JAKARTA – Proyek pengembangan Lapangan Tangkulo di Blok South Andaman memasuki tonggak penting setelah Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG/GSA) antara Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) Mubadala Energy dan PT PLN (Persero) resmi ditandatangani. Kesepakatan tersebut menjadi salah satu prasyarat utama menuju keputusan investasi final atau Final Investment Decision (FID) yang ditargetkan rampung dalam waktu dekat.

Djoko Siswanto Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Migas (SKK Migas), mengatakan penandatanganan PJBG menjadi kabar baik bagi percepatan pengembangan lapangan gas Andaman yang ditargetkan mulai berproduksi pada 2028.

“Alhamdulilah, PJBG/GSA Antara K3S Mubadala dan PLN untuk gas Andaman 160 mmscfd baru saja selesai diteken guna keperluan FID yang Insya Allah dalam waktu dekat ini FID selesai, rencana onstream 2028 lebih cepat dari Masela,” kata Djoko dalam keterangannya kepada Dunia Energi, Selasa (7/7).

Sementara untuk gas dengan volume 140 mmscfd lainnya sedang dicarikan pembeli dan konsep pengelolaannya. Jadi total 300 mmscfd dari lap Tangkulo dengan cadangan gas 1 TCF, adapun pengembangan selanjutnya dari lapangan Selayar dan lapangan terdekat lainnya dengan total cadangan gas yang telah ditemukan sebesar 10 TCF.

Menurutnya, penandatanganan PJBG tersebut semula direncanakan berlangsung pada ajang IPA Convex 2026. Namun, prosesnya mengalami penyesuaian karena adanya perubahan klausul terkait mekanisme peninjauan harga (price review) yang harus memperoleh persetujuan dari kantor pusat Mubadala di Abu Dhabi.

“PJBG ini seyogyanya di teken pada acara IPA kemarin namun ada satu clausul terkait price review yang berubah sehingga harus mendapat persetujuan dari head quarter di Abudabi maka baru bisa di teken kemarin tanggal 6 Juli 2026,” katanya.

Djoko menjelaskan, Blok South Andaman sejak awal eksplorasi menggunakan skema kontrak gross split. Saat ini Mubadala Energy memegang participating interest (PI) sebesar 80 persen, sedangkan Harbour Oil memiliki 20 persen yang rencananya akan dilepas melalui mekanisme farm-out.

“Blok ini menggunakan skema gross split sejak awal ekplorasi hingga saat ini. Mubadala pemegang PI 80% dan Harbour Oil 20%. Rencana PI Harbour Oil yg 20% ini akan di farm-out,” jelasnya.

Untuk tahap pertama pengembangan (POD-1), fasilitas produksi akan dibangun dengan konsep hybrid antara offshore dan onshore. Pemisahan gas, kondensat, karbon dioksida (CO2), dan hidrogen sulfida (H2S) dilakukan di fasilitas terapung (FPSO), kemudian gas bersih dialirkan melalui pipa bawah laut menuju fasilitas darat di Kawasan Ekonomi Khusus (KEK) Arun.

POD-1 pembangunan fasilitas produksinya hybrid di offshore dan onshore, yaitu Pemisahan Gas, Kondensate, CO2 & H2S di lakukan dengan menggunakan FPSO.

“Kemudian lean gas nya atau gas bersihnya di kirim ke onshore menggunakan pipa offshore sepanjang 80 km dan di Onshore di bangun fasilitas produksi ORF di kawasan KEK Arun termasuk pipa onshorenya dan sudah mendapatkan ijin persetujuan dari LMAN (Lembaga Manajemen Asset Negara) Kemenkeu,” ungkap Djoko.

Dia menambahkan, kandungan CO2 dan H2S yang relatif tinggi pada gas Andaman mengharuskan proses pemisahan dilakukan di lepas pantai sebelum gas dialirkan ke darat. Langkah tersebut diperlukan untuk menjaga keamanan infrastruktur pipa sekaligus memenuhi spesifikasi gas yang dipersyaratkan.

“Gas dari sumur-sumur offshore di Andaman tidak dapat langsung dibawa ke darat krn mengandung Co2 yg cukup tinggi dan juga H2S, yg sangat korosif, bisa membuat pipa cpt berkarat bocor dan rapuh sehingga co2 dan h2s nya harus dipisahkan terlebih dahulu, disamping itu juga sebagai syarat mutlak untuk diterima oleh Pertagas & PLN sesuai dengan spesifikasi gas yang dituangkan dalam access agreement yang diterbitkan oleh BPH-Migas dan spesifikasi gas pembangkit listriknya yang tidak boleh ada komponen C02 dan H2S yang tinggi,” tuturnya.

Ia menegaskan, pembangunan fasilitas produksi dengan skema tersebut merupakan praktik yang lazim diterapkan pada lapangan gas laut dalam yang memiliki kandungan impuritas tinggi, seperti proyek Masela maupun sejumlah lapangan di Natuna, Selat Madura, dan lepas pantai Kalimantan Timur.

“Pembangunan fasilitas sumur sumur offshore yang dalam dan jauh dari darat yg impuritis banyak, sdh sangat biasa seperti ini seperti juga Masela, ada FPSO dan ada O-LNG dan di K3S di Natuna serta selat Madura, offshore Kaltim dan lainnya,” ungkap Djoko.

Proyek South Andaman dipandang sebagai salah satu temuan gas terbesar Indonesia dalam beberapa tahun terakhir. Keberhasilan FID dan pembangunan fasilitas produksi diharapkan dapat memperkuat pasokan gas nasional, khususnya untuk sektor kelistrikan dan industri, sekaligus mendukung peningkatan produksi gas bumi Indonesia mulai 2028.