Berikut adalah perincian teknologi yang dikembangkan dalam proyek tersebut:
Era Penemuan dan Teknologi Eksplorasi Laut (Offshore)
Perjalanan teknologi di Blok Masela bermula ketika perusahaan migas terkemuka asal Jepang, Inpex Masela Ltd. menandatangani production sharing contract (PSC) pada 16 November 1998.
Penemuan Lapangan Abadi terjadi pada2000 melalui sumur eksplorasi Abadi-1.
Pada fase awal ini, tantangan terbesar adalah kondisi geografis Laut Banda dan Laut Arafura yang memiliki karakteristik laut dalam (deepwater).
Inpex menerapkan teknologi seismik 3D kelautan resolusi tinggi untuk memetakan struktur reservoir batu pasir porous pada formasi geologi berumur Jura (Jurassic).
Teknologi pencitraan bawah permukaan ini berhasil mengidentifikasi ketebalan kolom gas yang masif di kedalaman lebih dari 3.000 meter di bawah permukaan laut.
Seiring dengan berkembangnya teknologi, skema awal yang diajukan dalam rencana pengembangan atau plan of development (PoD) tahap I pada 2010 berbasis pada teknologi kilang terapung atau floating liquefied natural gas (FLNG).
Adapun, struktur kepemilikan saham pada periode ini dikuasai oleh Inpex sebesar 65% dan Shell Upstream Overseas Services sebesar 35%.
Pergeseran Paradigma ke Teknologi Darat (Onshore)
Arah teknologi proyek ini berubah total pada awal 2016. Pemerintah Indonesia memutuskan untuk mengalihkan konsep kilang komersial dari laut (offshore) ke darat (onshore) demi memaksimalkan efek pengganda ekonomi lokal.
Perubahan skema ini memaksa konsorsium Inpex-Shell merancang ulang arsitektur engineering.
Kompleksitas baru muncul karena gas dari sumur bawah laut (subsea) harus dialirkan melalui pipa bawah laut berdiameter besar melewati palung laut yang dalam menuju pulau penampung di darat.
Teknologi yang diandalkan pada periode ini meliputi beberapa tahapan, dengan detail sebagai berikut:
1. Subsea Production System (SPS): Kepala sumur (wellhead) dan sistem kontrol ditempatkan di dasar laut dalam guna meminimalkan risiko instalasi permukaan.
2. Floating Production, Storage, and Offloading (FPSO): Fasilitas terapung yang bertugas memisahkan cairan kondensat dari gas mentah di tengah laut sebelum gas disalurkan ke darat.
3. Surge Analysis & Deepwater Pipelining: Sistem pemipaan bawah laut canggih yang mampu menahan tekanan hidrostatik ekstrem serta arus bawah laut yang dinamis sepanjang jalur menuju daratan pulau.
Pada 2019, Pemerintah Indonesia menyetujui revisi PoD dengan skema darat berkapasitas 9,5 juta ton LNG per tahun atau million tonnes per annum (mtpa) dan 150 juta kaki kubik standar per hari (MMSCFD) gas pipa.
Integrasi Dekarbonisasi CCS/CCUS dan Restrukturisasi Saham
Tuntutan global terhadap penurunan emisi memaksa proyek ini bersalin rupa menjadi proyek rendah karbon.
Pada 2023, Shell memilih hengkang dan melepas 35% hak kelola atau participating interest (PI)-nya di Blok Masela senilai total US$650 juta.
Kemudian, saham tersebut resmi diambil alih oleh PT Pertamina Hulu Energi (20%) dan Petronas (15%), mendampingi Inpex (65%) selaku operator utama.
Masuknya Pertamina dan Petronas mempercepat revisi PoD kedua guna mengintegrasikan teknologi CCS dan carbon capture, utilization, and storage (CCUS).
Langkah ini menjadikan Lapangan Abadi sebagai salah satu proyek LNG pertama di Indonesia yang menerapkan pembersihan emisi sejak awal beroperasi.
