Oleh : Prof. Dr. Ir. Izarul Machdar, M .Eng.
PENEMUAN potensi gas alam raksasa di kawasan laut Andaman, Aceh menjadi harapan baru bagi provinsi ini. Temuan besar di lokasi Timpan (Andaman II) di lepas pantai Aceh bagian utara dan Layaran (South Andaman) yang berada di Cekungan Andaman sekitar 100–150 kilometer dari daratan Aceh, serta di Wilayah Kerja Andaman lainnya telah mendorong estimasi sumber daya gas di tempat itu tak kurang dari puluhan triliun kaki kubik (trillion cubic feet/TCF).
Coba kita bandingkan, lapangan Jangkrik di Kalimantan diperkirakan memiliki cadangan sekitar 2 TCF, sementara proyek besar Indonesia Deepwater Development (IDD) di Kalimantan Timur diperkirakan memiliki sumber daya sekitar 5–8 TCF. Bahkan beberapa temuan gas besar di Asia Tenggara, seperti Lapangan Kasawari di lepas pantai Sarawak, Malaysia, dan beberapa lapangan gas laut dalam di Myanmar, berada pada kisaran sumber daya yang sebanding.
Dengan potensi yang diperkirakan dapat melampaui 10 TCF secara kumulatif, wilayah kerja Andaman berpeluang menjadi salah satu pusat produksi gas terbesar yang ditemukan di Indonesia dalam beberapa dekade terakhir.
Namun sebelum lebih jauh tentang benefit daerah lokal, lapangan kerja, atau investasi, ada satu pertanyaan perlu dijawab dulu. Bagaimana gas Andaman akan diproduksi dan diolah? Saat ini ada debat banyak pihak pada penggunaan teknologi Floating Production Storage and Offloading (FPSO) yang diusulkan Mubadala Energy, perusahaan energi asal Abu Dhabi (UEA).
Pilihan ini memang menarik. Teknologinya modern. Sudah banyak digunakan di lapangan laut dalam di berbagai negara. Dari sisi operator, FPSO sering menjadi pilihan paling ekonomis. Tetapi apakah pilihan paling ekonomis bagi Mubadala Energy juga merupakan pilihan terbaik bagi Aceh?
Harus diakui, FPSO bukanlah teknologi ecek-ecek. Teknologi ini sudah diaplikasi lama dan saat ini menjadi core untuk pengembangan lapangan migas laut dalam, di berbagai belahan dunia. Alasannya sederhana. Semakin jauh lokasi pengeboran dari pantai apalagi semakin dalam lautnya, maka biaya pembangunan fasilitas darat dan jaringan pipa akan semakin mahal. Dalam kondisi ini, operator lebih suka pilih proses pengolahan di laut karena lebih ekonomis.
Kita lihat histori FPSO. Teknologi FPSO pertama, Liza Destiny, mulai beroperasi pada 2019 di 200 km lepas pantai Guyana, dengan kapasitas produksi sekitar 120.000 barel minyak per hari dan kapasitas pengolahan gas sekitar 170 juta kaki kubik per hari. Fasilitas ini beroperasi pada kedalaman laut sekitar 1.500 meter. Keberhasilan Liza Destiny kemudian diikuti oleh Liza Unity yang memiliki kapasitas produksi sekitar 220.000 barel per hari dan kapasitas pengolahan gas sekitar 400 MMSCFD. Bahkan pada beberapa periode operasi, produksinya mampu melampaui kapasitas desain awal. Contoh sukses lainnya dari teknologi FPSO adalah Blok Stabroek di Guyana yang dikelola oleh ExxonMobil. Hanya kurang dari sepuluh tahun sejak penemuan pertama, Guyana bertransformasi menjadi salah satu produsen minyak dengan pertumbuhan tercepat di dunia.
Tahun 2025 ExxonMobil kembali mengoperasikan One Guyana FPSO dengan kapasitas produksi mencapai 250.000 barel minyak per hari dan kapasitas pengolahan gas sekitar 450 MMSCFD.
Brasil juga mengembangkan sebagian besar lapangan laut dalamnya menggunakan FPSO. Bahkan proyek Atapu-2 dan Sepia-2 yang akan dikembangkan Petrobras dirancang menggunakan FPSO berkapasitas sekitar 225.000 barel per hari untuk masing-masing unit. Di Angola, Nigeria, dan berbagai negara Afrika Barat, FPSO juga menjadi tulang punggung pengembangan migas laut dalam. Demikian pula di Laut Utara, Kanada, dan Teluk Meksiko.
Dari histori di atas, artinya, kalau Andaman menggunakan FPSO, pilihan tersebut bukanlah aneh dan justru masuk akal secara engineering. Namun yang menjadi catatan khusus, bahwa Guyana dan Brasil tidak memiliki infrastruktur pengolahan gas besar yang telah tersedia di darat seperti yang dimiliki Aceh melalui Arun. Ketika Guyana membangun FPSO, negara tersebut tidak memiliki kompleks LNG sebesar Arun. Saat penemuan minyak dan gas raksasa di Blok Stabroek mulai dikembangkan, Guyana praktis memulai dari titik nol. Negara tersebut tidak memiliki kawasan industri gas yang mature. Kata lainnya, mereka tidak memiliki infrastruktur energi warisan yang dapat langsung dimanfaatkan untuk mendukung proyek baru. Dalam kondisi itu, sangat jelas, penggunaan FPSO menjadi pilihan yang sangat logis karena memungkinkan produksi dilakukan lebih cepat tanpa harus menunggu pembangunan fasilitas darat yang kompleks dan mahal. Juga kasus di Brasil dalam mengembangkan lapangan laut dalamnya, sebagian besar fasilitas pengolahan memang harus dibangun dari titik nol. Meski Brasil memiliki industri migas yang jauh lebih maju dibandingkan Guyana, banyak lapangan laut dalamnya berada sangat jauh dari pantai dan memerlukan investasi besar untuk membangun jaringan pipa, terminal, serta fasilitas pengolahan tambahan. Oleh karena itu, FPSO di kasus Guyana dan Brasil menjadi solusi yang efisien karena mampu mengintegrasikan fungsi produksi, pemrosesan, penyimpanan, dan ekspor dalam satu fasilitas terapung.
