Jatibarang olah gas berkadar CO2 65 persen jadi bahan bakar siap jual, jadi acuan bagi Natuna

Sebuah stasiun pengolahan gas di Indramayu, Jawa Barat, secara tenang telah menjawab persoalan yang selama puluhan tahun membuat sebagian sumber daya gas terbesar Indonesia tetap tersimpan di perut bumi. Di Stasiun Pengumpul Akasia Bagus (SP-ABG), Lapangan Jatibarang milik Pertamina EP, gas yang masuk dengan kandungan karbon dioksida dan pengotor sekitar 65 persen kini keluar dari fasilitas dengan kadar sekitar 5 persen, cukup bersih untuk dijual kepada produsen listrik industri.

Pada 22 dan 23 September 2026, media nasional dan media sektor seperti detikFinance, Dunia Energi, dan OG Indonesia memberitakan stasiun ini setelah kunjungan lapangan, dan menggambarkannya sebagai proyek percontohan yang sudah beroperasi bagi lapangan ber-CO2 tinggi di wilayah lain. Natuna menjadi contoh yang disebut langsung di lokasi. Waktunya patut dicatat. Lima hari sebelumnya, pada 17 September, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral menetapkan pemenang Wilayah Kerja Natuna D-Alpha, salah satu sumber daya gas belum dikembangkan terbesar di dunia, yang karakter utamanya justru kandungan karbon dioksida yang sangat tinggi.

Dari produk sampingan yang dibakar menjadi bahan bakar berkontrak

Jatibarang adalah lapangan minyak yang sudah matang. Produksinya sekitar 11.000 barel minyak per hari, dan sekitar 2.500 barel di antaranya, atau 25 hingga 30 persen, mengalir melalui Akasia Bagus. Gas yang ikut terangkat bersama minyak itu sejak lama menjadi bagian yang sulit. Dengan CO2 dan hidrogen sulfida mencapai sekitar 65 persen dari aliran gas, gas tersebut tidak dapat memenuhi spesifikasi jual apa pun, sehingga dibakar demi menjaga kualitas udara di sekitar lokasi.

Fasilitas baru ini mengubah keadaan tersebut. Menurut supervisor produksi stasiun, fasilitas kini menerima 10 hingga 11 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD) gas berpengotor tinggi dan menghasilkan 3,3 hingga 3,5 MMSCFD gas bersih. Pertamina EP sedang menyiapkan train pengolahan kedua untuk menaikkan umpan menjadi 22 MMSCFD dan keluaran gas bersih menjadi 8 MMSCFD, dengan target kapasitas penuh pada akhir 2026 atau awal 2027.

Gas ini sudah memiliki pembeli. Dalam forum IPA Convex 2026, Pertamina EP menyepakati pasokan kepada PT Cikarang Listrindo sebesar 20 miliar standar kaki kubik (BSCF) hingga 16 September 2035, dengan harga yang dilaporkan sebesar US$9 per MMBTU. Gas tersebut memasok pembangkit listrik yang melayani kawasan industri Jababeka dan MM2100 di Cikarang, sehingga aliran gas yang dulu dibakar kini ikut menopang kebutuhan listrik para produsen manufaktur.

"Ini bisa direplikasi di lokasi lain yang kandungan CO2-nya serupa, seperti Natuna." Supervisor produksi SP-ABG Lapangan Jatibarang, sebagaimana dilaporkan detikFinance

Cara kerja fasilitas

Inti Akasia Bagus adalah rangkaian pengolahan tiga tahap. CO2 Removal Package menggunakan sistem amine berbasis methyldiethanolamine (MDEA), dengan BASF dari Jerman sebagai pemberi lisensi teknologi untuk unit penghilang gas asam. Gas Dehydration Unit kemudian menghilangkan kandungan air agar gas memenuhi spesifikasi pipa. Terakhir, unit Thermal Oxidation mengolah aliran gas asam yang telah dipisahkan alih-alih melepaskannya secara langsung.