Detail Operasional Teknologi CCS/CCUS Blok Masela
Gas alam yang diekstraksi dari Lapangan Abadi memiliki karakteristik berbeda dari lapangan migas lainnya di Indonesia, berdasarkan catatan Direktorat Dirjen Migas Kementerian ESDM, lapangan ini mengandung kadar karbon dioksida atau CO2 bawaan yang cukup tinggi.
Melalui studi teknis bawah permukaan (subsurface) yang diselesaikan bersama Lembaga Afiliasi Penelitian Indonesia (LAPI) ITB pada Oktober 2025, konsorsium mematangkan arsitektur teknologi penangkapan karbon, dengan tahapan sebagai berikut:
1. Penangkapan Karbon (Capture): CO2 yang ikut terangkat bersama aliran gas akan dipisahkan di fasilitas pemrosesan menggunakan teknologi amine solvent scrubbing dengan efisiensi tinggi.
2. Kompresi dan Transportasi: CO2 fase gas dikompresi menjadi fase superkritis (semicair berkepadatan tinggi) agar volume penyimpanannya efisien, lalu dialirkan kembali ke laut lewat pipa.
3. Penyimpanan Permanen (Storage/CCS): Karbon superkritis diinjeksikan kembali secara aman ke dalam struktur geologi reservoir saline aquifer (akuifer asin) yang sudah tidak produktif. Formasi ini memiliki lapisan batuan penutup (caprock) kedap guna memastikan karbon terperangkap secara permanen selama ratusan tahun.
Integrasi CCS ini dinilai tidak hanya mereduksi emisi karbon proyek secara masif, tetapi juga menjamin produk LNG dari Blok Masela memiliki nilai tawar premium karena berstatus gas rendah karbon atau green gas di pasar energi global.
Masuknya CCS/CCUS dan Potensi Kenaikan Harga Gas
Meski terdengar manis, Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) mengonfirmasi adanya tambahan biaya investasi dari Inpex Masela Ltd. untuk mengimplementasikan penambahan fasilitas CCS/CCUS pada proyek Lapangan Abadi.
Pada 2025, SKK Migas memprediksi Inpex akan menambah biaya US$1 miliar untuk proyek tangkap-simpan karbon ini.
Dengan demikian, proyek yang awalnya senilai US$20,94 miliar, kini dapat bengkak menjadi US$21,94 miliar.
"Total [investasi] sekitar US$20 miliar, nambah 5% sekitar US$1 miliar akibat ada proyek CCS," kata Kepala SKK Migas Djoko Siswanto ditemui di sela peresmian fase FEED proyek LNG Abadi, Kamis (28/8/2025).
Dalam kesempatan yang sama, Presiden dan CEO Inpex Corporation Takayuki Ueda mengakui ada tambahan biaya untuk mengimplementasikan fasilitas CCS/CCUS di Blok Masela.
Tambahan biaya tersebut bakal terlihat secara konkret melalui proses desain rekayasa awal atau front end engineering and design (FEED).
“Namun, kami menekankan bahwa kenaikan biaya sebesar 5% dari total biaya badan kami akan dialokasikan untuk CCS. Jadi, kenaikan biaya sebesar 5% untuk proyek CCS,” ujarnya.
Meskipun integrasi teknologi CCS/CCUS memosisikan Blok Masela sebagai pionir green gas global, adopsi teknologi ini menyisakan celah evaluasi yang kritis.
Di tengah target pemerintah untuk mengejar nilai keekonomian gas yang terjangkau bagi industri domestik, pembengkakan biaya ini berpotensi mengerek harga jual gas (gas pricing) di tingkat hulu.
Jika tidak dimitigasi melalui insentif fiskal yang agresif atau penyesuaian bagi hasil (split) kontrak, beban teknologi hijau ini justru berisiko melemahkan daya serap pasar dalam negeri.
Di sisi lain, ambisi Inpex-Pertamina-Petronas untuk mentransformasi Blok Masela menjadi hub CCS/CCUS internasional—yang mampu menginjeksi CO2 lintas negara—masih membentur kepastian regulasi.
Skema cross-border CCS/CCUS menuntut payung hukum internasional yang rigid terkait tanggung jawab liabilitas jangka panjang atas risiko kebocoran karbon di bawah laut.
(wdh)
