ANDAMAN (Andalan Masa Depan)

Oleh: Salis Aprilian
Senior Advisor to IGS (Indonesian Gas Society)

Aceh tidak akan menjadi kaya hanya karena memiliki cadangan gas. Kalimat ini mungkin terdengar paradoks di tengah besarnya harapan terhadap penemuan gas di South Andaman. Namun justru di sinilah persoalan yang sesungguhnya.

Sejarah industri migas berkali-kali mengajarkan bahwa “resource is not a value.” Sumber daya gas yang masih berada ribuan meter di bawah dasar laut belum memiliki nilai ekonomi yang nyata sebelum dapat diproduksikan, diproses, diangkut, dijual, dan akhirnya digunakan oleh pasar. Dengan kata lain “Discovery must become Deliverability, and molecules must find the Market”. Itulah tantangan terbesar Andaman hari ini.

.
Dari Penemuan Besar Menuju Basin Baru

Penemuan Mubadala Energy di South Andaman memang sangat signifikan. Dari pemboran eksplorasi Sumur Layaran-1, mereka mengumumkan telah menemukan potensi lebih dari 6 TCF ‘gas-in-place’. Sementara itu dari Sumur Tangkulo-1 disebutkan memiliki potensi lebih dari 2 TCF ‘gas-in-place’. Mubadala juga terus memperluas posisinya di kawasan Andaman dengan memperoleh Southwest Andaman PSC pada Maret 2026. Perusahaan tersebut menyebut berbagai penemuannya sebagai ‘multi-TCF discoveries’ dan menargetkan first gas Lapangan Tangkulo sebelum akhir 2028.

Semua informasi itu memberikan kesimpulan bahwa yang sedang kita bicarakan sebenarnya bukan hanya satu lapangan. Kita sedang menyaksikan kemungkinan lahirnya sebuah ‘gas province’ baru di Indonesia bagian barat.

Oleh karenanya, cara berpikir terhadap Andaman seharusnya tidak berhenti pada bagaimana mengembangkan Tangkulo-1. Pertanyaannya harus diperbesar menjadi bagaimana membangun arsitektur monetisasi seluruh potensi gas Andaman untuk 20, 30, bahkan 40 tahun ke depan?

Tangkulo Harus Jalan Dulu

Untuk tahap pertama, pemerintah telah menyetujui PoD I Lapangan Tangkulo pada 9 Maret 2026. Target produksinya sekitar 300 MMSCFD, dengan produksi perdana ditargetkan sebelum akhir 2028. Dari jumlah tersebut, sekitar 160 MMSCFD telah memiliki komitmen penjualan kepada PLN Energi Primer Indonesia.

Ini perkembangan yang sangat penting. Artinya, sebagian persoalan klasik proyek gas—”who will buy the gas?”—sudah mulai mendapatkan jawaban.

Skema pengembangan yang telah disiapkan menggunakan fasilitas ‘offshore’, yakni FPSO (‘floating production storage and offloading’) untuk memproses fluida dari lapangan sebelum gas disalurkan melalui pipa menuju Onshore Receiving Facility (ORF) di Kawasan Ekonomi Khusus (KEK) Arun, Lhokseumawe.

Menurut saya, Tangkulo seharusnya dilihat sebagai ‘first development’, bukan ‘final development concept’ bagi seluruh Andaman. Jika eksplorasi dan appraisal berikutnya membuktikan ‘resource’ yang jauh lebih besar, maka Indonesia membutuhkan pilihan monetisasi tambahan. Di sinilah diskusi mengenai FLNG (Floating LNG) dan OLNG (Onshore LNG) menjadi sangat relevan.

Papua Memberikan Pelajaran Baru: FLNG Bukan Lagi Sekadar Konsep

Indonesia sebentar lagi mempunyai pengalaman nyata dengan FLNG. Proyek Asap–Kido–Merah (AKM) yang dikembangkan Genting Oil Kasuri di Teluk Bintuni, Papua Barat, menggunakan fasilitas ‘Floating LNG’ berkapasitas sekitar 1,2 juta ton LNG per tahun.

Per akhir September 2026, progres pembangunan FLNG tersebut dilaporkan telah mencapai sekitar 85 persen. Fasilitasnya sedang diselesaikan di Wison Qidong Shipyard, China. Komisioning direncanakan dilakukan di galangan sebelum fasilitas tersebut dikirim menuju Papua Barat, dengan target operasi pada 2027.

Ini menarik. Karena untuk pertama kalinya Indonesia akan mempunyai ‘reference project’ yang nyata bahwa monetisasi gas melalui FLNG dapat diterapkan untuk lapangan Indonesia.

