Gas Asli dan LNG di Malaysia

Setiap kali sebuah loji kuasa di Selangor mula beroperasi atau sebuah kilang sarung tangan di Pulau Pinang memanaskan ketuhar, gas itu berkemungkinan besar bermula perjalanannya beratus-ratus kilometer jauhnya, di luar pesisir Terengganu atau merentasi Laut China Selatan di Sarawak. Malaysia sekali gus merupakan pengeksport gas berat serta, semakin lama, pengimport gas, dan paip serta terminal yang mendamaikan kedua-dua hakikat ini adalah antara aset tenaga paling bernilai di negara ini.

Bagaimana gas dialirkan merentasi Semenanjung Malaysia?

Tulang belakang sistem gas Semenanjung ialah rangkaian Penggunaan Gas Semenanjung (PGU). Dimiliki dan dikendalikan oleh PETRONAS Gas Berhad (PGB) bagi pihak PETRONAS, ia membentang sepanjang 2,623 km dan mampu mengalirkan sehingga kira-kira 3,500 juta kaki padu piawai sehari (mmscfd) gas jualan ke stesen janakuasa, loji petrokimia, dan industri, di samping turut membekalkan gas ke Singapura.

Rangkaian ini bergantung pada empat titik masuk: Kertih di Terengganu, Pengerang di Johor, dan Sungai Udang di Melaka di pihak Malaysia, ditambah titik masuk keempat merentas sempadan dari Thailand. Lebihan keupayaan itu penting kerana medan gas Semenanjung sendiri semakin uzur.

Mengapa Malaysia mengimport LNG sedangkan ia pengeksport utama?

Paradoks ini terurai dari segi geografi. Kebanyakan gas Malaysia, dan hampir kesemua LNG-nya, datang dari luar pesisir Sarawak dan Sabah di Malaysia Timur. Sebaliknya, medan di Semenanjung semakin merosot secara struktur. Daripada mengalirkan gas beribu-ribu kilometer dari Borneo, adalah lebih murah membeli LNG di atas air dan menukarkannya semula menjadi gas talian paip berhampiran tempat ia digunakan.

Itulah yang dilakukan oleh terminal regasifikasi. Malaysia mempunyai dua, kedua-duanya dikendalikan oleh PGB, memberikan Semenanjung sistem import dua pintu:

Terminal	Lokasi	Permulaan komersial	Kapasiti regas
RGT Sungai Udang	Luar pesisir Melaka	S2 2013	500 mmscfd
RGT Pengerang	Johor	S4 2017	490 mmscfd

Sungai Udang ialah terminal import LNG pertama Malaysia. Bersama-sama, kedua-dua terminal membolehkan negara mengimbangi pengeluaran domestik yang menurun terhadap kontrak jangka panjang dan kargo LNG spot, menyalurkan gas yang telah diregasifikasi terus ke tulang belakang PGU.

Apa yang menjadikan Bintulu salah satu loji LNG terbesar di dunia?

Sisi eksport cerita ini tertumpu di satu tapak: Kompleks LNG PETRONAS di Bintulu, Sarawak. Ia merupakan salah satu kemudahan pengeluaran LNG satu lokasi terbesar di mana-mana, dibina selama empat dekad merentasi beberapa loji.

Loji	Tren	Peristiwa penting
Malaysia LNG (MLNG)	Tren 1–3	Kargo pertama dihantar 1983
MLNG Dua	Tren 4–6	Loji kedua, dari 1990-an
MLNG Tiga	Tren 7–8	Loji ketiga, dari 2000-an
PETRONAS LNG 9	Tren 9	Menambah 3.6 mtpa

PETRONAS menyatakan Tren 9 meningkatkan kapasiti kompleks sebanyak 3.6 juta tan setahun (mtpa) kepada lebih kurang 30 mtpa merentasi sembilan tren; angka ini lazimnya disebut sebagai kira-kira 29.3 mtpa. Walau apa pun, ia merupakan salah satu kapasiti LNG satu tapak terbesar di dunia. Kargo pertama meninggalkan Bintulu pada 1983, menuju ke Jepun, dan Jepun serta pembeli Asia Utara yang lain telah menjadi tunjang permintaan sejak itu.

