Bahlil Akui Kompleksitas Ekonomi Gas Andaman, Buka Opsi Fleksibel

Jakarta — Pemerintah menunjukkan sikap pragmatis dalam menentukan skema pengolahan gas dari Blok Andaman, salah satu proyek hulu migas strategis di lepas pantai Aceh. Menteri yang menangani investasi dan energi, Bahlil Lahadalia, memberikan sinyal bahwa opsi pengolahan gas di darat (onshore) bisa dievaluasi kembali jika hitung-hitungan keekonomiannya terlampau berat. Pernyataan ini membuka ruang bagi skema lain, termasuk pengolahan terapung (floating LNG/FLNG), yang dinilai lebih fleksibel dalam menghadapi tekanan biaya dan ketidakpastian pasar.

Berdasarkan data Kementerian ESDM dan SKK Migas per akhir 2024, Blok Andaman menyimpan potensi cadangan gas hingga 5,8 triliun kaki kubik (TCF), setara dengan sekitar 1,6 miliar barel setara minyak. Angka ini cukup untuk memenuhi kebutuhan energi domestik sekaligus ekspor dalam jangka panjang. Namun, realisasi investasi di hulu terus menghadapi tantangan, terutama dari sisi tekanan biaya konstruksi dan suku bunga global yang masih tinggi.

Tantangan Ekonomi Skema Onshore

Bahlil menegaskan bahwa titik krusial terletak pada "parameter keekonomian yang sangat ketat". Dalam pertemuan dengan investor dan kontraktor, ia menyampaikan, jika perhitungan menunjukkan tingkat pengembalian investasi yang kurang kompetitif, maka memaksakan skema darat justru berisiko menghambat kemajuan proyek. "Kita tidak bisa memaksakan sesuatu yang secara bisnis tidak layak. Kita cari solusi yang menang-menang bagi semua pihak, baik negara maupun investor," ujarnya, seperti dikutip dari forum diskusi energi.

Skema onshore mensyaratkan pembangunan jaringan pipa bawah laut sepanjang 180–220 kilometer dari sumur produksi ke fasilitas pemrosesan di daratan Aceh. Estimasi awal biaya pipa dan jalur transmisi saja bisa menembus US$2,1 miliar, belum termasuk pabrik LNG dan infrastruktur pendukung. Jika digabungkan, total investasi onshore berpotensi menyentuh US$8–9 miliar. Sementara itu, proyeksi harga gas alam cair (LNG) global dalam lima tahun ke depan diperkirakan Bank Dunia berada di kisaran US$8–12 per MMBtu, menciptakan margin yang tipis jika investasi depan terlalu besar.

Di sisi lain, durasi konstruksi onshore yang mencapai 5–7 tahun juga menambah risiko ketidakpastian pasar dan regulasi. Dengan siklus harga komoditas yang fluktuatif, investor mungkin khawatir momentum harga yang menguntungkan bisa hilang sebelum proyek beroperasi.

Dua Perspektif: Onshore vs Floating LNG

Perdebatan antara skema onshore dan FLNG di Blok Andaman bukanlah hal baru. Masing-masing memiliki kelebihan dan kelemahan yang menjadi pertimbangan investor maupun pemerintah.

Pro Onshore: Pendukung skema darat menilai bahwa infrastruktur permanen akan memberikan dampak ekonomi berganda (multiplier effect) yang lebih besar bagi daerah. Pembangunan kilang LNG di Aceh diproyeksikan menciptakan 8.000–12.000 lapangan kerja konstruksi dan 1.500–2.000 tenaga operasional tetap. Selain itu, keberadaan fasilitas di darat bisa menjadi pusat pertumbuhan industri petrokimia hilir. Data Bank Indonesia menunjukkan bahwa setiap US$1 miliar investasi migas onshore mampu mendongkrak PDRB provinsi sebesar 0,7–1,2% dalam jangka menengah.

Kontra Onshore: Namun, biaya awal yang tinggi dan risiko pembebasan lahan, perizinan lingkungan, serta potensi konflik sosial di pesisir menjadi penghambat. Di tengah tren transisi energi, beberapa lembaga keuangan internasional mulai membatasi pendanaan untuk proyek infrastruktur fosil skala besar, yang bisa mempersempit akses pembiayaan.

Pro FLNG: Di lain pihak, skema pengolahan terapung menawarkan waktu konstruksi lebih singkat (3–4 tahun), biaya CAPEX lebih rendah sekitar US$5–6 miliar menurut studi IHS Markit, serta mobilitas tinggi. FLNG juga menghindari masalah pembebasan lahan dan pipa bawah laut. Jika harga gas turun, fasilitas apung bisa dipindahkan atau disewakan ke proyek lain, mengurangi risiko aset terlantar (stranded asset).

Kontra FLNG: Kelemahannya, dampak langsung terhadap ekonomi lokal tidak sekuat onshore. Selain itu, kapasitas penyimpanan dan pemrosesan FLNG umumnya lebih kecil, sehingga butuh lebih banyak unit untuk cadangan sebesar Andaman. Pertanyaannya, apakah skema ini bisa memberi jaminan pasokan gas domestik jangka panjang yang stabil?

Mencari Solusi Win-win: Opsi Hibrida dan Insentif

Merespons dilema ini, Bahlil mendorong pendekatan "win-win" dengan kemungkinan skema hibrida: sebagian gas diolah lewat FLNG untuk mempercepat produksi, sementara secara bertahap dibangun fasilitas darat skala kecil untuk memenuhi permintaan domestik. Konsep ini lazim di beberapa proyek lepas pantai Afrika dan Australia.

Pemerintah juga bisa memberikan insentif fiskal seperti pengurangan pajak penghasilan badan, pembebasan bea masuk impor peralatan, atau perpanjangan masa kontrak bagi hasil. Data Kementerian Keuangan menunjukkan, setiap 1% penurunan tarif pajak efektif di sektor migas mampu menaikkan minat investasi hingga 3,4% year-on-year pada periode 2019–2023.

Selain itu, kepastian pasar menjadi kunci. Dengan alokasi domestik melalui PLN dan industri pupuk, pemerintah bisa menjamin volume serapan hingga 300–400 BBTUD (billion british thermal unit per day) untuk 10 tahun pertama, sehingga memberikan landasan keekonomian yang solid bagi investor.

Sentimen pasar terhadap proyek Andaman sejauh ini cukup positif. Lelang partisipasi hak partisipasi (participating interest) pada 2023 lalu diminati beberapa perusahaan multinasional. Namun, pernyataan terbaru Bahlil ini menjadi sinyal bahwa negosiasi kini memasuki babak krusial. Analis menilai, keputusan final skema pengolahan akan sangat menentukan kecepatan Final Investment Decision (FID) yang ditargetkan sebelum akhir 2025.

Dengan potensi cadangan yang besar, Blok Andaman menjadi ujian bagi kebijakan energi nasional: bagaimana mengoptimalkan kekayaan alam tanpa terjebak dalam megaproyek yang memberatkan fiskal dan mengabaikan dinamika pasar. Sikap pragmatis Bahlil tampaknya mencerminkan langkah hati-hati di tengah tekanan transisi energi global.