Kinerja Lingkungan Memburuk, PGN (PGAS) Malah Mau Tambah Emisi Lewat Proyek Hidrogen

KABARBURSA.COM — Upaya PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGAS) menekan jejak emisi mulai terlihat dari laporan keberlanjutan terakhir yang dipublikasikan perusahaan. Konsumsi energi turun, emisi gas rumah kaca ikut menyusut, dan efisiensi operasional diklaim membaik di sejumlah wilayah kerja. Namun di saat yang sama, PGN atau PGAS justru bersiap masuk lebih dalam ke bisnis hidrogen berbasis gas alam—teknologi yang secara global masih dikaitkan dengan emisi karbon tinggi.

Situasi ini memunculkan pertanyaan yang lebih besar bagi investor dan pengamat ESG. Apakah PGAS sedang mempercepat transisi energi, atau justru memperpanjang umur ekonomi gas fosil dalam bentuk baru?

Jika merujuk pada Laporan Keberlanjutan PGAS Tahun Buku 2025, total penggunaan energi perusahaan sepanjang tahun lalu mencapai 316.734,12 Gigajoule (GJ). Angka ini melonjak tajam sekitar 113 persen dibandingkan 2024 yang berada di level 148.510,52 GJ. Bahkan jika dibandingkan dengan 2023 sebesar 101.888,48 GJ, konsumsi energi PGAS telah membengkak sekitar 211 persen dalam dua tahun terakhir.

Meski begitu, intensitas emisi GRK cakupan 1 dan 2 PGAS justru turun menjadi 156,21 tCO₂eq per USD1 juta pada 2025, dari 177,20 pada 2024 dan 206,34 pada 2023. Penurunan sekitar 24 persen dalam dua tahun ini mengindikasikan perusahaan menghasilkan emisi lebih rendah untuk setiap unit nilai ekonomi yang diciptakan.

Perusahaan mencatat reduksi emisi sebesar 38.995,25 ton CO₂eq pada 2025, meningkat dibandingkan 2024 yang mencapai 29.722,54 ton CO₂eq. Secara sederhana, data ini menunjukkan PGAS tampak lebih efisien dalam mengelola emisi di tengah ekspansi operasionalnya.

Tekanan ekologis PGAS juga terlihat dari aspek pengambilan air. Masih berdasarkan Laporan Keberlanjutan 2025, total pengambilan air (water withdrawal) PGAS naik menjadi 199.490,23 megaliter pada 2025, dari 147.038,61 megaliter pada 2024 dan 129.136,62 megaliter pada 2023. Dalam dua tahun, angka ini meningkat sekitar 54,5 persen.

Lonjakan tersebut menunjukkan kebutuhan sumber daya air ikut membesar seiring ekspansi aktivitas operasional grup PGAS. Air dalam industri energi bukan sekadar kebutuhan domestik, melainkan digunakan untuk pendinginan fasilitas, proses pengolahan, hingga aktivitas pendukung distribusi energi.

Menariknya, total penggunaan air aktual perusahaan justru cenderung stabil bahkan menurun tipis menjadi 1.076,36 megaliter pada 2025, dibanding 1.130,91 megaliter pada 2024 dan 1.081,81 megaliter pada 2023. Intensitas penggunaan air juga turun menjadi 0,27 megaliter per USD1 juta nilai ekonomi, dari 0,30 pada dua tahun sebelumnya.

Kondisi ini memperlihatkan adanya paradoks lain dalam kinerja ESG PGAS. Di satu sisi, perusahaan tampak lebih efisien menggunakan air untuk menghasilkan nilai ekonomi, tercermin dari menurunnya intensitas penggunaan. Namun di sisi lain, volume pengambilan air dari sumber eksternal justru meningkat cukup tajam.

Secara sederhana, PGAS terlihat semakin hemat dalam memanfaatkan air yang dipakai langsung untuk operasi, tetapi tetap membutuhkan cadangan air lebih besar untuk menopang skala bisnis yang berkembang. Efisiensi mikro berjalan beriringan dengan ekspansi makro.

Catatan lain muncul dari emisi tidak langsung atau Scope 3 milik PGAS. Berbeda dengan asumsi umum bahwa pelaporan Scope 3 perusahaan energi domestik cenderung terbatas pada perjalanan dinas dan aktivitas administratif, PGAS justru telah memasukkan komponen yang jauh lebih material.

