumsi batu bara di lima negara Asia Tenggara utama mening kat dari 7,49 EJ menjadi 10,34 EJ, peningkatan kumulatif sebesar 2 ,85 EJ, atau 38 ,1%, yang menunjukan bahwa skala absolut konsumsi batu bara di lima negara ini terus bertambah. Namun, pertum buhan regional tidak merata di antara negara dan sangat terpusat di Indonesia. Selama periode enam tahun, konsumsi batu bara Indonesia mening kat sebesar 2 ,39 EJ, menyumbang 83 ,9% dari peningkatan bersih lima negara, sementara Viet Nam mencatat peningkatan sebesar 0 ,37 EJ, menjadikanya kontributor terbesar kedua dalam pertumbuhan konsumsi. Bersama, Indonesia dan Viet Nam menyumbang 66 ,2% dari total konsumsi pada tahun 2020, menj adi 74 ,7% pada tahun 2025, peningkatan sekitar 8 ,4 poin persentase. Ini menunjukan konsentrasi lebih lanjut dari konsumsi batu bara regional di kedua negara ini.

Perubahan ini didukung oleh perkembangan industri yang mendasari. Di Indonesia, pertumbuhan konsumsi telah didorong tidak hanya oleh pembangkit listrik tenaga batu bara umum, tetapi juga oleh perluasan peleburan nikel dan pemb angkit listrik tenaga batu bara captive untuk penggunaan industri. Sementara itu, Viet Nam terus mengandalkan pemb angkit listrik tenaga batu bara untuk memenuhi permintaan listrik yang mening kat. Dalam sepuluh bulan pertama tahun 2025, pembangk it listrik tenaga batu bara menca pai 124 ,26 TWh, menyumbang 46 ,2% dari total pembangkitan listrik dan impor negara tersebut. Sebagai perbandingan, konsumsi batu bara di Malaysia tetap relatif stabil, konsumsi di Filipina mening kat tetapi menunjukan fluktuasi dari tahun ke tahun, sementara konsumsi Thailand menurun dari 0 ,76 EJ menjadi 0 ,59 EJ. Oleh karena itu, meskipun permintaan batu bara secara keseluruhan di Asia Tenggara terus meningkat, sumber pertumbuhannya tidak merata. Perubahan permintaan batu bara regional di masa depan kemungkinan akan semakin dipengaruhi oleh permintaan listrik, perkembangan industri padat energi, dan penyesuaian kebijakan energi di Indonesia dan Vietnam.

2.2 Indonesia: Pusat Pasokan Regional dan Pasar Pertumbuhan Terbesar untuk Permintaan Batu Bara

2.2.1 Wilayah dan Jenis Batu Bara Penghasil Utama

Produksi batu bara di Indonesia sangat terkonsentrasi di Kalimantan dan Sumatra, dengan tiga pusat produksi utama: Kalimantan Timur, Kalimantan Selatan, dan Sumatra Selatan. Kalimantan Timur diwakili oleh tambang batu bara terbuka skala besar seperti Sangatta, dengan produsen utama termasuk PT Kaltim Prima Coal (KPC). Kalimantan Selatan diwakili oleh daerah penghasil batu bara Tabalong–Balangan dan PT Adaro Indonesia, sementara Sumatra Selatan berpusat di daerah pertambangan Muara Enim–Tanjung Enim dan PT Bukit Asam Tbk (PTBA).

Secara keseluruhan, pasokan batu bara Indonesia ditandai dengan konsentrasi regional yang tinggi dan dominasi penambangan terbuka skala besar. Karakteristik ini juga merupakan fondasi penting bagi kemampuan negara untuk mempertahankan pasokan batu bara skala besar dengan biaya relatif rendah dalam jangka panjang.

2.2.2 Produsen Batu Bara Utama

PT Bumi Resources Tbk (BUMI)

BUMI adalah salah satu grup batu bara termal terbesar di Indonesia, dengan operasi batu bara terutama dilakukan melalui KPC dan PT Arutmin Indonesia (Arutmin). Aset inti KPC adalah area pertambangan Sangatta dan Bengalon di Kalimantan Timur. Arutmin mengoperasikan beberapa tambang terbuka di Kalimantan Selatan, termasuk Senakin, Satui, Mulia/Jumbang, Sarongga, Asam-Asam, dan Kintap, didukung oleh fasilitas pelabuhan dan konveyor terkait.

Pada tahun 2025, BUMI memproduksi 74,8 Mt batu bara, di mana KPC menyumbang 53,5 Mt dan Arutmin sekitar 21,3 Mt. Grup mencatat laba bersih sebesar 122,3 juta dolar AS, termasuk sekitar 81,01 juta dolar AS laba bersih yang diatribusikan kepada pemegang saham perusahaan induk.