Pelajarannya bagi Andaman sangat penting. Kalau sebuah lapangan berada jauh di ‘offshore’, dalam laut yang dalam, dan pembangunan jaringan pipa serta fasilitas darat membutuhkan investasi besar dan waktu panjang, maka ‘liquefaction plant’ tidak selalu harus berada di darat. Pabrik LNG dapat mendatangi sumber gasnya.

Itulah filosofi FLNG. Gas diproduksikan, diproses, dicairkan menjadi LNG, disimpan, kemudian langsung dipindahkan ke ‘LNG carrier’ dari fasilitas terapung. Konsep ini dapat mengurangi kebutuhan membangun fasilitas darat yang sangat besar dan—tergantung karakter reservoir, jarak, kapasitas serta kondisi metocean—dapat menjadi salah satu alternatif untuk mempercepat monetisasi lapangan ‘offshore’.

Karena itu, pengalaman Genting Oil di Papua layak menjadi ‘benchmark’ Indonesia bagi fase pengembangan Andaman berikutnya.

Andaman Memiliki Sesuatu yang Tidak Dimiliki Banyak Proyek: Arun

Di sisi lain, Aceh mempunyai keunggulan luar biasa. Namanya Arun.

Arun bukan ‘greenfield’. Di sana sudah terdapat warisan infrastruktur LNG kelas dunia yang dibangun selama puluhan tahun, yakni kawasan industri, ‘storage’, ‘jetty’, ‘utilities’, jaringan gas, fasilitas regasifikasi, serta sumber daya manusia dengan pengalaman LNG.

Saat ini Perta Arun Gas mengoperasikan lima tangki LNG. Revitalisasi Tangki F-6004 berkapasitas sekitar 127.000 m³ telah selesai pada awal 2026. Fasilitas Arun juga mempunyai kapasitas regasifikasi hingga sekitar 405 MMSCFD. Bahkan aset eks-Arun secara historis mempunyai enam ‘LNG trains’ dengan kapasitas total sekitar 12,5 MTPA, meskipun fasilitas liquefaction lama tersebut kini ‘idle’ dan tentunya tidak dapat diasumsikan begitu saja bisa langsung dihidupkan kembali.

Justru di sinilah diperlukan kajian ‘engineering’ yang serius. Pertanyaannya bukan sekadar “Bisakah kilang Arun lama dihidupkan kembali?.” Tetapi “Bagian mana dari ekosistem Arun yang masih memiliki ‘economic value’ untuk pengembangan Andaman?”

Tangki? ‘Jetty’? ‘Utilities’? ‘Marine facilities’? ‘Pipeline corridor’? ‘Storage’? ‘Existing industrial land’? Atau bahkan sebagian infrastruktur prosesnya?

Untuk semua itu harus dilakukan ‘Asset integrity assessment’, ‘remaining-life assessment’, ‘compatibility study’, ‘safety review’, ‘process evaluation’, serta perhitungan CAPEX dan OPEX sebelum menyimpulkan bahwa ‘LNG trains’ berusia puluhan tahun layak direaktivasi. ‘Brownfield advantage’ ini harus dihitung, bukan diasumsikan.

Pilihan Kedua: Bangun LNG Plant Generasi Baru di Arun

Ada kemungkinan alternatif yang lebih menarik. Bukan menghidupkan kembali seluruh ‘LNG trains’ lama, melainkan memanfaatkan ekosistem Arun sambil membangun ‘liquefaction trains’ generasi baru.

Teknologi LNG telah berubah sangat jauh dibandingkan ketika Arun LNG dibangun pada 1970-an. Desain modern memungkinkan konfigurasi yang lebih modular, lebih ‘compact’, lebih efisien dalam penggunaan energi, lebih rendah emisi, serta lebih fleksibel terhadap kapasitas produksi.

Dengan pendekatan tersebut, Arun tidak harus kembali persis seperti Arun masa lalu. Ia dapat lahir kembali sebagai “Arun LNG 2.0.”

Gas dari Andaman dibawa melalui ‘offshore pipeline’ menuju Lhokseumawe, kemudian diproses di fasilitas baru yang memanfaatkan infrastruktur eksisting sebanyak mungkin. ‘Storage’ dan ‘marine facilities’ dapat menjadi bagian dari ekosistem tersebut. Sebagian gas dapat digunakan untuk kebutuhan domestik. Sebagian memasok industri. Sebagian lagi untuk pembangkit listrik. Dan, apabila ‘resource’ serta keekonomiannya memungkinkan, sebagian dapat dikonversi menjadi LNG untuk pasar ekspor. Dengan demikian, Arun bukan sekadar terminal. Arun menjadi “Integrated Gas & LNG Hub.”