Berdasarkan Laporan Keberlanjutan 2025, total emisi Scope 3 PGAS mencapai 18,52 juta ton CO₂eq, turun dari 20,46 juta ton CO₂eq pada 2024. Nilai ini bahkan mendominasi sekitar 96 persen dari total emisi PGAS secara keseluruhan, yang mencapai 19,14 juta ton CO₂eq pada 2025.

Kontributor terbesar berasal dari kategori penggunaan produk yang dijual (Use of Sold Products) sebesar 17,28 juta ton CO₂eq, disusul penjualan produk yang masih memerlukan proses lanjutan sebesar 1,23 juta ton CO₂eq. Sementara emisi dari perjalanan bisnis menggunakan pesawat hanya sekitar 745 ton CO₂eq, atau nyaris tidak signifikan dibanding keseluruhan jejak karbon perusahaan.

Data ini menunjukkan sumber emisi terbesar PGAS bukan berasal dari operasional internal perusahaan, melainkan dari penggunaan gas bumi oleh konsumen akhir. Dengan kata lain, sebagian besar beban karbon PGAS justru muncul setelah produk dijual ke pasar.

Merespons karakteristik emisi tersebut, Corporate Secretary PGAS, Fajriyah Usman, menjelaskan bahwa pengungkapan emisi tidak langsung ini memang dilakukan perusahaan secara bertahap demi memenuhi relevansi metodologi dan peta jalan (roadmap) ESG mereka.

"PGN (PGAS) telah melakukan penghitungan dan publikasi inventarisasi emisi Scope 1, 2, dan 3 dalam Sustainability Report sesuai dengan kebutuhan pengungkapan dan relevansi metodologi yang tersedia," kata Fajriyah kepada KabarBursa.com, Selasa, 19 Mei 2026.

Menurut Fajriyah, pendekatan bertahap ini sengaja difokuskan pada sektor-sektor yang paling material bagi bisnis gas bumi perusahaan dengan cakupan wilayah yang sudah menyeluruh.

"Untuk Scope 3 sendiri, pendekatannya dilakukan bertahap sesuai roadmap ESG yang telah disusun. Dimulai dari Kategori 6 (Business Travel), Kategori 10 (Processing of Sold Product), serta Kategori 11 (Use of Sold Product) — dengan cakupan hingga 100 persen area operasional PGN," katanya.

Saat Emisi Turun, PGAS Justru Siapkan Bisnis Hidrogen

Di tengah perbaikan efisiensi dan penurunan emisi tersebut, PGAS melalui anak usahanya PT Pertamina Gas tengah menyiapkan pengembangan pabrik hidrogen berbasis gas alam senilai USD16,31 juta atau sekitar Rp277,3 miliar.

Pabrik itu dirancang menggunakan teknologi Steam Methane Reforming (SMR) dengan target utama pasar industri oleokimia serta potensi mendukung pengembangan sustainable aviation fuel (SAF).

“Untuk saat ini hydrogen plant yang dibangun menggunakan bahan baku gas alam dan teknologi Steam Methane Reforming dengan target utama konsumen adalah industri oleokimia,” tulis manajemen PGAS dalam keterbukaan informasinya yang dilihat Sabtu, 16 Mei 2026.

Masalahnya, teknologi SMR bukan teknologi Hidrogen nol emisi. Pilihan PGAS menjatuhkan hati pada teknologi SMR membawa konsekuensi ekologis yang kontradiktif dengan narasi dekarbonisasi. SMR pada dasarnya adalah proses "memaksa" metana (CH4) dari gas alam untuk pecah berkeping-keping demi menghasilkan hidrogen (H2). Namun, produk sampingan dari perceraian kimiawi ini adalah musuh utama iklim: Karbon Dioksida (CO2).

Sebagai gambaran betapa kotornya proses ini secara fundamental, laporan teknis dari HFY Energy—perusahaan teknologi ramah lingkungan yang berbasis di Amerika Serikat dan Inggris—memaparkan hitungan matematis berdasarkan berat molekul (Massa Molar) pembakaran metana:

Artinya, secara hukum alam kimia yang kaku, setiap kali industri membakar 1 kilogram gas metana murni, otomatis akan menghasilkan 2,74 kilogram gas CO2.

