Kawasan Andaman memiliki pesona tersendiri bagi perusahaan minyak dan gas bumi asal Uni Emirat Arab, Mubadala Energy. Baru saja menemukan potensi gas dengan jumlah besar Sumur Layaran-I, perusahaan langsung mengincar pengembangan di Layaran-2 dengan harapan mendapat hasil serupa. Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) membeberkan bahwa Mubadala Energy langsung menyusun rencana kegiatan eksplorasi lanjutan di prospek lain yang ada di South Andaman. Hal tersebut dilakukan perusahaan sembari menunggu hasil evaluasi post-drill Sumur Layaran-1 yang terletak di lepas pantai Aceh atau sekitar 100 kilometer lepas pantai Sumatra bagian utara. “langsung menyiapkan rencana tahun depan untuk melakukan pengeboran Sumur Layaran-2 dan prospek lainnya, seperti Parang-Parang dan Ramba,” kata Wakil Kepala SKK Migas Nanang Abdul Manaf saat dihubungi, Rabu (20/12). Untuk sementara waktu, kata Nanang, menara bor atau rig yang digunakan untuk pengeboran Layaran-1 saat ini dipindah ke Andaman II agar bisa digunakan oleh harbor Energy yang sedang mengerjakan Sumur Halwa dan Gayo. Di Sumur Layaran-1, Mubadala Energy berhasil menemukan kolom gas yang luas dengan ketebalan lebih dari 230 meter di oligocene sandstone reservoir. Akuisisi data lengkap, termasuk wireline, coring, sampling, dan production test (DST) telah dilakukan. CEO Mubadala Energy Mansoor Mohammed Al Hamed mengatakan bahwa temuan potensi gas di Sumur Layaran-1 bakal membawa peluang komersial yang signifikan bagi perusahaan di tengah momentum transisi energi saat ini. “Hal ini bukan hanya merupakan perkembangan signifikan bagi Mubadala Energy, tetapi juga tonggak sejarah besar bagi ketahanan energi Indonesia,” katanya. 

Selain itu, penemuan baru yang terkonfirmasi itu juga merupakan keberhasilan kedua berturut-turut Mubadala Energi di Lapangan Andaman, setelah hasil menggembirakan di Timpan-1 yang ada di Andaman II. Di sisi lain, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) mengaku masih menantikan studi pascapengeboran (post-drilling) Sumur Layaran-1 Blok South Andaman yang dilaporkan berhasil mengidentifikasi potensi gas mencapai 6 TCF. Direktur Pembinaan Usaha Hulu Migas Kementerian ESDM Noor Arifin Muhammad menilai positif temuan potensi gas di Blok South Andaman yang dikerjakan oleh Mubadala Energy. Sementara itu, Founder & Advisor ReforMiner Institute Pri Agung Rakhmanto berpendapat bahwa pemerintah mesti mempermudah dan memfasilitasi upaya eksplorasi lanjutan agar Mubadala Energy bisa membuktikan cadangan gas dari Blok South Andaman. Pri beralasan, potensi gas yang belakangan diumumkan oleh perusahaan masih harus melewati rangkaian kajian dan pengeboran sumur lanjutan untuk membuktikannya dan menghitung keekonomiannya. STJ Budi Santoso, Ketua Umum Ikatan Ahli Geologi Indonesia, mengatakan bahwa temuan potensi gas di Sumur Layaran-1 membawa harapan baru untuk eksplorasi dan pengembangan gas di Tanah Air. “Sumur Timpan-1 dan Sumur Layaran-1 telah menjadi play-opener untuk play oligocene sandstone di daerah tersebut, terutama setelah Arun mengalami decline cukup besar, dan menjadi projek regasifikasi,” katanya. Direktur Jenderal Migas Kementerian ESDM Tutuka Ariadji mengatakan bahwa Mubadala Energy ingin mencoba melanjutkan eksplorasi Blok Andaman III yang dinilai tidak memuaskan oleh Repsol. “Mubadala Energy mau mencoba, karena memiliki konsep sendiri , kan sudah ditajak oleh Repsol, dan hasilnya tidak bagus, tapi menurut mereka konsepnya berbeda,” katanya beberapa waktu lalu. Repsol Andaman B.V sendiri mengembalikan kontrak pengelolaan Blok Andaman III kepada negara setelah tidak memperpanjang tambahan waktu eksplorasi yang berakhir pada Juni 2023 lalu. Selepas mundur dari Blok Andaman III, Repsol mengaku bakal berfokus untuk pengembangan lebih lanjut portofolio lain mereka di Blok Sakakemang, Banyuasin, Sumatra Selatan.