Struktur biayanya terutama didorong oleh pengupasan tanah penutup, biaya kontraktor pertambangan, bahan bakar, transportasi, dan royalti. Pada tahun 2025, rasio pengupasan di KPC dan Arutmin masing-masing sekitar 8,5x dan 6,6x. Oleh karena itu, mengurangi rasio pengupasan, konsumsi bahan bakar, dan jarak angkut sangt penting untu mengendalikan biaya produksi.

PT Adaro Andalan Indonesia Tbk (AADI)

AADI merupaan produsen batubara termal terintegrasi. Aset pertambangan utamanya meliputi area pertambangan Tutupan dan Wara yang dioperasikan oleh PT Adaro Indonesia, tiga area pertambangan di bawah Balangan Coal, serta Mustika Indah Permai (MIP) di Sumatera Selatan. Perusahaan juga beroperasi di bidang jasa pertambangan, transportasi tongkang, terminal, pembangkit listrik tenaga batu bara, dan penyediaan air, membentuk rantai logistik terintegrasi dari tambang hingga pemuatan kapal.

Pada tahun 2025, produksi batu bara mencapai 68,73 Mt, naik 4,4% year on year, sedangkan penjualan batu bara naik 5,7% year on year menjadi 71,94 Mt. Volume penjualan mencakup sekitar 3,2 Mt perdagangan batu bara pihak ketiga. Laba bersih sekitar USD 760 juta.

Rasio pengupasan rata-rata untuk tahun ini sekitar 4,24x, secara signifikan lebih rendah dibandingkan dengan operasi pertambangan utama BUMI. Hasilnya, kebutuhan pengupasan lapisan penutup yang lebih rendah dan jaringan logistik terintegrasi perusahaan memberikan keunggulan biaya. Namun, biaya bahan bakar, biaya kontraktor pertambangan, dan royalti tetap menjadi variabel biaya utama.

PT Bayan Resources Tbk (BYAN)

BYAN merupakan produsen batu bara termal terintegrasi, dengan aset intinya berlokasi di area pertambangan Tabang dan Pakar di Kalimantan Timur. Perusahaan juga mengoperasikan berbagai fasilitas logistik batu bara, termasuk Balikpapan Coal Terminal (BCT) dan Kalimantan Floating Transfer Facility (KFT). Cadangan yang besar dan rasio pengupasan yang relatif rendah di Tabang dan Pakar menjadi kontributor utama bagi pertumbuhan produksi dan operasi biaya rendah perusahaan.

Pada tahun 2025, produksi batu bara mencapai 68,0 Mt, naik 19,6% year on year, sedangkan penjualan batu bara total mencapai 70,8 Mt. Laba bersih yang diatribusikan kepada pemegang saham perusahaan induk sekitar USD 767,9 juta. Rata-rata biaya tunai untuk tahun ini sekitar USD 32,5/t. Keunggulan biayanya terutama berasal dari rasio pengupasan yang relatif rendah, jarak angkut limbah yang lebih pendek, serta kontrol atas transportasi batu bara, pengangkutan tongkang, dan infrastruktur pemuatan kapal.

2.2.3 Struktur Konsumsi Batubara

Konsumsi batubara di Indonesia terutama didorong oleh batubara termal yang digunakan untuk pembangkit listrik, namun struktur permintaan sedang bergeser dari sistem ketenagalistrikan publik tradisional menuju struktur ganda yaitu "pembangkit listrik publik + pembangkit listrik captive industri." PLN dan IPP tetap menjadi segmen konsumen batubara terbesar. Pada saat yang sama, perluasan proyek smelter nikel, baja tahan karat, dan kokas telah menjadikan kawasan industri seperti IMIP dan IWIP sebagai sumber penting peningkatan permintaan batubara.

Pembangkit listrik publik terutama mengonsumsi batubara termal produksi dalam negeri Indonesia, sedangkan kawasan industri menggunakan batubara termal untuk pembangkit listrik dan juga membutuhkan batubara kokas untuk produksi kokas.

2.2.4 Perusahaan dan Kelompok Industri Pengonsumsi Batubara Utama

PT Perusahaan Listrik Negara（PLN）／PLN Energi Primer Indonesia（PLN EPI）

Pembangkit listrik PLN dan IPP bersama-sama merupakan sumber permintaan batubara terbesar di Indonesia. Pada tahun 2024, PLN EPI memproyeksikan bahwa permintaan batubara dari PLN dan IPP akan mencapai 174,66 Mt pada tahun 2025, naik 4% dari proyeksi tahun 2024 sebesar 167,98 Mt. Angka ini mewakili proyeksi permintaan batubara untuk seluruh sistem ketenagalistrikan publik, bukan konsumsi batubara aktual PLN saja.