Di mana kedudukan Malaysia sebagai pengeksport LNG?

Kukuh dalam kelompok teratas. Pada 2024 Malaysia ialah pengeksport LNG kelima terbesar di dunia, di belakang Amerika Syarikat, Australia, Qatar, dan Rusia.

Kedudukan	Negara	Eksport LNG 2024 (bilion kaki³/hari)
1	Amerika Syarikat	11.9
2	Australia	~10.2–10.7
3	Qatar	~10.2–10.7
4	Rusia	4.4
5	Malaysia	3.7

Malaysia telah mengekalkan kedudukan kelima selama beberapa tahun. Pada 2023 ia mengeksport 26.75 juta tan LNG, kira-kira 7% daripada semua LNG yang didagangkan di seluruh dunia, menurut Malaysian Gas Association. Hasil eksport itu merupakan penyumbang penting kepada PETRONAS dan, melaluinya, kepada perbendaharaan persekutuan.

Bagaimana gas industri dihargakan?

Untuk kebanyakan sejarah Malaysia, gas domestik dijual pada kadar yang dikawal selia ketat dan di bawah harga pasaran. Keadaan itu berubah dengan Akta Bekalan Gas (Pindaan) 2016, yang berkuat kuasa pada 16 Januari 2017 dan memperkenalkan Akses Pihak Ketiga (TPA).

Di bawah TPA, pengangkut pihak ketiga yang layak, bukan hanya PETRONAS, boleh menempah kapasiti pada tiga kelas kemudahan atas syarat yang sama: terminal regasifikasi, talian paip transmisi, dan talian paip pengagihan. Suruhanjaya Tenaga mengawal selia sistem ini dan menetapkan tarif.

Dua mekanisme mendorong harga yang sebenarnya dibayar oleh pembeli industri:

• Tarif kemudahan. Ditetapkan di bawah rangka kerja Regulasi Berasaskan Insentif (IBR), dengan tarif asas ditetapkan bagi tempoh kawal selia tiga tahun bermula Januari 2017. Ini ialah kos penggunaan paip dan terminal yang dikawal selia, dan ia merupakan bahagian yang agak kecil daripada harga hantaran.
• Harga molekul gas. Komponen yang lebih besar. Ia berpandukan Harga Rujukan Malaysia (MRP), yang diperoleh daripada nilai eksport LNG Malaysia, iaitu pada dasarnya harga purata wajaran atas kapal (free-on-board) di Bintulu, dan dikemas kini setiap tiga bulan. Perubahan kos gas disalurkan kepada pembeli melalui mekanisme Pindahan Kos Gas (Gas Cost Pass Through, GCPT) yang disemak setiap enam bulan.

Kesan praktikalnya ialah gas industri di Malaysia semakin mengikut nilai LNG antarabangsa berbanding kadar subsidi tetap. Apabila harga LNG global melonjak, pengeluar Malaysia turut merasainya, sebab itulah risiko harga gas menjadi kebimbangan berulang bagi kumpulan industri.

Apa yang seterusnya

Masa depan gas Malaysia bergantung pada tindakan mengimbangi: mengekalkan eksport LNG dari Sarawak sambil menguruskan pergantungan Semenanjung yang semakin meningkat pada import. Perhatikan kadar penemuan huluan baharu di Sarawak dan perairan dalam Sabah, kemungkinan tambahan kapasiti regasifikasi, dan penyerahan hak gas Sarawak kepada entiti negeri Petroleum Sarawak Berhad (Petros), yang menjadi agregator gas tunggal Sarawak pada 1 Mac 2025 di bawah Ordinan Pengagihan Gas 2016, walaupun PETRONAS dan Petros masih berunding tentang syarat-syarat terperinci sehingga 2026. Dari segi harga, setiap tempoh kawal selia IBR baharu dan penetapan semula MRP akan terus menentukan syarat bagi pembeli industri. Bagi sesiapa yang mengikuti tenaga Malaysia, rantaian nilai gas, daripada tren Bintulu hingga empat titik masuk PGU, ialah sistem yang perlu diperhatikan.