Perempuan tani di Indramayu berjuang mempertahankan lahan dari gempuran pembangunan PLTU yang akan mengancam kehidupan. Tanah adalah sumber kehidupan dan penghasilan bagi mereka. Sekitar 75 kg bawang merah menggantung di atap rumah Surmi (51) warga Desa Mekarsari, Kecamatan Patrol, Indramayu, Kamis (12/10) siang, yang merupakan hasil panen Surmi bulan lalu. Saat itu, Surmi menanam 10 kg bibit bawang. Biayanya Rp 250.000. Ketika panen, ia meraup Rp 600.000. Hasil panen 75 kg bawang merah dihargai Rp 8.000 per kg. Kali ini, Surmi enggan menjualnya dan menunggu harga tinggi. Biasanya, bawang merah bisa laku belasan ribu rupiah per kg. Di rumahnya juga tersimpan empat karung beras. Masing-masing berisi 2,5 kuintal. Ketika harga beras melonjak, lebih dariRp 13.000 per kg, jauh dari HET Rp 10.900 per kg, Surmi tidak pusing. Dia punya cadangan beras untuk sekadar makan, sisa panen dua bulan lalu, yang mencapai 1,5 ton gabah kering panen.

Surmi menjaga lahan dari gempuran PLTU. Lahan garapannya seluas 1,4 hektar berada di kawasan PLTU Indramayu 2 berkapasitas 1.000 megawatt (MW). Luasnya infrastruktur itu sekitar 300 hektar. Bagi para perempuan tani Desa Mekarsari, Indramayu, Jabar, tanah adalah ibu, yang melahirkan kehidupan sekaligus sumber pangan. Tidak hanya Mekarsari, lahan Desa Patrol Lor dan Patrol Baru, Kecamatan Patrol, juga terdampak. Lokasinya berdampingan dengan PLTU Indramayu 1 berkapasitas 3 x 330 MW. Dari sawah yang Surmi garap, tampak jelas cerobong PLTU 1 dengan asap kelabunya. Berdasarkan data Komite Percepatan Penyediaan Infrastruktur Prioritas, PLTU Indramayu 2 termasuk proyek strategis nasional. Nilai investasinya Rp 29,5 triliun. Menurut rencana, pembangunan konstruksinya mulai tahun 2022, tetapi sampai sekarang belum dimulai. Operasional PLTU ditargetkan tahun 2026. ”Kalau sampai PLTU jadi, saya mau cari makan di mana? Makanya, saya berjuang,” katanya. Sebagai perempuan tani, Surmi tidak hanya memasak nasi, tetapi juga ikut menanam padi. Ekonomi keluarganya tidak cukup hanya mengandalkan suaminya, Warsan, penggembala kambing. Apalagi, sejak 2015, lahan penggembalaan mulai dibebaskan untuk PLTU 2.

Surmi pun bergabung dalam Jaringan Tanpa Asap Batubara Indramayu (Jatayu). Gerakan warga ini untuk menolak PLTU Indramayu 1 dan 2. Jatayu menilai, PLTU berdampak pada kesehatan dan hasil panen petani. Surmi, misalnya, mengeluhkan matanya yang sakit ketika bertani di area tidak jauh dari PLTU 1. ”Saya sudah lima kali operasi mata tiga tahun ini,” katanya sambil menyeka matanya yang berair. Lewat bantuan lembaga pemerhati lingkungan di Jepang, Friends of the Earth (FoF), Surmi bahkan mewakili warga untuk menyampaikan aspirasinya ke negara yang mendanai PLTU Indramayu 2 itu tahun 2016. ”Saya bilang, kami sudah menjerit dan berteriak karena PLTU. Jangan sampai (pembangunan PLTU) didanai,” katanya. Hasilnya manis. Pertengahan tahun lalu, dilansir dari laporan Reuters, Jepang menarik diri dalam pendanaan proyek PLTU Indramayu 2. Selain mendapat kritik dari pegiat lingkungan, keputusan menghentikan pendanaan itu juga sebagai komitmen Jepang dalam merespons perubahan iklim. (Yoga)