Batubara terutama dipasok oleh perusahaan pertambangan dalam negeri Indonesia dan diamankan berdasarkan Kewajiban Pasar Domestik (DMO). Variabel biaya utama dalam sistem PLN meliputi harga batubara yang dikirim, kompatibilitas nilai kalor dan kadar abu dengan persyaratan pembangkit listrik, biaya transportasi tongkang dan laut, serta manajemen persediaan. Meskipun batubara dengan nilai kalor lebih rendah umumnya lebih murah per ton, volume yang lebih besar diperlukan untuk menghasilkan jumlah listrik yang sama. Oleh karena itu, biaya pengadaan tidak dapat dinilai hanya dengan membandingkan harga batubara per ton.

Indonesia Morowali Industrial Park（IMIP）

IMIP dikembangkan bersama oleh Tsingshan Holding Group, perusahaan baja dan nikel besar Tiongkok, dan Bintang Delapan Group dari Indonesia. IMIP merupakan kawasan industri terpadu besar yang berpusat pada smelter nikel dan industri hilir. Kegiatan utama IMIP meliputi smelter nikel, produksi feronikel, produksi baja tahan karat, dan bahan baterai.

IMIP adalah salah satu klaster industri pengguna batu bara terpenting di Indonesia. Batu bara terutama digunakan untuk pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) captive dan produksi kokas. Batu bara termal terutama digunakan di PLTU captive untuk memasok listrik bagi peleburan nikel, baja tahan karat, dan fasilitas industri lainnya, sementara batu bara kokas digunakan dalam proyek koking untuk menghasilkan kokas bagi pembuatan baja di dalam kawasan industri.

China Risun, perusahaan koking asal Tiongkok, mengungkapkan bahwa sekitar sepertiga bahan baku batu bara kokas yang digunakan proyek koking IMIP berasal dari Indonesia, meski porsi ini tidak dapat dianggap mewakili seluruh kawasan industri. Pada 2025, sejumlah kecil batu bara kokas asal Tiongkok juga diperdagangkan ke Sulawesi, yang menunjukkan kawasan industri memiliki fleksibilitas untuk menyesuaikan sumber pengadaan internasionalnya. Biaya PLTU captive IMIP terutama dipengaruhi oleh harga batu bara termal, efisiensi pembangkit, dan tingkat utilisasi.

Indonesia Weda Bay Industrial Park（IWIP）

IWIP adalah kawasan industri terpadu berskala besar yang dikembangkan bersama oleh kelompok industri Tiongkok, termasuk Tsingshan, Huayou, dan Zhenshi. Pengembangannya terutama berfokus pada pengolahan sumber daya nikel, peleburan nikel, dan material baterai kendaraan listrik. IWIP didirikan pada 2018 dan saat ini menampung berbagai perusahaan yang bergerak di pengolahan nikel, peleburan, dan produksi material baterai.

Permintaan batu bara IWIP terutama berasal dari PLTU captive yang memasok listrik untuk peleburan nikel dan fasilitas industri lain di dalam kawasan. Peleburan nikel, khususnya proses seperti Rotary Kiln–Electric Furnace (RKEF), membutuhkan listrik dalam jumlah besar yang berkelanjutan dan stabil. Karena itu, kawasan industri ini mengembangkan kapasitas pembangkit listrik tenaga batu bara captive berskala besar. Hingga 2025, informasi proyek yang tersedia untuk publik menunjukkan kapasitas PLTU yang terkait dengan IWIP telah melampaui 4 GW, menyediakan listrik untuk produksi feronikel, nickel matte, dan produk antara nikel lainnya.

2.3 Vietnam: Produksi Antrasit Domestik Seiring Permintaan Impor Batu Bara

2.3.1 Wilayah Penghasil Batu Bara Utama dan Jenis Batu Bara

Produksi batu bara Vietnam bahkan lebih terkonsentrasi secara geografis, dengan wilayah produksi intinya hampir seluruhnya berlokasi di Provinsi Quảng Ninh. Daerah penghasil batubara tradisional utama meliputi Cẩm Phả, Hạ Long, Uông Bí, dan Đông Triều. Jenis batubara yang representatif adalah antrasit, yang sangat berbeda dengan struktur pasokan Indonesia, di mana batubara sub-bituminus dengan nilai kalori rendah hingga sedang mendominasi.