Teknologi pencucian amine sendiri sudah matang. Yang membuat Akasia Bagus berbeda adalah titik awalnya. Sebagian besar unit amine dalam pengolahan gas menangani gas umpan dengan porsi CO2 yang relatif kecil. Di sini aliran yang dipisahkan justru lebih besar daripada aliran produknya, sehingga hanya sekitar sepertiga gas yang masuk yang keluar sebagai bahan bakar siap jual. Operator menyebut fasilitas ini sebagai satu-satunya di Indonesia yang mampu menurunkan kadar CO2 dari 65 persen menjadi 5 persen, dan pemberitaan pada Oktober 2025 menyebut instalasinya sebagai yang pertama di dunia. Sirkularium belum memverifikasi secara independen klaim global tersebut dan memperlakukannya sebagai deskripsi dari operator.

Kinerjanya juga membaik seiring peralihan dari tahap konstruksi ke operasi. Pemberitaan pada Mei 2025, ketika konstruksi mencapai 90 persen, menyebut spesifikasi keluaran 8 persen CO2. Pemberitaan September 2026 menyebut 5 persen. Pengembangan ini juga menaikkan kapasitas penanganan cairan stasiun dari 1.750 menjadi 9.000 barel cairan per hari, serta kapasitas gas dari 3 menjadi 22 MMSCFD, dan proyek ini menambah cadangan sebesar 12,71 juta stock tank barrel minyak dan 10,53 BSCF gas. Plan of Development proyek disetujui pada 27 Desember 2017, sehingga capaian ini mencerminkan kerja rekayasa yang konsisten selama hampir sembilan tahun.

Mengapa Natuna menjadi langkah berikutnya

Struktur Natuna D-Alpha di Kepulauan Riau menyimpan sumber daya gas yang diperkirakan Kementerian ESDM sebesar 222 triliun kaki kubik (TCF). Katadata mencantumkan angka 230 TCF gas beserta 350 juta barel minyak, dan Sirkularium mencatat adanya perbedaan antara kedua estimasi yang dipublikasikan tersebut. Kedua sumber sepakat pada karakter utamanya: kandungan CO2 sekitar 71 persen, yang menjadi alasan hanya sekitar 46 TCF yang dianggap dapat dieksploitasi.

Pada 17 September 2026, Kementerian ESDM melalui Keputusan Menteri No. 108.K/MG.4/DJM/2026 menetapkan PT Nations Petroleum sebagai pengelola wilayah kerja tersebut melalui mekanisme penawaran langsung. Komitmen pasti tiga tahun kontraktor dilaporkan sebesar US$103,3 juta, dengan bonus tanda tangan US$200.000, mencakup blok seluas 10.291,03 kilometer persegi dan survei seismik seluas 591 kilometer persegi. Yang menarik, program tahun pertama mencakup tiga paket studi CO2 terintegrasi. Pengelolaan karbon diperlakukan sebagai pertanyaan desain utama sejak awal, bukan sebagai pelengkap.

Di sinilah Jatibarang menjadi relevan. Kedua lapangan sangat berbeda dari sisi skala dan lokasi, yang satu di darat di Jawa Barat dan yang lain jauh di lepas pantai, sehingga tidak ada yang mengharapkan penyalinan langsung. Namun Akasia Bagus memberi para insinyur, regulator, dan investor Indonesia sesuatu yang sebelumnya belum ada di dalam negeri: data operasional dari fasilitas yang memisahkan aliran gas dengan mayoritas CO2 dan menjual produknya melalui kontrak jangka panjang. Rekam jejak semacam ini menurunkan persepsi risiko teknis, yang pada gilirannya memengaruhi biaya pembiayaan bagi proyek yang jauh lebih besar.

