Harga batu bara seharusnya sudah koreksi lebih dalam — tapi justru sebaliknya. ICI 1 sampai ICI 5 kompak naik antara 23-42% dalam beberapa bulan terakhir, dan ada tiga alasan struktural kenapa momentum ini belum berakhir.
Pertama, China sedang serius membereskan masalah overproduction di sektor batubaranya sendiri. Ini bukan sekadar regulasi di atas kertas. Polisi, otoritas pajak, National Energy Administration, dan mine safety regulators sekarang aktif cross-check kapasitas tambang versus kuota produksi. Underground mines hanya boleh melebihi kuota maksimal 30%, open-cut mines maksimal 10% — jauh lebih ketat dibanding sebelumnya, di mana beberapa tambang bisa produksi 2x lipat kuota tanpa konsekuensi serius. Dampaknya sudah mulai terasa: power plant di southern China mulai kembali ke seaborne market untuk cari pasokan impor, karena domestic supply mulai terkendala. Ini sinyal yang cukup kuat bahwa supply dari China tidak akan semudah dulu.
Kedua, inventori batu bara di China dan India kompak turun. China turun 3% ke 741 Mt, India turun lebih drastis — 38% ke 32 Mt. High coal burn selama musim panas jadi penyebab utama. Yang perlu diantisipasi: kedua buyer terbesar di seaborne market ini akan segera kembali melakukan pembelian untuk persiapan musim dingin. Dengan supply yang sudah terbatas dari sisi Indonesia maupun China sendiri, price support dari sisi demand nyata adanya.
Ketiga, EU masih jauh dari aman soal LNG. Storage level sekarang baru sekitar 60% kapasitas, tertinggal 10-20% dari level normal. Dengan menggunakan rata-rata refill 5 tahun, proyeksi level storage awal November hanya sekitar 71.4% — 5% di bawah level 2021. Situasi ini diperparah oleh disruption di Selat Hormuz akibat konflik AS-Iran, yang memotong aliran LNG dari Qatar ke Eropa sejak April. Semakin lama EU menunggu untuk membeli LNG di spot market, semakin tinggi harga yang harus mereka bayar — dan ini pada akhirnya mendorong permintaan ke coal sebagai alternatif energi.
Di sisi domestik Indonesia, tekanan supply juga nyata. Kuota tambang yang terbatas, kewajiban DMO yang lebih tinggi untuk PLN, ditambah musim kering yang abnormal di Kalimantan dan Sumatra yang mulai mengganggu operasi barging. Beberapa supplier bahkan sudah mendorong laycan Agustus-September ke 2027 karena tidak yakin bisa memenuhi komitmen. Buyers dari Asia Selatan pun mulai mendiversifikasi sumber ke Australia, Rusia, dan AS — mengurangi alokasi dari Indonesia dari 80-90% ke maksimal 70%.
Satu variabel baru yang perlu diperhatikan: DSI (Danantara Sumberdaya Indonesia) mulai beroperasi September 2026 sebagai sole intermediary ekspor komoditas. Pilot "Exporter Portal" dijadwalkan berjalan akhir September hingga pertengahan Oktober. DSI belum menetapkan struktur fee, tapi simulasi menunjukkan: jika fee dipatok USD 0.5-1/ton, dampak ke revenue emiten berkisar 0.3-1.1%, dan net profit bisa tergerus 1.4-4.1%. Tidak fatal, tapi cukup untuk jadi drag pada profitabilitas — terutama bagi emiten dengan margin lebih tipis.
Dari tiga emiten yang relevan, AADI tetap jadi pilihan utama. Kepastian kuota tambang lebih tinggi karena aset utamanya (Adaro Indonesia) sudah konversi ke IUPK. Selain itu, divestasi Kestrel memberikan sweetener berupa special dividend dengan yield sekitar 22%, sehingga total dividend yield 2026F bisa mencapai sekitar 30%. Valuasi juga masih menarik di P/E 2026F 5.4x dengan upside sekitar 33% dari harga saat ini.
PTBA menyusul di urutan kedua dengan earnings growth 2026F yang diproyeksikan 54.8% dan dividend yield 7.7%. Sementara ITMG lebih kompleks — revisi asumsi 2026F menghasilkan penurunan net profit forecast sebesar 38.5%, terutama karena kewajiban DMO 35% yang menekan blended price realization secara signifikan. Rating-nya turun ke HOLD dengan target price IDR 27,990.
Intinya: supply terbatas dari berbagai arah, demand musim dingin akan segera datang, dan regulatory overhang dari DSI masih dalam tahap pilot. Coal belum selesai terbakar.