Dibandingkan dengan lignit, batubara sub-bituminus, dan batubara bituminus, antrasit memiliki karakteristik kandungan karbon tertinggi, tingkat pengotor yang lebih rendah, kekerasan dan densitas yang lebih tinggi, suhu penyalaan yang lebih tinggi, serta pembakaran tanpa asap. Antrasit Vietnam umumnya memiliki kandungan karbon di atas 80%, dengan kemurnian lebih dari 65%. Karena kandungan sulfur yang rendah, biasanya menghasilkan sedikit bau tidak sedap selama pembakaran. Nilai kalorinya umumnya berkisar antara 6.900–7.300 kkal/kg, sedangkan volatile matter biasanya sekitar 3%–10%.

Vietnam National Coal and Mineral Industries Group (VINACOMIN / TKV) adalah kelompok produksi batubara terpenting di negara ini. Pada tahun 2025, TKV memproduksi sekitar 38,85 Mt batubara yang dapat dijual dan mencatat penjualan batubara sekitar 44,63 Mt.

Secara keseluruhan, Vietnam tidak hanya dicirikan oleh konsentrasi geografis yang tinggi dalam produksi batubara, tetapi juga oleh jenis batubara dan kerangka pelaporan statistik yang sangat berbeda dengan Indonesia.

2.3.2 Produsen Batubara Utama

TKV／VINACOMIN

Meskipun TKV adalah grup batubara dan mineral milik negara terbesar di Vietnam, dengan tambang batubara yang sebagian besar terkonsentrasi di Quang Ninh dan operasi penambangan yang mencakup tambang terbuka dan tambang bawah tanah, grup ini juga menjalankan bisnis pembangkit listrik sendiri melalui DTK / Vinacomin - Power Holding Corporation. Sementara itu, Coal Import Export JSC (Coalimex) didirikan sebelum terbentuknya struktur grup TKV saat ini dan kemudian dimasukkan ke dalam sistem TKV ketika industri batubara Vietnam mengalami restrukturisasi. Coalimex adalah perusahaan saham gabungan independen dan anggota grup TKV di bawah kepemilikan yang dikendalikan negara, yang terutama bergerak dalam impor dan ekspor batubara, pengadaan internasional, pengolahan, dan perdagangan.

Tambang terbuka representatif TKV meliputi Cao Son, Deo Nai–Coc Sau, dan Ha Tu, sedangkan tambang bawah tanah utamanya meliputi Ha Lam, Khe Cham, Mao Khe, Vang Danh, dan Nui Beo.

Dalam lima bulan pertama tahun 2025, TKV menjual sekitar 22,24 Mt batubara, di mana 19,21 Mt dipasok ke pembangkit listrik, mencakup sekitar 86% dari total penjualan. Pada tahun 2025, TKV memproduksi sekitar 38,4 Mt batubara mentah dan 38,85 Mt batubara layak jual, sementara penjualan batubara mencapai 44,63 Mt. Penjualan melebihi produksi sendiri terutama karena TKV juga menjual batubara impor, produk batubara campuran, dan batubara dari persediaan. Perusahaan mencatat laba konsolidasi sekitar VND 7,66 triliun, tetapi angka ini juga mencakup bisnis mineral, pembangkit listrik, bahan kimia, dan usaha lainnya sehingga tidak boleh dianggap sebagai laba dari segmen batubara saja. Seiring dengan penambangan bawah tanah yang terus meluas ke kedalaman yang lebih besar, ventilasi, drainase, pengembangan jalan tambang, manajemen keselamatan, dan tenaga kerja menjadi sumber utama tekanan biaya.

Dong Bac Corporation (Dong Bac)

Dong Bac adalah perusahaan pertahanan-ekonomi di bawah Kementerian Pertahanan Vietnam dan merupakan produsen batubara domestik terpenting di negara tersebut di luar sistem TKV. Operasi penambangannya terutama berlokasi di Quang Ninh dan mencakup penambangan terbuka dan bawah tanah. Perusahaan juga terlibat dalam penyaringan, pemrosesan, impor, dan pencampuran batubara.

Dalam beberapa tahun terakhir, rata-rata produksi batubara Dong Bac telah melampaui 7 Mt per tahun, sementara penjualan batubara mendekati 11 Mt per tahun. Volume penjualan yang lebih tinggi mencerminkan masuknya batubara impor dalam portofolio penjualan, yang berarti volume penjualan tidak boleh langsung disamakan dengan produksi batubara sendiri.

Karena operasi penambangannya relatif tersebar dan kondisi geologisnya kompleks, struktur biayanya terutama dipengaruhi oleh biaya penambangan bawah tanah, transportasi lokasi tambang, penyaringan dan pemrosesan batubara, serta biaya batubara impor yang digunakan untuk pencampuran.