Kita lihat di Aceh. Aceh punya warisan aset energi (Arun) yang dibangun selama puluhan tahun. Nilai investasinya mencapai miliaran dolar Amerika. Sebagian aset tersebut masih beroperasi hingga kini (mudah-mudahan..). Kompleks Arun bukan sekadar bekas fasilitas LNG biasa. Pada masanya, Arun merupakan salah satu pusat industri gas alam terbesar di dunia dan menjadi tulang punggung ekspor LNG Indonesia. Infrastruktur yang dibangun di kawasan ini mencakup pelabuhan industri, jaringan utilitas, sistem kelistrikan, area proses, fasilitas penyimpanan, jaringan pipa, hingga kawasan industri yang memang dirancang untuk mendukung kegiatan pengolahan gas dalam skala besar. Keberadaan aset-aset warisan tersebut memberikan posisi yang unik bagi Aceh dibandingkan dengan Guyana atau Brasil. Tidak banyak daerah penghasil migas yang memiliki warisan infrastruktur dengan skala dan kualitas seperti Arun. Bahkan di banyak negara yang saat ini sedang mengembangkan lapangan laut dalam, pembangunan fasilitas pendukung masih harus dilakukan dari tahap perencanaan awal dengan biaya yang sangat besar. Karena itu, perbandingan antara FPSO dan Onshore Processing Facility (OPF) di Aceh tidak dapat dilakukan secara sederhana. Sering kali muncul anggapan bahwa FPSO otomatis lebih murah dibandingkan fasilitas pengolahan di darat. Anggapan tersebut memang dapat berlaku pada wilayah yang belum memiliki infrastruktur apa pun. Namun dalam kasus Aceh, terdapat faktor tambahan yang perlu diperhitungkan, yakni nilai ekonomi dari aset warisan yang sudah tersedia.
Apabila suatu daerah tak memiliki infrastruktur apa pun, FPSO hampir pasti menjadi opsi lebih murah. Investor tak perlu repot membangun kawasan industri baru, tak perlu menyediakan lahan yang luas untuk fasilitas pengolahan, dan tak ada biaya besar untuk membangun berbagai utilitas dari awal. Semua fungsi utama dapat ditempatkan di atas satu unit terapung yang beroperasi langsung di dekat lapangan produksi. Namun apabila tersedia kawasan industri seperti Arun, maka perhitungannya berbeda.
Dalam situasi seperti ini, sebagian investasi yang biasanya harus dikeluarkan untuk proyek baru sebenarnya telah dilakukan oleh generasi sebelumnya. Infrastruktur dasar sudah ada. Koridor industri sudah terbentuk. Akses logistik telah ada. Pengalaman operasional juga telah dimiliki oleh tenaga kerja lokal (tentunya yang belum pensiun..) yang pernah terlibat dalam industri LNG. Dengan kata lain, analisis ekonomi tidak hanya membandingkan biaya pembangunan FPSO dengan biaya pembangunan OPF. Analisis tersebut juga harus memperhitungkan nilai dari aset eksisting yang masih mungkin dimanfaatkan. Analisis juga termasuk membandingkan biaya revitalisasi dan biaya pembangunan baru, serta manfaat ekonomi jangka panjang yang dapat dihasilkan apabila aktivitas pengolahan dilakukan di darat.
Tentunya, pertanyaannya sekarang bukan lagi berapa biaya membangun OPF. Pertanyaannya adalah, pada analisis ekonomi, berapa besar biaya yang dapat dihemat karena sebagian infrastruktur sudah tersedia. Pertanyaannya juga mencakup berapa besar nilai tambah yang dapat diciptakan apabila gas Andaman menjadi pemicu kebangkitan kembali kawasan industri Arun. Jika fasilitas pengolahan berada di darat, maka peluang pengembangan industri turunan seperti LNG, petrokimia, pupuk, metanol, pembangkit listrik, hingga berbagai industri berbasis gas lainnya menjadi jauh lebih terbuka. Dan perlu diberi catatan, ada beberapa industri tersebut telah ada di lokasi Arun.
Diskusi mengenai FPSO dan OPF di Aceh tidak semata-mata berkaitan dengan teknologi atau biaya investasi awal. Debat kita juga menyangkut bagaimana memanfaatkan aset strategis yang telah ada, bagaimana memaksimalkan manfaat ekonomi bagi daerah, dan bagaimana memastikan bahwa sumber daya gas yang ditemukan dapat memberikan dampak pembangunan yang lebih luas bagi Aceh dalam jangka panjang. Keputusan pimpinan daerah untuk membatalkan ide FPSO, usulan Mubadala Energy, kiranya kasat mata masuk akal. Tinggal…what’s next?
Penulis adalah :
- Dosen Teknik Kimia Universitas Syiah Kuala
- Ketua Dewan Guru Besar USK
