OPINI : Marzuki
InfoMigas.id | Industri hulu migas nasional sedang menjalani babak yang tidak biasa. Perusahaan yang selama puluhan tahun dikenal sebagai penghasil emisi kini berlomba menawarkan diri sebagai bagian dari solusi iklim lewat teknologi penangkapan dan penyimpanan karbon atau CCS/CCUS. Formasi reservoir migas yang telah menipis mulai dilirik sebagai gudang karbon, dan Aceh menjadi salah satu wilayah yang paling banyak disorot dalam perkembangan ini.
Secara nasional, modal geologi Indonesia memang besar. Potensi penyimpanan karbon diperkirakan mencapai 577,62 giga ton CO2 yang tersebar di 20 cekungan sedimen, dan pemerintah telah menyiapkan payung regulasinya lewat Peraturan Menteri ESDM Nomor 2 Tahun 2023 serta Peraturan Presiden Nomor 14 Tahun 2024 yang memperluas cakupan kerja sama CCS/CCUS lintas negara.
Namun regulasi yang rapi di atas kertas tidak otomatis membuat proyek berjalan sesuai jadwal. Pengalaman proyek Kasawari di lepas pantai Sarawak, Malaysia, patut dijadikan pelajaran, karena proyek yang sempat digadang sebagai CCS lepas pantai terbesar di dunia itu justru mengalami penundaan berkali kali, dengan target injeksi CO2 pertama yang mundur hingga akhir 2029 atau awal 2030. Jika komponen CCS baru beroperasi setelah lapangan gas melewati puncak produksinya, sebagian besar emisi karbon sudah kadung terlepas ke atmosfer sebelum sempat ditangkap.
Aceh sendiri tengah menjadi salah satu episentrum pengembangan CCS di kawasan, dengan Lapangan Gas Arun di Wilayah Kerja B sebagai lokasi utamanya. Lapangan yang pada era 1980an merupakan salah satu penghasil LNG terbesar dunia ini kini disiapkan menjadi hub penyimpanan karbon berskala besar, meski perlu dicatat bahwa proyeknya masih berada pada tahap studi kelayakan dan belum masuk ke tahap pengajuan izin eksplorasi zona target injeksi.
Perkiraan kapasitas penyimpanannya pun masih beragam antar sumber, ada yang menyebut sekitar 10 triliun kaki kubik atau setara 504 juta ton CO2, ada pula yang menyebut angka hampir 16 triliun kaki kubik, sehingga kejelasan angka resmi dari otoritas terkait masih ditunggu publik.
PT Energi Mega Persada bersama Pema Global Energi tengah menjalankan studi kelayakan yang ditargetkan rampung tahun 2026, dengan bidikan operasi komersial sekitar 2029. Sebagai regulator hulu migas di Aceh, Badan Pengelola Migas Aceh turut berperan memberikan pertimbangan kepada Menteri ESDM atas setiap usulan pengembangan CCS/CCUS yang diajukan kontraktor di wilayah Aceh, sehingga BPMA idealnya juga aktif menjaga agar proyek Arun berjalan transparan dan tidak sekadar menjadi wacana.
Yang perlu terus mendapat perhatian publik Aceh adalah tata kelola PT Pembangunan Aceh sendiri sebagai induk usaha di balik Pema Global Energi, yang sahamnya tercatat sebesar 51 persen milik PT Pembangunan Aceh, 1 persen milik PT Pembangunan Lhokseumawe, dan 48 persen sisanya dimiliki PT EMP Energi Aceh, anak usaha PT Energi Mega Persada dari Grup Bakrie. Laporan Hasil Pemeriksaan Badan Pemeriksa Keuangan Perwakilan Aceh yang terbit Februari 2026 mencatat lemahnya tata kelola PT Pembangunan Aceh, termasuk ketergantungan tinggi terhadap setoran dividen dari Pema Global Energi sebagai sumber pendapatan utamanya.
Manajemen PT Pembangunan Aceh telah merespons dengan menyatakan bahwa temuan tersebut merupakan potret periode manajemen sebelumnya dan tengah menjalankan pembenahan menyeluruh, termasuk audit atas sejumlah kerja sama operasi yang bermasalah. Sikap terbuka ini patut diapresiasi, namun tetap perlu diawasi ketat oleh DPRA, karena entitas yang sama akan menjadi ujung tombak proyek penyimpanan karbon berskala regional di Arun.
Proyek Arun menjadi kian relevan karena berkaitan langsung dengan temuan gas di Blok South Andaman yang tidak jauh dari lepas pantai Aceh. Kandungan CO2 pada cadangan gas Blok South Andaman berkisar 3 hingga 4 persen, jauh lebih rendah dibanding lapangan bermasalah seperti Natuna, namun tetap membutuhkan fasilitas pemisahan karbon sebelum gas bisa dijual ke pasar.
Di sinilah kapasitas penyimpanan Arun ditawarkan sebagai solusi, karena reservoir yang telah menipis produksinya itu bisa menampung CO2 hasil pemurnian gas dari ladang di sekitarnya. Rencana hilirisasinya pun sudah bergerak jauh, dengan gas dari Blok South Andaman diarahkan menjadi bahan baku metanol dan hidrogen rendah karbon di kawasan ekonomi khusus setempat, sejalan dengan proyek blue ammonia yang tengah dijajaki di lokasi yang sama. Produk semacam ini layak disebut blue methanol dan blue ammonia karena emisi karbon dari proses produksinya ditangkap dan disimpan lewat CCS, bukan dilepas begitu saja ke atmosfer.
Sayangnya, sejumlah pertanyaan mendasar belum banyak dijawab secara terbuka kepada publik Aceh, terutama soal skema pembiayaan proyek dan siapa yang akan menanggung risiko jika terjadi kebocoran CO2 dari reservoir yang telah disuntik puluhan tahun kemudian, mengingat monitoring jangka panjang semacam ini belum pernah diuji dalam skala besar di Indonesia. Klaim bahwa Aceh akan menjadi lokasi pertama di Asia untuk CCS skala industri, yang selama ini banyak disampaikan oleh pihak PEMA sendiri, sebaiknya diterima publik sebagai target yang masih perlu dibuktikan, bukan fakta yang sudah pasti terjadi.
P
ada akhirnya, CCS/CCUS bukan teknologi yang harus ditolak, tetapi juga bukan solusi yang boleh diterima begitu saja tanpa pengawasan ketat. Modal geologi yang besar dan minat investor yang tinggi tidak serta merta menjamin manfaat iklim yang nyata, apalagi jika yang terjadi hanyalah perpanjangan umur produksi gas berkandungan karbon tinggi. Pemerintah Aceh, DPRA, BPMA, dan pelaku industri perlu membuka data kemajuan proyek secara berkala serta memastikan porsi manfaat bagi daerah sepadan dengan risiko yang ditanggung masyarakat sekitar Arun.
Hanya dengan cara itu, sumur tua di Aceh benar benar bisa berubah fungsi menjadi gudang karbon yang produktif dan berkeadilan. [*]
* Ir. Marzuki, S.T., M.T adalah pemerhati kebijakan energi dan industri.