2.3.3 Struktur Konsumsi Batubara

Konsumsi batubara Vietnam terus didominasi oleh sektor listrik. Antrasit yang diproduksi di dalam negeri terutama dipasok ke pembangkit listrik tenaga batubara di Vietnam utara, sementara batubara bituminus dan sub-bituminus impor terutama digunakan oleh pembangkit listrik di Vietnam tengah dan selatan yang dirancang untuk membakar batubara impor.

Meskipun konsumsi batubara di industri baja masih lebih rendah dibandingkan sektor listrik, pentingnya permintaan batubara kokas semakin meningkat seiring dengan beroperasinya proyek tanur tiup seperti Hoa Phat Dung Quat 2.

2.3.4 Perusahaan Konsumen Batu Bara Utama

Vietnam Electricity (EVN)

EVN adalah grup ketenagalistrikan terintegrasi milik negara Vietnam, dengan operasi yang mencakup pembangkitan, transmisi, distribusi, dan penjualan listrik. PLTU yang dioperasikan EVN dan Perusahaan Pembangkitan Listriknya (GENCO) mengonsumsi rata-rata sekitar 40 juta ton batu bara per tahun, termasuk sekitar 28 juta ton antrasit produksi domestik dan sekitar 12 juta ton batu bara bituminus atau sub-bituminus impor. Dalam skenario rencana operasi 2025, permintaan batu bara domestik diperkirakan sekitar 27,31–28,53 juta ton, sedangkan permintaan batu bara impor sekitar 11,13 juta ton, sehingga total permintaan batu bara sekitar 38,44–39,66 juta ton.

EVN juga memiliki National Power Transmission Corporation (EVNNPT), yang bertanggung jawab atas jaringan transmisi tegangan tinggi nasional. Lima perusahaan distribusi dan ritel listrik regional utamanya adalah EVNNPC (Vietnam Utara), EVNCPC (Vietnam Tengah), EVNSPC (Vietnam Selatan), EVNHANOI (Hanoi), dan EVNHCMC (Ho Chi Minh City). Perusahaan-perusahaan ini dan EVNNPT semuanya merupakan bagian dari sistem EVN, tetapi menjalankan fungsi yang berbeda dalam transmisi, distribusi, dan ritel listrik.

Antrasit domestik dan batu bara campuran terutama dipasok oleh TKV dan Dong Bac, sementara batu bara bituminus dan sub-bituminus impor terutama digunakan oleh unit pembangkit yang dirancang untuk batu bara impor, termasuk Vinh Tan 4, Duyen Hai 3, dan Ekspansi Duyen Hai 3. Biaya bahan bakar dalam sistem EVN terutama dipengaruhi oleh harga batu bara domestik, harga CFR batu bara impor, kualitas batu bara dan rasio pencampuran, serta biaya pelabuhan dan transportasi.

Hoa Phat Group (Hoa Phat)

Hoa Phat adalah salah satu produsen baja terintegrasi terbesar di Vietnam yang menggunakan rute tanur tinggi–konverter oksigen dasar. Operasi bajanya terutama terkonsentrasi di kompleks baja terintegrasi Hai Duong dan Dung Quat, yang dilengkapi fasilitas kokas, sinter, tanur tinggi, konverter oksigen dasar, dan pengerolan. Pada 2025, produksi baja kasar grup mencapai 11 juta ton, naik 26% dibandingkan tahun sebelumnya.

Hoa Phat menggunakan rute produksi Blast Furnace–Basic Oxygen Furnace (BF–BOF)Batu bara kokas pertama-tama diubah menjadi kokas di tanur kokas, lalu digunakan di tanur tinggi untuk pembuatan besi. Batu bara Pulverized Coal Injection (PCI) juga diinjeksi ke tanur tinggi untuk sebagian menggantikan kokas. Karena itu, kebutuhan batu bara Hoa Phat terutama terkonsentrasi pada batu bara kokas dan batu bara PCI, bukan batu bara termal konvensional yang digunakan di sektor pembangkit listrik. Seiring Dung Quat 2 meningkatkan produksi hingga kapasitas penuh, output hot metal dan baja kasar yang lebih tinggi akan meningkatkan permintaan kokas, batu bara kokas, dan batu bara PCI secara sejalan.

Dung Quat adalah basis produksi baja terbesar Hoa Phat, dengan kapasitas desain total hampir 12 juta ton per tahun. Fasilitas ini juga dilengkapi pelabuhan laut dalam yang mampu menangani kapal pengangkut curah besar, sehingga memudahkan impor langsung bahan baku curah seperti bijih besi dan batu bara kokas. Kapasitas baja kasar grup saat ini sekitar 16 juta ton per tahun dan diperkirakan meningkat lebih lanjut menjadi 18 juta ton per tahun pada 2027, termasuk sekitar 9 juta ton hot-rolled coil (HRC) dan 9 juta ton produk baja panjang. Namun, sebagian kapasitas tambahan akan berasal dari proyek tanur busur listrik, sehingga pertumbuhan kapasitas pembuatan baja total grup tidak dapat langsung diterjemahkan menjadi peningkatan permintaan batu bara kokas yang proporsional.