PT Pertamina Hulu Rokan terus memburu formula dan bahan kimia yang tepat untuk digunakan dalam program chemical enhanced oil recovery di Lapangan Minas, Blok Rokan yang menjadi salah satu komitmen kerja pasti 5 tahun perusahaan saat mengambil alih wilayah kerja tersebut.n Hingga kini formula dan kandungan kimia yang tepat untuk digunakan dalam kegiatan chemical enhanced oil recovery (EOR) masih menjadi tantangan yang dihadapi oleh Pertamina Hulu Rokan sejak mengambil alih Blok Rokan dari PT Chevron Pacific Indonesia pada 9 Agustus 2021. Direktur Utama Pertamina Hulu Rokan Wiko Migantoro mengatakan bahwa perusahaan masih mencari formula dan kandungan kimia yang sesuai dengan teknologi chemical EOR di Blok Rokan. Untuk memuluskan pelaksanaan chemical EOR di Blok Rokan, Wiko juga tetap membuka peluang untuk mengakuisisi formula kimia yang dimiliki Chevron, melalui anak usahanya Chevron Oronite. Selain itu, Pertamina aktif mengembangkan formula kimia yang mirip dengan buatan Chevron Oronite agar bisa segera melaksanakan chemical EOR di Lapangan Minas. Meski masih menghadapi tantangan dari bahan kimia yang akan digunakan, Pertamina Hulu Rokan tetap menargetkan chemical EOR bisa dilakukan pada akhir tahun depan. Artinya, rangkaian studi dan keputusan akhir investasi bisa dirampungkan pada awal 2024. Adapun, Deputi Eksplorasi, Pengebangan, dan Manajemen Wilayah Kerja Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Benny Lubiantara mengatakan bahwa rencana pengembangan atau plan of development (PoD) chemical EOR tahap 1 untuk Lapangan Minas akan segera disetujui sebelum tahun berganti. Pelaksanaan chemical EOR dinilai menjadi upaya penting dalam industri hulu migas nasional, karena menjadi salah satu penopang utama long term plan untuk mendukung upaya pencapaian target produksi 1 juta barel minyak per hari (bph), dan 12 miliar standar kaki kubik gas per hari (Bscfd) pada 2030. Metode chemical EOR umumnya diaplikasikan untuk meningkatkan produksi hidrokarbon dari reservoir minyak apabila metode primary recovery dan secondary recovery tidak efisien lagi untuk menguras minyak. Dari sisi keekonomian, investasi yang dikeluarkan oleh KKKS harus sebanding dengan tambahan hasil produksi yang diperoleh dari lapangan tersebut. Apalagi, pelaksanaan EOR memiliki risiko yang tinggi jika diterapkan di lapangan migas yang sudah matang. Deputi Eksploitasi SKK Migas Wahju Wibowo mengatakan bahwa Pertamina Hulu Rokan berhasil menahan penurunan produksi minyak di level 167.000 barel minyak per hari (bopd). Sementara itu, produksi minyak dari Blok Cepu susut ke angka 140.000 bopd. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) mencatat total komitmen investasi dari optimasi pengembangan lapangan (OPL) Banyu Urip tembus US$203,5 juta. Adapun, komitmen investasi pengeboran lanjutan itu diperkirakan dapat mengerek tambahan cadangan minyak ExxonMobil Cepu Limited ke level 42,92 juta barel minyak (MMBO). “First oil kalau tidak salah, setelah melakukan pengeboran 2 bulan. Lalu, mulai produksi Agustus tahun depan,” ujarnya. Untuk diketahui, ExxonMobil Cepu Limited berada di urutan pertama ihwal torehan produksi minyak sepanjang semester pertama 2023. Berdasarkan catatan SKK Migas, perusahaan berhasil menghimpun produksi minyak sebesar 165.265 bopd sepanjang paruh pertama tahun ini.

