Jakarta Pusat, Jakarta, ruangenergi.com – Penemuan cadangan gas raksasa di Blok Andaman kembali memicu perdebatan mengenai masa depan energi Aceh. Di satu sisi, muncul dorongan agar seluruh gas diproses di darat untuk menciptakan lapangan kerja dan mendorong tumbuhnya industri lokal. Namun di sisi lain, kalangan profesional migas mengingatkan bahwa proyek laut dalam seperti Andaman harus dikembangkan berdasarkan pertimbangan teknis dan ekonomi yang ketat.
Seorang pejabat senior industri migas yang enggan disebut namanya mengatakan bahwa Andaman merupakan proyek gas laut dalam dengan tingkat kompleksitas tinggi sehingga tidak bisa disamakan dengan lapangan gas darat seperti Arun pada masa lalu.
“Banyak yang membayangkan gas dari dasar laut langsung dibawa ke darat lalu diproses di sana. Secara teknis itu bukan pilihan yang sederhana,” ujarnya, Minggu (07/06/2026).
Menurut sumber tersebut, gas yang diproduksi dari kedalaman ribuan meter tidak hanya mengandung gas alam, tetapi juga membawa air, pasir, kondensat, serta unsur-unsur korosif yang harus dipisahkan terlebih dahulu.
Jika seluruh fluida mentah itu dialirkan langsung ke daratan sejauh sekitar 100 kilometer, operator harus membangun jaringan pipa khusus anti-korosi dengan biaya investasi yang sangat besar.
“Akibatnya biaya proyek melonjak dan harga gas menjadi tidak ekonomis. Bisa mencapai 12 hingga 13 dolar per MMBTU,” katanya.
Karena itu, skema yang lebih realistis adalah melakukan pemrosesan awal di laut menggunakan fasilitas terapung seperti FPSO (Floating, Production, Storage, and Offloading) sebelum gas dialirkan ke daratan dalam kondisi yang sudah bersih.
Sumber tersebut menjelaskan bahwa dalam proses persetujuan Plan of Development (POD), pemerintah dan SKK Migas akan menilai berbagai alternatif berdasarkan manfaat ekonomi yang dihasilkan.
Parameter utama yang dipertimbangkan adalah besarnya penerimaan negara, kecepatan pengembalian investasi, serta efisiensi biaya pengembangan.
“Kalau biaya proyek sengaja dibuat mahal, pendapatan negara justru tergerus. Tidak ada pengambil keputusan yang mau mengambil risiko seperti itu,” ujarnya.
Ia mengingatkan bahwa pengalaman proyek gas Masela menunjukkan bagaimana keputusan yang lebih bernuansa politis daripada ekonomis dapat menyebabkan penundaan pengembangan selama bertahun-tahun.
“Kalau proyek tertunda, yang rugi bukan hanya investor, tetapi juga daerah karena kehilangan potensi penerimaan dan peluang pembangunan,” katanya.
Menurut dia yang sudah bekerja di industri migas lebih dari 10 tahun, dorongan membangun fasilitas pengolahan di darat sebagian besar muncul dari harapan terciptanya lapangan kerja dan peluang usaha bagi kontraktor lokal.
Namun ia menilai ekspektasi tersebut sering kali masih menggunakan cara pandang industri migas era 1970-an ketika lapangan gas seperti Arun berkembang pesat.
“Teknologi sekarang sudah sangat berbeda. Banyak sistem produksi menggunakan otomatisasi dan kecerdasan buatan. Kebutuhan tenaga kerja jauh lebih kecil dibandingkan masa lalu,” jelasnya.
Karena itu, keberadaan fasilitas besar di darat tidak otomatis menciptakan efek ekonomi sebesar yang dibayangkan sebagian pihak.
Hilirisasi Tetap Penting
Meski demikian, sumber tersebut menegaskan bahwa gas Andaman seharusnya tetap menjadi fondasi hilirisasi industri di Aceh.
Menurutnya, pengembangan industri pupuk, amonia, petrokimia, plastik hingga kaca merupakan arah yang tepat. Namun pelaksanaannya harus mempertimbangkan harga gas dan kepastian pasokan.
Saat ini harga gas diperkirakan berada pada kisaran 9 dolar per MMBTU, level yang dinilai cukup berat bagi industri manufaktur.
Karena itu, ia mengusulkan strategi bertahap. Pada fase awal produksi sekitar 300 MMSCFD, sebagian besar gas telah dialokasikan untuk kelistrikan dan LNG skala kecil. Sementara pada tahap berikutnya, ketika produksi meningkat hingga lebih dari 1.000 MMSCFD, sebagian volume dapat diekspor sebagai LNG untuk menghasilkan pendapatan tambahan.
“Pendapatan ekspor itulah yang nantinya bisa digunakan untuk mendukung harga gas yang lebih kompetitif bagi industri dalam negeri,” katanya.
Tantangan lain adalah kepastian pasokan jangka panjang.
Produksi tahap pertama diperkirakan hanya mampu bertahan pada tingkat puncak selama sekitar lima tahun sebelum mulai mengalami penurunan alami.
Padahal industri besar umumnya membutuhkan jaminan pasokan hingga 20 sampai 30 tahun agar investasi yang ditanamkan dapat memberikan pengembalian yang layak.
“Kalau pasokan hanya terjamin lima tahun, investor tentu akan berpikir sangat hati-hati,” ujarnya.
Kondisi tersebut semakin menantang karena Aceh saat ini masih bergantung pada satu sumber pasokan utama, berbeda dengan Kalimantan yang memiliki banyak lapangan gas sehingga lebih fleksibel dalam menjaga kontinuitas pasokan.
Jangan Sampai Politik Menghambat Investasi
Di luar persoalan teknis, sumber tersebut menilai perdebatan mengenai Andaman juga dipengaruhi persoalan kepercayaan antara daerah dan pemerintah pusat.
Narasi bahwa seluruh gas Aceh akan dibawa keluar daerah dinilai berpotensi memperkeruh suasana dan menciptakan ketidakpastian bagi investor.
“Yang paling penting sekarang adalah memastikan proyek berjalan dan investasi masuk terlebih dahulu. Kalau tahap pertama berhasil, maka peluang memperjuangkan manfaat ekonomi yang lebih besar bagi Aceh pada tahap berikutnya akan semakin terbuka,” katanya.
Menurutnya, masa depan Andaman tidak ditentukan oleh siapa yang paling keras bersuara, melainkan oleh kemampuan seluruh pemangku kepentingan untuk menemukan titik temu antara kepentingan daerah, kebutuhan investasi, dan realitas teknis industri migas modern.