Ketika rumus ini diterapkan dalam skala industri hidrogen, dampaknya membengkak berkali-kali lipat. Literatur yang dikaji peneliti Department of Chemical Engineering, Texas A&M University at Qatar dalam jurnal Cleaner Engineering and Technology (2022) menunjukkan produksi hidrogen melalui teknologi SMR masih membawa jejak karbon tinggi. Berbagai studi terdahulu yang dirujuk memperkirakan proses SMR menghasilkan sekitar 7,5–12 kilogram CO₂ untuk setiap 1 kilogram hidrogen yang diproduksi, tergantung efisiensi fasilitas dan konfigurasi operasional.

Untuk memudahkan bayangan, anggaplah hidrogen ini seperti "gula murni" yang ingin kita ekstrak dari tebu (gas alam). Demi mendapatkan 1 sendok teh gula hidrogen yang bersih, pabrik SMR PGAS harus membuang 7 sampai 12 sendok teh limbah hitam berupa karbon ke udara. Akibat efisiensi termal SMR yang menurut data Hydrogen Council hanya berkisar antara 65 persen hingga 75 persen, sisa energi metana lainnya lenyap begitu saja sebagai panas buang atau polusi. Tidak heran jika secara global, aktivitas SMR menyumbang hampir 3 persen dari total emisi sektor industri di seluruh dunia.

Dalam taksonomi hijau dunia energi, hidrogen yang diproduksi PGAS ini masuk dalam kategori paling bawah, disebut Grey Hydrogen atau hidrogen abu-abu.

PGAS sendiri menegaskan bahwa proyek ini dirancang sebagai jembatan transisi menuju energi rendah karbon secara bertahap dengan melihat parameter keekonomian.

"PGN memandang pengembangan Hidrogen berbasis Steam Methane Reforming (SMR) sebagai salah satu bagian dari langkah transisi menuju pengembangan energi yang lebih rendah karbon, dengan tetap memperhatikan prinsip kehati-hatian, kesiapan teknologi, keekonomian, dan efektivitas penurunan emisi secara bertahap," kata Fajriyah.

Jika PGAS berdalih mereka bisa meningkatkan status proyek ini menjadi Blue Hydrogen (hidrogen biru) dengan memasang teknologi penangkap karbon atau Carbon Capture and Storage (CCS), jalurnya tidak semudah membalik telapak tangan. Ada "harga" operasional dan ekonomi raksasa yang harus dibayar—sebuah realita industri yang sering luput dari draf rencana bisnis di atas kertas.

Riset dari HFY Energy membongkar energy penalty (pajak energi) yang sangat mahal jika sebuah fasilitas SMR dipaksakan memakai CCS:

Pertama, pemborosan Gas Alam. Menangkap, memisahkan, dan mengompres CO2 agar bisa disuntikkan ke perut bumi membutuhkan daya yang masif. Mengintegrasikan CCS akan membengkakkan konsumsi energi pabrik hingga 20 persen sampai 30 persen. Artinya, demi mengejar label "ramah lingkungan", PGAS justru harus membakar gas fosil 30 persen lebih banyak daripada standar biasanya.

Kedua, Lonjakan kuota listrik. Tanpa penangkap karbon, produksi 1 kg hidrogen membutuhkan energi sekitar 55 kWh. Begitu alat CCS dipasang, kebutuhan energi meroket menjadi 71 kWh per kg hidrogen.

Ketiga, beban lahan dan geologi. Pemasangan instalasi penangkap karbon membutuhkan tambahan luas lahan pabrik sebesar 30 persen hingga 50 persen. Belum lagi risiko investasi di hilir. Berdasarkan data industri, melakukan survei kelayakan geologi di perut bumi (minimal kedalaman 800 meter agar CO2 tetap stabil dalam fase superkritis) memakan biaya sekitar USD5 juta hingga USD10 juta dan pengeboran sumur injeksi karbon menuntut modal USD5 juta hingga USD20 juta per sumur.

Hingga pertengahan Mei 2026, dokumen keterbukaan informasi maupun rencana bisnis PGAS senilai USD16,31 juta (Rp277,3 miliar) ini sama sekali belum menunjukkan adanya alokasi anggaran maupun desain teknis untuk integrasi CCS.

Tanpa komitmen konkret pada teknologi penangkapan karbon tersebut, maka proyek hidrogen yang digadang-gadang mendukung Sustainable Aviation Fuel (SAF) ini sejatinya tak lebih dari sekadar perpanjangan umur bisnis bahan bakar fosil lama yang bersalin rupa. Bagi investor yang mengandalkan prinsip ESG secara rigid, proyek ini berisiko besar menjadi jebakan greenwashing komersial berikutnya.(*)