Upaya membangun program ketahanan energi nasional dan meraih target produksi gas sebesar 12 miliar kaki kubik per hari pada 2030 yang sejalan dengan pencapaian target net zero emissions semakin mendekati titik terang setelah rencana pengembangan Blok Masela mendapat lampu hijau. Pemerintah secara resmi telah menyetujui Revisi 2 Rencana Pengembangan I (Plan of Development/ POD I) Lapangan Abadi, Blok atau Wilayah Kerja (WK) Masela di Laut Arafura, Maluku. Persetujuan Revisi 2 POD I ini termasuk untuk kegiatan penangkapan dan penyimpanan karbon (Carbon Capture & Storage/CCS). Harapan untuk menambah produksi gas ini merupakan babak baru mengingat Masela menjadi tumpuan harapan sumber gas penting dengan jumlah cadangan yang besar. Di sisi lain, pengembangan lapangan gas baru ini memiliki tantangan yang tidak mudah dengan kompleksitas tinggi, risiko besar mencakup pengeboran deepwater, fasilitas subsea, floating production storage and offloading, dan onshore LNG plant. Berdasarkan perhitungan, total investasi untuk pengembangan Lapangan Gas Bumi Abadi Masela mencapai US$20,95 miliar atau setara Rp323,86 triliun dengan asumsi kurs Rp15.462 per US$. Perkiraan investasi tersebut termasuk untuk biaya CCS US$1,08 miliar atau sekitar Rp16,8 triliun. Penerapan teknologi CCS untuk menghasilkan clean LNG ini juga terbilang baru yang digadang-gadang pemerintah dapat mengurangi emisi karbon dan mendukung sustainability pada era transisi energi. Selain itu, fasilitas CCS ini juga dapat memunculkan peluang bisnis dan investasi yang signifikan di dalam negeri. Seperti diketahui gas bumi memiliki peranan penting sebagai penopang transisi energi untuk mendukung penggunaan energi bersih. Dengan disetujuinya Revisi 2 POD I Blok Masela ini pemerintah berharap operator Blok Masela yakni Inpex Masela Ltd dapat segera melaksanakan aktivitas pengembangan. Adapun sasaran proyek ini dapat berjalan pada tahun 2030. Lapangan Abadi di Blok Masela adalah lapangan gas laut dalam dengan cadangan gas terbesar di Indonesia yang terletak sekitar 160 kilometer lepas pantai Pulau Yamdena di Laut Arafura dengan kedalaman laut 400-800 meter. Pemegang hak partisipasi di Blok Masela ini antara lain Inpex Masela Ltd sebesar 65% dan juga bertindak sebagai operator, kemudian ada PT Pertamina Hulu Energi Masela dengan porsi 20%, dan Petronas Masela Sdn Bhd sejumlah 15%.