Jangan Memilih FLNG versus Arun Terlalu Cepat

Menurut saya, kita tidak perlu terjebak pada perdebatan “apakah FLNG atau OLNG Arun?”
Seolah-olah hanya boleh ada satu jawaban. Untuk ‘resource’ sebesar Andaman, sangat mungkin jawabannya justru “FLNG dan OLNG Arun.”

Tangkulo dapat menjadi ‘anchor development’ untuk memenuhi kebutuhan gas domestik. Ketika Layaran dan ‘discovery’ lain kemudian dikembangkan, FLNG dapat menjadi salah satu opsi monetisasi ‘offshore.’

Sementara Arun LNG dapat berkembang menjadi pusat pengolahan gas, ‘LNG storage’, ‘liquefaction’, ‘LNG hub’, ‘break-bulk LNG’, ‘bunkering’, bahkan pusat perdagangan LNG Kawasan. Artinya, Andaman dapat dikembangkan secara “phased and modular.” Tidak seluruh investasi harus dibangun sekaligus.

Phase 1: Tangkulo — sekitar 300 MMSCFD, dengan ‘anchor buyer’ domestik.
Phase 2: Integrasi tambahan ‘resource’ Layaran dan ‘discovery’ lain.
Phase 3: FLNG atau tambahan ‘pipeline’ menuju Arun, tergantung volume dan keekonomian.
Phase 4: pembangunan ‘liquefaction capacity’ baru di Arun apabila agregasi ‘resource’ dan pasar membenarkannya.

Dengan konsep seperti ini, investasi mengikuti kepastian ‘resource’ dan pasar. Bukan sebaliknya.

FLNG dan OLNG Harus Dipertandingkan Secara Ekonomi

Keputusan akhirnya tidak boleh berdasarkan preferensi politik ataupun romantisme sejarah Arun. Harus dilakukan kompetisi konsep secara objektif. Setidaknya beberapa skenario perlu dihitung, misalnya:
Scenario A — ‘Offshore processing + pipeline to Arun’
Gas diproses offshore lalu dikirim ke darat untuk pasar domestik dan pengembangan industri Aceh.

Scenario B — ‘FLNG’
Gas diproses dan dicairkan offshore kemudian LNG langsung dikirim ke pasar.

Scenario C — ‘New Onshore LNG at Arun’
Gas dikirim melalui pipeline menuju Arun dan dicairkan menggunakan LNG trains generasi baru dengan memanfaatkan sebanyak mungkin infrastruktur eksisting.

Scenario D — ‘Hybrid Development’
Sebagian gas dialirkan ke Arun untuk domestik dan industri, sedangkan incremental gas atau lapangan yang lebih jauh dimonetisasi melalui FLNG.

Menurut saya, ‘Scenario D’ justru layak mendapatkan perhatian serius untuk pengembangan jangka panjang Andaman. Sebab gas tidak harus mempunyai satu jalan menuju pasar. Semakin besar resource, semakin penting mempunyai multiple monetisation routes.

Gunakan TECOPEL, Jangan Hanya CAPEX

Pilihan tersebut sebaiknya tidak hanya dibandingkan berdasarkan CAPEX. Pendekatan yang lebih komprehensif dapat menggunakan kerangka “TECOPEL”, yakni:
‘Technical’ — ‘water depth’, ‘reservoir deliverability’, ‘subsea architecture’, ‘pipeline distance’, ‘FLNG operability’, kondisi ‘metocean’ dan keandalan fasilitas.
‘Economical’ — CAPEX, OPEX, ‘unit technical cost’, ‘LNG breakeven price’, NPV, IRR dan sensitivitas terhadap harga gas/LNG.
‘Commercial’ — siapa pembelinya, volume domestik, ‘LNG SPA’, ‘spot market’, ‘destination flexibility’ dan kemampuan membangun ‘anchor buyer’.
‘Organizational/Operational’ — kemampuan operator, ‘availability’ tenaga kerja, ‘supply chain’, ‘marine operation’ dan kesiapan fasilitas Arun.
‘Political’ — kepentingan Aceh, pemerintah pusat, ‘energy security’ dan penerimaan masyarakat.
‘Environmental’ — emisi, ‘methane intensity’, ‘footprint’ fasilitas, potensi ‘CCS/CCUS’ dan ‘carbon intensity LNG’.
‘Legal’ — PSC, regulasi Aceh, perizinan, ‘ownership infrastructure’, akses fasilitas dan kepastian kontrak jangka panjang.