Pertanyaan karbon setelah pemisahan

Memisahkan CO2 dari gas alam baru separuh dari persamaan iklim. Karbon dioksida yang dipisahkan tetap harus diarahkan ke suatu tempat. Di Jatibarang, aliran yang dipisahkan melewati oksidasi termal, dan langkah lanjut yang wajar adalah memanfaatkan CO2 tersebut secara produktif atau menyimpannya secara permanen.

Jatibarang juga memiliki modal awal untuk hal ini. Pada Oktober 2022, Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi bersama Pertamina dan JOGMEC dari Jepang menjalankan uji injeksi CO2 pertama Indonesia di lapangan migas, di Jatibarang, dengan laju injeksi 70 ton CO2 per hari. Uji tersebut dirancang untuk menguji peningkatan perolehan minyak, dengan perkiraan kenaikan produksi 30 hingga 40 persen dari sumur yang diinjeksi, sekaligus menyimpan karbon di bawah tanah. Pertamina kemudian menyampaikan rencana injeksi 14,6 juta ton CO2 di lapangan ini mulai 2031.

Jika digabungkan, semua bagian ini mengarah pada siklus tertutup dalam satu lapangan matang: memisahkan CO2 dari gas yang sulit diolah, menjual gas bersih kepada industri, lalu mengembalikan karbon ke reservoir untuk mendukung perolehan minyak dan penyimpanan jangka panjang. Kombinasi inilah yang dibutuhkan Natuna, dalam skala yang berlipat-lipat lebih besar.

Pandangan Sirkularium: sinyal praktis bagi pembuat kebijakan

Bagi pemerintah dan lembaga publik, Akasia Bagus menawarkan tiga pelajaran yang berguna.

Pertama, pengurangan pembakaran gas suar dan ketahanan pasokan dapat berjalan bersamaan. Aliran gas yang dulu dibakar kini menjadi bahan bakar berkontrak untuk kawasan industri. Inilah dekarbonisasi industri dalam bentuknya yang paling praktis: emisi lebih rendah dari lokasi hulu dan bahan bakar rendah karbon bagi produsen manufaktur yang jika tidak demikian akan bergantung pada pilihan yang lebih intensif karbon. Regulator dapat mempertimbangkan inventarisasi nasional atas aliran gas ber-CO2 tinggi lain yang masih dibakar atau terdampar, di mana paket amine dan dehidrasi serupa dapat membuat gas tersebut layak jual.

Kedua, harga memegang peran penting. Harga yang dilaporkan sebesar US$9 per MMBTU, yang disepakati dengan pembeli industri untuk jangka sembilan tahun, menunjukkan bahwa biaya pengolahan gas yang sulit dapat dipulihkan secara komersial tanpa menunggu subsidi baru. Ketentuan offtake yang jelas dan layak dibiayai seperti ini akan menjadi kunci keekonomian Natuna, dan pembuat kebijakan dapat membantu dengan menjaga kerangka alokasi dan harga gas tetap dapat diprediksi.

Ketiga, CO2 yang dipisahkan perlu direncanakan sejak hari pertama. Program kerja Natuna sudah mencerminkan hal ini melalui studi CO2 khusus. Kerangka penangkapan dan penyimpanan karbon yang lebih luas, termasuk aturan penyimpanan lintas lapangan dan lintas batas negara, akan menentukan apakah CO2 yang dipisahkan menjadi beban biaya atau sumber nilai. Riwayat injeksi di Jatibarang menjadikannya lokasi uji nasional yang alami.

Hal yang perlu dicermati berikutnya: commissioning train kedua dan kenaikan menjadi 8 MMSCFD gas bersih sekitar akhir 2026, setiap keputusan untuk menginjeksikan kembali CO2 yang dipisahkan di Jatibarang sebelum rencana 2031, serta cakupan tiga paket studi CO2 di Natuna D-Alpha. Jika semuanya bergerak seiring, sebuah stasiun sederhana di Indramayu dapat terbukti menjadi salah satu aset transisi energi yang paling penting di negeri ini.