Gerak cepat Indonesia memanfaatkan Conference of the Parties (COP) ke-28 the United Nations Framework Convention on Climate Change untuk mengakselerasi transisi energi terganjal oleh sejumlah aturan yang perlu segera dibenahi. Asosiasi Energi Surya Indonesia (AESI) meminta ketentuan pinjaman pemegang saham atau shareholder loan kerja sama antara swasta dan PT PLN (Persero) yang diatur dalam Peraturan Presiden No. 14/2017 direvisi, karena berpotensi menghambat pengembangan pembangkit listrik berbasis energi baru terbarukan atau EBT. Fabby Tumiwa, Ketua Umum AESI, mengatakan bahwa selama ini badan usaha diminta untuk menyetor modal lebih tinggi dibandingkan dengan PLN, meski porsinya kepemilikan saham dalam pembangkit listrik tidak boleh lebih banyak dari perusahaan setrum pelat merah tersebut. Selisih antara modal yang harus diberikan dengan kepemilikan saham tersebut nantinya memang akan dikembalikan oleh PLN maupun anak usahanya dengan mekanisme dicicil. Akan tetapi, hal tersebut bakal memberatkan investor yang memang berminat untuk mengembangkan EBT di dalam negeri. “Persoalannya bagi banyak pengembang, mereka pemilik saham minoritas tetapi diminta menyetor modalnya yang lebih besar, karena memberikan shareholder loan untuk PLN. Sementara itu, anak perusahaan PLN walau punya kepemilikan 51%, tapi tidak punya kemampuan finansial untuk menyertakan modal setara 51%,” katanya, Senin (4/12). Alhasil, equity partners yang digandeng PLN untuk membangun pembangkit listrik mesti menanggung sebagian ekuitas yang tidak mampu disertakan oleh PLN untuk suatu proyek, sehingga berdampak kepada return on equity-nya. Selain itu, beban modal yang diserahkan sebagian kepada mitra PLN juga dianggap bakal membuat proyek pembangkit listrik berbasis EBT menjadi tidak layak untuk didanai. Keluhan terhadap regulasi juga disampaikan oleh Sekretaris Jenderal Asosiasi Panas Bumi Indonesia Riza Pasikki, yang mengatakan bahwa Peraturan Presiden (Perpres) No. 112/2022 belum menggunakan asumsi yang tepat dalam menentukan harga pembelian listrik dari independent power producers (IPP) pembangkit listrik tenaga panas bumi atau PLTP. Padahal, fasilitas yang dijanjikan pemerintah, seperti government drilling, pinjaman lunak, serta pendanaan pengeboran eksplorasi dari skema Pembiayaan Infrastruktur Sektor Panas Bumi (PISP) dan Geothermal Resource Risk Mitigation (GREM) masih terbatas untuk digunakan oleh investor. 

Sementara itu, Direktur Jenderal Ketenagalistrikan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Jisman P Hutajulu mengatakan bahwa pemerintah belum berencana untuk merevisi sejumlah aturan yang dianggap mengganjal pengembangan pembangkit listrik berbasis EBT. Secara terpisah, PLN mengamankan empat kesepakatan penting ihwal percepatan peningkatan porsi dalam bauran energi nasional di ajang Cop ke-28. PLN pun diketahui berencana untuk mengebut pengembangan Accelerated Renewable Energy Development (ARED) agar bisa mereduksi emisi hingga 127 juta ton CO2 pada 2030. “Kami mengerahkan best effort kami dalam menjalankan transisi energi. Kami tidak bisa berjalan sendiri, dan memerlukan kolaborasi global dari sisi kebijakan, teknologi, inovasi, serta investasi dalam menyelamatkan bumi,” kata Direktur Utama PLN Darmawan Prasodjo. Secara spesifik, kedua belah pihak akan mengkaji integrasi sistem jaringan Sulawesi, Kalimantan, dan Sumatera. Ketiga wilayah tersebut memiliki potensi EBT yang besar, sehingga diperlukan sistem jaringan terintegrasi agar seluruh pasokan listrik bisa dialirkan kepada masyarakat. Selanjutnya, PLN menyepakati kerja sama dengan PT Sarana Multi Infrastruktur (SMI) dan Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) untuk memanfaatkan project development facility yang dikelola oleh SMI untuk proyek-proyek pumped storage hydroelectric power plant dalam rangka percepatan transisi energi di Indonesia. Nantinya, KfW bersama SMI akan memberikan dukungan dalam bentuk feasibility study, serta environmental & social scoping pada tahapan persiapan proyek PLTA Grindulu Pumped Storage 4x250 MW dan PLTA Sumatera Pumped Storage 2x250 MW. Terakhir, PLN bersama PT Cirebon Electric Power, Asia Development Bank, dan Indonesia Investment Authority atau INA mengupayakan percepatan pemensiunan operasional PLTU Cirebon-1 pada Desember 2035, lebih awal dari target awal yang ditetapkan pada Juli 2042. Upaya ini mampu menghindarkan emisi hingga 30 juta ton CO2.