Dengan TECOPEL, kita tidak lagi bertanya “Mana yang paling murah dibangun?”
Tetapi “Mana yang menghasilkan total value terbesar bagi Indonesia dan Aceh selama umur proyek?” Itulah pertanyaan yang benar.

South Andaman Harus Menjadi Growth Engine

Salah seorang Pengamat Ekonomi Migas, DR Benny Lubiantara, pernah mengatakan dalam suatu forum migas bahwa selama puluhan tahun diskusi migas Indonesia terlalu sering berhenti pada paradigma ‘revenue engine’. Berapa bagian pemerintah? Berapa DBH (Dana Bagi Hasil)? Berapa pajaknya?

Pertanyaan tersebut memang penting. Tetapi ada pertanyaan yang lebih fundamental, yakni “Apakah proyeknya jadi?”

Karena cadangan sebesar apa pun tidak menghasilkan satu rupiah apabila tetap berada di bawah dasar laut. Seratus persen dari nol tetaplah nol. Sebaliknya, proyek yang berjalan akan menghasilkan rantai ekonomi yang Panjang. yakni ‘drilling’, ‘subsea installation’, ‘fabrication’, ‘marine services’, pelabuhan, logistik, ‘engineering, construction’, ‘maintenance’, hotel, ‘catering’, transportasi hingga UMKM.

Di sinilah South Andaman harus dipandang sebagai ‘growth engine’, bukan hanya ‘revenue engine’.

Kebangkitan Kedua Arun

Bagi Aceh, peluang terbesar South Andaman mungkin bahkan bukan DBH. Peluang terbesarnya adalah kesempatan untuk membangun kembali ekosistem industri gas.

Bayangkan jika Arun berkembang menjadi pusat gas dan LNG Indonesia bagian barat. Gas Andaman memasok industri Aceh. LNG disimpan di Arun. ‘Cargo’ dapat dikonsolidasikan atau di-‘break bulk’. ‘Small-scale LNG’ dapat didistribusikan ke berbagai wilayah. Kapal dapat memperoleh LNG ‘bunkering’. Industri petrokimia dan industri berbasis gas dapat tumbuh di sekitarnya.

Sementara fasilitas ‘FLNG’ di ‘offshore’ memberikan fleksibilitas tambahan untuk monetisasi ‘resource’ yang lebih jauh. Arun tidak harus kembali menjadi seperti masa lalunya. Ia justru harus menjadi sesuatu yang lebih modern. “Arun Energy & LNG Hub.”

ANDAMAN, Andalan Masa Depan

South Andaman adalah peluang yang mungkin hanya datang sekali dalam satu generasi. Tetapi peluang itu tidak boleh habis dalam perdebatan mengenai siapa memperoleh bagian terbesar. Yang perlu kita bangun adalah ‘value chain’ terbesar. Tangkulo harus segera diproduksikan. Layaran harus terus di-‘appraise’ dan dimonetisasi. Eksplorasi Andaman harus diteruskan.

FLNG harus dipelajari sebagai opsi nyata, terlebih Indonesia sebentar lagi mempunyai pengalaman sendiri melalui proyek AKM Genting Oil Kasuri di Papua Barat.

Pada saat yang sama, aset Arun harus dievaluasi secara teknis dan ekonomis, yakni mana yang dapat direaktivasi, mana yang dapat digunakan kembali, dan mana yang lebih baik digantikan dengan teknologi LNG generasi baru. Jangan terjebak memilih antara ‘offshore’ dan ‘onshore’. Jangan pula memilih antara FLNG dan OLNG Arun hanya berdasarkan preferensi. Biarkan ‘engineering’, ‘economics’, ‘market’ dan ‘total value’ (TECOPEL) yang menentukan.

Karena tujuan akhirnya bukan membangun ‘FPSO’. Bukan membangun ‘FLNG’. Bukan membangun ‘pipeline’. Dan, bukan pula sekadar menghidupkan kembali kilang Arun. Tujuan akhirnya adalah mengubah setiap molekul gas Andaman menjadi nilai ekonomi sebesar-besarnya bagi Aceh dan Indonesia.

Jika itu dapat dilakukan, Aceh bukan sekadar kembali menjadi daerah penghasil gas. Aceh dapat kembali menjadi salah satu pusat industri gas dan LNG terpenting di Asia. Dan pada saat itulah South Andaman benar-benar layak disebut “ANDALAN MASA DEPAN”[•]
.