Bahlil Akui Onshore Andaman Berat, Dorong Skema Win-win

Jakarta – Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Bahlil Lahadalia memberi sinyal bahwa rencana pengolahan gas Blok Andaman di darat (onshore) dapat ditinjau ulang jika kalkulasi ekonominya tidak sejalan dengan prinsip kehati-hatian fiskal. Dalam sebuah pernyataan yang mencuat awal pekan ini, Bahlil menegaskan bahwa pemerintah tidak akan memaksakan suatu skema yang justru membebani daya saing proyek hulu migas strategis tersebut. “Kalau secara hitungan agak berat, kita tidak mau memaksakan. Kita cari yang win-win untuk pemerintah, investor, dan daerah,” ujar Bahlil di Jakarta.

Pernyataan ini menjadi titik terang dari dinamika panjang penentuan desain pengembangan Lapangan Andaman yang terletak sekitar 150 kilometer lepas pantai utara Aceh. Blok dengan potensi cadangan gas lebih dari 6 triliun kaki kubik (TCF) tersebut sebelumnya digadang-gadang akan disalurkan ke fasilitas pengolahan LNG onshore, sehingga dapat mendorong industri petrokimia dan penyerapan tenaga kerja lokal. Namun, realita biaya pipa laut dalam, durasi konstruksi, serta fluktuasi harga gas global membuat pemerintah harus membuka kembali kalkulator ekonominya.

Dua Kutub Pilihan: Onshore vs Offshore

Secara fundamental, pengembangan lapangan gas lepas pantai dalam seperti Andaman memang dihadapkan pada dua opsi besar: membangun fasilitas pencairan gas alam (LNG) di darat yang terhubung oleh pipa bawah laut, atau menggunakan fasilitas pengolahan terapung (floating LNG/FLNG) langsung di lokasi pengeboran. Masing-masing memiliki bobot kelebihan dan kelemahan yang kontras.

Di satu sisi, skema onshore kerap dikampanyekan sebagai pengungkit ekonomi daerah. Dengan mengalirkan gas mentah ke pesisir Aceh, provinsi itu akan menerima efek berganda dalam bentuk pembangunan kilang, pelabuhan khusus, kawasan industri, hingga ribuan lapangan kerja. Pendapatan asli daerah dari bagi hasil migas juga diproyeksikan lebih optimal karena nilai tambah pengolahan terjadi di wilayah teritorial. Perhitungan awal SKK Migas menunjukkan investasi pipa bawah laut sepanjang 150–200 km bisa menelan biaya US$1,5–2 miliar, belum termasuk konstruksi kilang LNG onshore yang bisa mencapai US$4 miliar. Jika harga gas alam cair tetap berada di kisaran referensi kontrak jangka panjang Asia (Japan Korea Marker/JKM) yang pada kuartal I 2026 berada di level US$12–14 per MMBtu, proyek ini secara kalkulasi masih bisa menyisakan margin internal rate of return (IRR) sekitar 10%–12%, tipis namun layak.

Namun di sisi lain, muncul tekanan dari sisi risiko eksekusi. Pipa bawah laut yang membentang di kedalaman lebih dari 1.000 meter memerlukan teknologi mutakhir dengan catatan rekam jejak yang terbatas di Indonesia. Durasi pembangunan bisa mencapai 4–5 tahun, menambah paparan terhadap risiko perubahan rezim kebijakan dan pergerakan harga gas. Apabila JKM terkoreksi ke bawah US$10 per MMBtu akibat banjir pasokan LNG dari proyek-proyek baru di Qatar dan Amerika Serikat, maka keekonomian onshore langsung tertekuk. Belum lagi ketidakpastian penyerapan gas di pasar domestik: komitmen offtaker seperti PLN dan industri pupuk perlu dikunci dalam volume dan harga yang memberi kepastian arus kas.

Antara Efek Berganda dan Ambisi Industri

Keinginan agar gas Andaman menyulut industrialisasi di Aceh sebenarnya memiliki akar yang kuat. Provinsi ini pernah menikmati masa keemasan gas alam melalui kilang Arun di Lhokseumawe yang mulai menua dan mengalami penurunan pasokan. Bahlil sendiri, menurut salah satu pejabat Kementerian ESDM, ingin mengulang model Arun dengan versi yang lebih modern dan terintegrasi dengan industri pupuk serta petrokimia. Dengan begitu, hilirisasi gas tidak hanya menjadi jargon. Namun, dalam konteks keuangan negara yang masih menanggung subsidi energi dan kompensasi BBM, pemerintah tidak bisa memaksakan skema yang mengandalkan suntikan Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN) dalam porsi besar.