Menteri Investasi Bahlil Lahadalia mengatakan, pemerintah dipastikan bakal mengumumkan divestasi 10% saham Freeport Indonesia dalam 2 pekan ke depan, karena proses yang harus dilewati kali ini tidak serumit sebelumnya. “Freeport Indonesia itu penambahan saham 10%. sekecil itu pasti akan lebih murah, dan angkanya akan saya umumkan 2 pekan lagi,” katanya, Senin (27/11). Pemerintah memang telah memastikan bakal memperpanjang izin usaha pertambangan khusus (IUPK) Freeport Indonesia yang akan berakhir pada 2041. Banyaknya cadangan mineral di Grasberg, Papua, menjadi alasan utama pemerintah menyetujui permintaan perusahaan. “Karena mereka sudah sekian puluh tahun , dan dalam persyaratan ini ada cadangan. Masa kami mau putus , nanti mencari investor lagi,” kata Menteri ESDM Arifin Tasrif. Sementara itu, VP Corporate Communication Freeport Indonesia Katri Krisnati memastikan, Freeport Indonesia berkomitmen untuk menjalankan seluruh persyaratan dalam proses perpanjangan izin, termasuk pembangunan smelter di Papua dan divestasi 10% saham perusahaan. “Pembangunan smelter di Papua, serta penambahan saham pemerintah sebesar 10% merupakan bagian dari perpanjangan IUPK Freeport Indonesia.”

Langkah pemerintah untuk menjaga ketahanan energi dan mengawali penghiliran migas demi transisi energi semakin nyata. Dimulainya operasi komersial (onstream) proyek strategis nasional (PSN) Tangguh Train 3 dan groundbreaking tiga proyek lain dari hulu migas dan turunannya menegaskan hal itu. Tangguh Train 3, yang akan menjadi penghasil gas bumi terbesar di Indonesia, diharapkan dapat berkontribusi signifikan untuk mendukung target nasional produksi gas 12 standar kaki kubik per hari pada 2030. Presiden Joko Widodo optimistis pengoperasian Train 3 dan pengembangan tiga proyek pengembangan Tangguh LNG akan mendukung daya tahan energi nasional. "Proyek ini akan meningkatkan kapasitas produksi tahunan Tangguh LNG menjadi 11,4 juta ton per tahunnya dan berkontribusi signifikan untuk mendukung target produksi gas pada tahun 2030," katanya di Teluk Bintuni, Papua Barat, Jumat (24/11). Proyek hulu migas dengan nilai investasi sebesar US$4,83 miliar atau setara Rp72,45 triliun itu berkapasitas 3,8 million tons per annum (MTPA). Alhasil, proyek gas alam cair (liquefied natural gas/LNG) Tangguh di Teluk Bintuni, Papua Barat tersebut akan mampu meningkatkan produksi hingga 11,4 juta ton per tahun. Sementara itu, sederet proyek pada fase pengembangan selanjutnya dari Tangguh LNG juga mendukung upaya pemerintah untuk memenuhi pasokan gas nasional dan mencapai target emisi net zero emission pada 2060. Groundbreaking ketiga proyek itu yakni Ubadari Carbon Capture, Utilization, and Storage (CCUS) atau UCC; proyek penghiliran Blue Ammonia; dan Asap Kido Merah juga dilakukan secara langsung oleh Presiden. Di samping untuk memperpanjang usia lapangan gas, proyek pengembangan itu akan memanfaatkan teknologi penangkapan, pemanfaatan, dan penyimpanan karbon atau CCS untuk mengurangi emisi gas rumah kaca di Tangguh dan berpotensi menerima serta menyimpan CO2 pihak ketiga. UCC misalnya akan menjadi CCS Hub pertama di Indonesia dengan potensi kapasitas penyimpanan CO2 hingga 1,8 gigaton. Selain menghasilkan tambahan produksi gas, proyek ini akan menginjeksikan sekitar 30 juta ton CO2 sampai 2035 ke reservoir yang ada.

Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Arifin Tasrif mengatakan sejumlah fasilitas migas baru tersebut akan menjamin ketahanan energi bangsa dan pencapaian program transisi energi menuju NZE pada 2060. “Proyek-proyek penghiliran tersebut merepresentasikan ketangguhan atau daya tahan industri hulu migas Indonesia dalam menjalankan tugasnya di tengah dinamika dan tantangan baik yang bersifat global maupun nasional”, ujar Arifin. Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Dwi Soetjipto berharap Tangguh Train 3 bisa beroperasi dengan kapasitas penuh di awal Desember sehingga semakin memperkuat neraca gas nasional dan mendukung kebutuhan domestik. Di sisi lain, tambah Dwi, proyek Lapangan Gas Asap Kido Merah akan memproduksi cadangan gas guna memenuhi kebutuhan industri nasional. “AKM akan produksi 369 MMscfd. Dari total itu, 115 MMscfd dipakai pabrik Pupuk Kaltim di Fakfak, sedangkan yang 254 MMscfd dipakai untuk menambah produksi LNG di Teluk Bintuni juga. Ada tambahan produksi gas sampai 2030,” pungkasnya. Direktur Eksekutif ReforMiner Institute Komaidi Notonegoro mengatakan beroperasinya Train 3 dan groundbreaking tiga proyek pengembangan di Tangguh LNG menunjukkan sejumlah katalis positif bagi daya tahan energi nasional.

Perubahan perilaku masyarakat global untuk lebih banyak mengonsumsi produk yang menggunakan sumber daya yang berkelanjutan menjadi momentum bagi Indonesia untuk memacu transisi energi lebih kencang.n Pertumbuhan permintaan terhadap produk yang menggunakan sumber daya berkelanjutan, termasuk energi bersih perlu diantisipasi agar Indonesia mendapatkan manfaat yang optimal dalam transisi energi. Terlebih, Indonesia diberkahi sumber energi baru dan terbarukan (EBT) yang beragam dengan jumlah yang cukup besar. Azis Armand, Vice President Director & CEO PT Indika Energy Tbk. (INDY), mengatakan peralihan permintaan dari produk konvensional ke yang lebih hijau merupakan sebuah keniscayaan. Untuk itu, transisi energi harus dikelola dengan baik agar memberikan manfaat yang optimal. “Mungkin tidak tahun depan, tetapi arahnya akan ada perubahan permintaan . Ini hanya masalah waktu saja, sehingga transisi energi ini hari kita manage dengan baik,” katanya dalam Bisnis Indonesia Business Challenge 2024, Kamis (23/11). Dia memaparkan bahwa lonjakan harga yang terjadi pada sejumlah komoditas energi fosil hanya bersifat sementara, dan akan kembali ke level yang wajar. Hal itu terbukti dari pergerakan harga batu bara yang mulai merosot menuju long term price sebesar US$70—US$90 per metrik ton. Kepercayaan terhadap transisi energi tersebut juga yang membuat INDY mantap melakukan transformasi bisnisnya dari semula bertumpu pada batu bara menjadi lebih hijau sejak 2018. “Kami memulai dan menguatkan investasi kami di sektor green business, seperti EBT dan ekonomi hijau, serta melakukan divestasi beberapa bisnis yang terkait dengan batu bara,” ucapnya. Targetnya, 2 tahun ke depan porsi pendapatan INDY dari energi fosil dan bisnis hijaunya bisa seimbang. “Memang masih menantang, tetapi kami akan bekerja untuk mencapai target itu,” ucapnya. Presiden Joko Widodo saat meresmikan pembangkit listrik tenaga surya (PLTS) terapung Cirata pun menegaskan pentingnya pemanfaatan seluruh potensi EBT di pelosok negeri. “Saya ingin nantinya seluruh potensi EBT yang ada di seluruh Indonesia bisa dimanfaatkan, dan saya yakin pasti bisa, karena sekarang teknologinya sudah ada.” Di sisi lain, energi fosil juga diyakini bakal tetap memegang peranan penting dalam pemenuhan kebutuhan energi di dunia beberapa tahun ke depan. Tauhid Ahmad, Direktur Eksekutif Institute for Development Economics and Finance (Indef), mengatakan permintaan energi fosil di pasar global bakal tetap tinggi, meski sejumlah negara telah menyatakan komitmennya untuk melaksanakan transisi energi. Komaidi Notonegoro, Direktur Eksekutif ReforMiner Institute, mengatakan bahwa pertumbuhan ekonomi umumnya memerlukan dukungan dari pasokan energi yang memadai. Apalagi, sektor-sektor ekonomi utama yang berkontribusi terhadap pembentukan produk domestik bruto (PDB) global memiliki karakteristik padat energi. “Berdasarkan data, setiap pertumbuhan ekonomi sebesar 1% akan memerlukan pertumbuhan penyediaan energi 1,5%—2%.”