Biaya bahan baku Hoa Phat terutama dipengaruhi oleh harga internasional batu bara kokas dan batu bara PCI, harga bijih besi, coke rate, PCI rate, biaya angkut, nilai tukar, serta tingkat utilisasi tanur tinggi. Australian Premium Hard Coking Coal (PHCC) dapat menjadi tolok ukur internasional penting untuk biaya batu bara kokasnya, meskipun biaya pengadaan aktual juga bergantung pada bauran batu bara, struktur blending, dan biaya logistik pengiriman.

Formosa Ha Tinh Steel（FHS）

FHS adalah produsen baja terintegrasi dengan investasi asing yang berlokasi di Zona Ekonomi Vung Ang, Provinsi Ha Tinh, Vietnam. Proyek ini dipimpin oleh Formosa Plastics Group dari Taiwan, dengan partisipasi China Steel Corporation (CSC) dari Taiwan dan JFE Steel dari Jepang.

FHS mengoperasikan rantai produksi pembuatan baja terintegrasi yang lengkap, termasuk kokas, sinter, tanur tinggi, tanur oksigen dasar, dan fasilitas pengerolan. FHS juga mengembangkan dan mengoperasikan Pelabuhan Son Duong, yang digunakan untuk mengimpor bahan baku curah seperti bijih besi dan batu bara, serta untuk mengekspor produk baja. Menurut informasi resmi dari FHS, dua tanur tiupnya memiliki kapasitas produksi besi cair gabungan sekitar 7 juta ton per tahun, sementara kapasitas baja setengah jadi, termasuk billet dan slab, sekitar 7,1 juta ton per tahun, dan kapasitas produksi kokasnya sekitar 3 juta ton per tahun.

FHS menggunakan rute produksi tanur tiup–konverter oksigen dasar, yang berarti kebutuhan batubaranya terutama terkonsentrasi pada batubara kokas dan batubara PCI. Batubara kokas terlebih dahulu diproses di tanur kokas untuk menghasilkan kokas, yang kemudian digunakan di tanur tiup untuk pembuatan besi. Batubara PCI diinjeksikan langsung ke tanur tiup untuk menggantikan sebagian kokas. Sistem energi internal FHS juga memanfaatkan gas produk samping dari proses pembuatan baja, termasuk gas tanur kokas dan gas tanur tiup.

Selain itu, FHS mengusulkan ekspansi lanjutan pada 2025 yang akan meningkatkan kapasitas pembuatan baja kompleks terintegrasi tersebut menjadi sekitar 15 juta ton per tahun.

2.4 Filipina: Pasokan Batubara Domestik Berperingkat Rendah yang Dilengkapi Impor

2.4.1 Wilayah Penghasil Batubara Utama dan Jenis Batubara

Produksi batubara di Filipina hampir seluruhnya terkonsentrasi di Pulau Semirara, dengan Semirara Mining and Power Corporation (SMPC) sebagai produsen batubara utama negara tersebut.

Sebelumnya, Environmental Compliance Certificate (ECC) untuk Semirara Coal Mine Complex membatasi produksi batubara tahunan pada 16,0 juta ton. Pada 2025, Departemen Lingkungan Hidup dan Sumber Daya Alam Filipina (DENR) menyetujui revisi ECC yang memperluas cakupan proyek untuk mencakup tambang Acacia dan menaikkan batas produksi tahunan menjadi 20,0 juta ton untuk 2025–2027.

Didorong oleh membaiknya kondisi penambangan di tambang Narra dan pelonggaran pembatasan produksi, output batubara SMPC naik ke rekor 19,9 juta ton pada 2025, sekitar 24% lebih tinggi dari 16,0 juta ton pada 2024.

2.4.2 Produsen Batubara Utama

SMPC

SMPC adalah produsen batubara terbesar di Filipina, dengan operasi penambangan intinya berlokasi di Pulau Semirara, Provinsi Antique. Menurut data terbaru dari Departemen Energi Filipina (DOE) yang dikutip dalam laporan perusahaan 2025, SMPC menyumbang sekitar 97% dari total produksi batubara nasional. Per akhir 2025, DMCI Holdings memegang sekitar 56,65% saham SMPC, sehingga menjadi pemegang saham pengendali. SMPC juga mengoperasikan bisnis pembangkitan listrik tenaga batubara melalui Sem-Calaca Power Corporation (SCPC) dan Southwest Luzon Power Generation Corporation (SLPGC), menjadikannya perusahaan energi terintegrasi vertikal yang menggabungkan penambangan batubara dan pembangkitan listrik tenaga batubara.