Dari sisi proyeksi, lapangan Andaman ditargetkan bisa mulai berproduksi (onstream) paling cepat 2030, terlalu jauh untuk sekadar dijadikan “iming-iming” investasi tanpa pondasi keekonomian yang kokoh. Kementerian Keuangan memproyeksikan bahwa biaya pemulihan (cost recovery) untuk pengembangan blok ini bisa menembus US$8–10 miliar, tergantung pilihan arsitektur. Angka ini setara dengan hampir sepertiga belanja modal SKK Migas nasional selama satu dekade, sehingga efisiensi menjadi kata kunci yang tidak bisa ditawar.

“Kita ingin gas ini betul-betul memberikan nilai tambah, bukan malah menjadi beban fiskal. Kalau onshore tidak masuk, ya kita cari desain yang lebih sederhana tapi tetap memberi manfaat bagi Aceh,” kata sumber di lingkungan Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi.

Sentimen Pasar dan Harapan Win-win

Pernyataan Bahlil segera direspons pelaku pasar sebagai sinyal bahwa pemerintah lebih pragmatis dalam memilih teknologi. Harga saham emiten jasa migas lepas pantai seperti PT Timasindo Perkasa dan PT Rig Tenders Indonesia tercatat naik tipis di sesi awal perdagangan, sementara saham kontraktor engineering yang biasa menangani proyek onshore cenderung stagnan. Ini mengindikasikan bahwa pelaku modal lebih memperhitungkan skenario FLNG sebagai opsi utama.

Di tataran global, tren pengembangan gas lapangan dalam memang condong ke FLNG. Shell Prelude, Petronas PFLNG Satu dan Dua, serta proyek Coral FLNG di Mozambik menjadi bukti bahwa teknologi ini sudah matang secara teknis dan finansial. Biaya pembangunan FLNG diperkirakan bisa 20%–30% lebih efisien ketimbang onshore untuk lokasi terisolir, karena mengeliminasi kebutuhan pipa dan pembebasan lahan. Dari segi likuiditas, proyek juga bisa lebih menarik bagi sindikasi perbankan internasional karena profil risiko konstruksi yang lebih pendek.

Namun, opsi apapun yang dipilih tetap harus menjawab tantangan utama: bagaimana agar provinsi Aceh tidak hanya menjadi penonton. Bahlil mengisyaratkan skema win-win bisa diwujudkan dengan pembagian porsi saham partisipasi (participating interest) yang lebih besar kepada Badan Usaha Milik Daerah (BUMD) Aceh, serta kewajiban alokasi gas murah untuk industri lokal sebesar 10%–15% dari total produksi, tetap dipasang meskipun gas diolah secara terapung. Komitmen semacam ini lebih terukur dibanding menunggu kilang onshore yang sarat ketidakpastian.

Saat berita ini ditulis, tim komersial SKK Migas dan kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) — yang dipimpin oleh Premier Oil, Mubadala Energy, dan mitra lainnya — sedang menyelesaikan revisi rencana pengembangan (plan of development/PoD) yang akan diserahkan pada kuartal III 2026. Keputusan akhir, menurut Bahlil, tidak akan diambil secara terburu-buru. “Kita lihat angka, kita lihat benefit untuk rakyat. Kalau hitungan bagus, kita dorong onshore. Kalau sulit, kita tidak usah gengsi pakai opsi laut,” tutupnya.

Dengan demikian, arah pengolahan gas Blok Andaman kini benar-benar berada di persimpangan antara cita-cita industrialisasi dan realitas neraca keuangan. Peran sebagai analis ekonomi hanya bisa mencatat: keputusan yang diambil nanti akan menjadi preseden bagi model tata kelola migas di era transisi energi Indonesia.

Baca juga:

• Christian Pulisic Pimpin Amerika Serikat Lumat Bosnia di 32 Besar Piala Dunia 20...
• Elisa Kambu: Profil dan Kinerja Gubernur Papua Barat Daya