Pada 2025, produksi batubara SMPC mencapai sekitar 19,9 juta ton, tertinggi sepanjang sejarah, sementara laba bersih konsolidasian grup sekitar PHP 13,06 miliar. Batas produksi batubara tahunan SMPC dinaikkan dari 16 juta ton menjadi 20 juta ton berdasarkan Environmental Compliance Certificate (ECC), bukan semata-mata akibat ekspansi kapasitas produksi teknis tambang.

Pada 2025, stripping ratio efektif SMPC sekitar 11,4:1. Karena perusahaan mengoperasikan tambang terbuka skala besar, biaya produksinya sangat dipengaruhi oleh volume pengupasan lapisan penutup, biaya diesel, tenaga kerja, serta pengoperasian dan pemeliharaan peralatan tambang. Selain itu, depresiasi dan amortisasi yang terkait dengan peralatan tambang baru dan kegiatan pra-pengupasan di tambang Narra juga memengaruhi biaya produksi batubara per unit.

2.5 Malaysia: Pasar Konsumen Batubara yang Sangat Bergantung pada Impor

2.5.1 Struktur Konsumsi Batubara

Konsumsi batubara di Malaysia sangat terkonsentrasi di sektor ketenagalistrikan, dengan negara tersebut hampir sepenuhnya bergantung pada batubara impor. Pada 2025, pembangkit listrik tenaga batubara menyumbang sekitar 58,6% dari pembangkitan listrik di Malaysia Semenanjung, menjadikan pembangkit listrik tenaga batubara skala besar sebagai konsumen batubara utama. Meskipun produsen baja juga mengonsumsi batubara kokas dan kokas, volume konsumsi keseluruhannya tetap lebih kecil dibandingkan sektor pembangkitan listrik tenaga batubara.

2.5.2 Perusahaan Konsumen Batubara Utama

Tenaga Nasional Berhad（TNB）

TNB adalah utilitas listrik terintegrasi inti di Malaysia Semenanjung. Aset PLTU utama yang berada di bawah kendalinya atau yang dimilikinya melalui kepemilikan ekuitas mencakup Sultan Azlan Shah Power Station (Manjung) sekitar 4,08 GW, Jimah East Power Station 2,0 GW yang 70% sahamnya dimiliki TNB, serta kompleks pembangkitan Kapar Energy Ventures (KEV) yang 60% sahamnya dimiliki TNB. Pengadaan dan transportasi batubara terutama ditangani oleh TNB Fuel Services (TNBF).

TNBF memasok batubara tidak hanya ke PLTU yang dikendalikan TNB, tetapi juga ke sejumlah IPP yang memiliki Power Purchase Agreements (PPA) dalam sistem kelistrikan TNB. Karena itu, volume pasokan batubara TNBF tidak boleh langsung ditafsirkan sebagai konsumsi batubara PLTU milik TNB.

Pada 2025, TNBF menyalurkan sekitar 36,39 juta ton batubara ke pembangkit listrik, naik dari 34,89 juta ton pada 2024, atau tumbuh sekitar 4,3% secara tahunan. Pada periode yang sama, konsumsi batubara aktual oleh PLTU milik TNB dan IPP terkait di Malaysia Semenanjung sekitar 35,9 juta ton, dibandingkan 34,7 juta ton pada FY2024. Kedua angka tersebut merepresentasikan ukuran yang berbeda: satu merujuk pada batubara yang dikirim ke pembangkit, sedangkan yang lain merujuk pada batubara yang benar-benar dikonsumsi oleh pembangkit. Selisihnya terutama mencerminkan perubahan persediaan di pembangkit, waktu pengiriman, dan metodologi statistik. Karena itu, angka 36,39 juta ton tidak boleh langsung disamakan dengan konsumsi batubara di PLTU milik TNB.

TNBF terutama mengadakan batubara termal impor. PLTU di Malaysia Semenanjung sangat bergantung pada pasokan luar negeri, dengan Indonesia sebagai sumber terbesar, sementara Australia dan negara lain menyediakan pasokan pelengkap.

Terkait konsumsi batubara di Manjung, beberapa sumber sekunder menyatakan bahwa pembangkit tersebut mengonsumsi sekitar 30.000 ton batubara per hari, sekaligus mengutip konsumsi tahunan sekitar 15 juta ton. Namun, bahkan dengan asumsi operasi terus-menerus 30.000 ton per hari selama 365 hari, konsumsi tahunan hanya akan sekitar 10,95 juta ton. Karena itu, angka “30.000 ton per hari” dan “15 juta ton per tahun” tidak mungkin keduanya benar secara aritmetika.

Biaya batubara dalam sistem TNB terutama dipengaruhi oleh biaya batubara impor yang tiba di lokasi, nilai tukar ringgit Malaysia–dolar AS, nilai kalor dan kualitas batubara, tarif angkut laut, serta biaya logistik pelabuhan. Karena batubara impor umumnya dihargai dalam dolar AS, depresiasi ringgit Malaysia dapat meningkatkan biaya bahan bakar aktual meskipun harga batubara internasional tidak berubah. Perubahan harga bahan bakar sebagian diteruskan ke sistem kelistrikan melalui Applicable Coal Price (ACP) dan mekanisme penyesuaian biaya bahan bakar terkait. Akibatnya, kenaikan harga batubara internasional tidak serta-merta atau langsung berujung pada penurunan laba TNB dalam besaran yang setara.

Malakoff Corporation Berhad

Aset inti pembangkitan listrik tenaga batubara Malakoff di Johor terdiri dari Tanjung Bin Power Plant (TBPP) dan Tanjung Bin Energy Power Plant (TBEPP), dengan kapasitas terpasang gabungan sekitar 3,1 GW. TBPP memiliki kapasitas terpasang 2,1 GW yang terdiri dari tiga unit pembangkit tenaga batubara 700 MW, sedangkan TBEPP terdiri dari satu unit tenaga batubara 1.000 MW. Kedua pembangkit tersebut dioperasikan masing-masing oleh anak perusahaan Malakoff, yaitu Tanjung Bin Power Sdn. Bhd. dan Tanjung Bin Energy Sdn. Bhd., dan merupakan aset PLTU utama Malakoff.

Pada 2025, bisnis energi Malakoff melaporkan konsumsi energi batubara sekitar 188,37 juta GJ, turun dari 207,03 juta GJ pada 2024, atau turun sekitar 9% secara tahunan.

Bahan bakar untuk proyek PLTU Tanjung Bin terutama dipasok melalui sistem pasokan batubara termal impor Malaysia Semenanjung, dengan TNBF berperan penting dalam pengadaan dan pengaturan pasokan batubara terkait. Karena biaya bahan bakar batubara dapat diteruskan ke sistem kelistrikan melalui PPA dan mekanisme pass-through biaya bahan bakar terkait, kenaikan harga batubara internasional umumnya meningkatkan biaya pembangkitan namun tidak selalu menyebabkan penurunan laba Malakoff secara proporsional. Profitabilitas Malakoff juga dipengaruhi faktor seperti ketersediaan pembangkit, produksi listrik, pemeliharaan, ketentuan PPA, dan efisiensi operasional.

Edra Power Holdings（Edra）

Edra Power Holdings awalnya dibentuk pada 2014 melalui konsolidasi tiga kelompok produsen listrik independen besar Malaysia—Powertek Energy Group, KLPP Group, dan Jimah Energy Group. Pada 2016, perusahaan ini diakuisisi oleh China General Nuclear Power Corporation (CGN), dan menjadi platform pembangkitan listrik independen di bawah CGN.

Untuk proyek PLTU Jimah, Edra memiliki 75% kepentingan di Jimah Energy Ventures Holdings (JEVH), sementara Tenaga Nasional Berhad (TNB) memegang sisa 25%. JEVH pada gilirannya memiliki 100% Jimah Energy Ventures (JEV), yang mengoperasikan Jimah Power Station. Melalui struktur kepemilikan ini, Edra secara tidak langsung memiliki kepentingan efektif 75% di Jimah Power Station, sementara TNB memiliki 25%.

Jimah Power Station berlokasi di Port Dickson, Negeri Sembilan. Pembangkit ini terdiri dari dua unit pembangkit tenaga batubara subkritis 700 MW, dengan total kapasitas terpasang 1,4 GW, dan merupakan sumber PLTU baseload penting di Malaysia Semenanjung.

Biaya terkait bahan bakarnya terutama dipengaruhi oleh tingkat pemanfaatan pembangkit, nilai kalor dan kualitas batubara, harga batubara impor, serta biaya angkut laut. Karena biaya batubara tunduk pada pengaturan pass-through biaya berdasarkan PPA terkait dan mekanisme pasokan bahan bakar, kenaikan harga batubara internasional meningkatkan biaya bahan bakar bagi sistem tenaga listrik, tetapi tidak selalu mengurangi laba Edra dalam proporsi yang sama.