Menteri Koordinator Bidang Kemaritiman dan Investasi Ad Interim Erick Thohir menandatangani nota kesepahaman dengan Menteri Industri dan Ilmu Pengetahuan Australia Ed Husic terkait dengan pembentukan mekanisme kerja sama bilateral untuk memajukan kolaborasi kendaraan listrik. Erick Thohir mengatakan, Indonesia dan Australia memiliki sumber daya mineral yang melimpah yang bisa dimanfaatkan untuk menjadi pemain kunci dalam rantai pasok kendaraan listrik global. Kedua negara diketahui memiliki potensi untuk mengembangkan nikel dan litium sebagai mineral utama dalam baterai electric vehicle (EV). “Indonesia telah mengembangkan industri penghiliran nikel menuju ekosistem kendaraan listrik dalam 5 tahun terakhir. Telah ada 3 pabrik di Indonesia yang beroperasi untuk memproduksi mixed hydroxide precipitate, bahan dasar prekursor baterai,” katanya, Kamis (23/11). Sementara itu, Australia memiliki 24% cadangan litium dunia, dan menyumbang 43% dari ekstraksi litium global pada 2022.

Kebutuhan jaringan kelistrikan yang masif untuk mendistribusikan listrik dari energi baru terbarukan atau EBT dalam transisi energi membuat pemerintah memasukkan kembali skema bisnis pemanfaatan bersama jaringan listrik atau power wheeling.n Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) kembali memasukkan skema power wheeling dalam revisi Undang-Undang Energi Baru dan Energi Terbarukan, setelah dihilangkan karena berpotensi merugikan keuangan PT PLN (Persero). Menteri ESDM Arifin Tasrif mengatakan bahwa rumusan mengenai ketentuan kerja sama jaringan (open access) secara umum mengatur tentang keharusan pemegang wilayah usaha memenuhi kebutuhan konsumen atas listrik yang bersumber dari energi baru dan energi terbarukan (EBET). Kemudian, apabila pemegang wilayah usaha tidak bisa memenuhi kebutuhan konsumen, konsumen dapat diberikan pasokan listrik melalui point-to-point, kerja sama pemanfaatan aset pembangkit listrik atau perjanjian jual beli listrik (PJBL) dengan pemegang wilayah usaha lain. “Mekanisme tersebut dilakukan melalui usaha transmisi dan/atau distribusi atau power wheeling,” katanya dalam Rapat Kerja dengan Komisi VII DPR, Senin (20/11). Untuk pelaksanaan power whee­ling, kata Arifin, wajib dibuka akses penyaluran listrik dari sumber EBET dengan mengenakan biaya yang nantinya diatur oleh pemerintah. Skema power wheeling sebenarnya sempat ditarik dari usulan revisi Undang-Undang EBET lantaran mendapat evaluasi dari Kementerian Keuangan. Kementerian Keuangan ketika itu menganggap skema bisnis tersebut dapat merugikan PT PLN (Persero). Kala itu, Arifin sempat menegaskan posisi pemerintah yang tidak memasukkan skema power wheeling ke dalam RUU EBET. 

Di sisi lain, skema power wheeling memang dinantikan oleh produsen listrik swasta. Asosiasi Produsen Listrik Swasta Indonesia (APLSI) berpendapat bahwa skema bisnis power wheeling bakal membuka luas peluang investasi swasta pada pembangkit EBT. “Sebagai konsumen besar, tentunya PLN akan merespons dengan baik permintaan dari industri tersebut. Apalagi, hal itu terkait dengan kelangsungan industri di Tanah Air. Pertanyaan berikutnya adalah sinergi apa yang perlu dilakukan agar dapat membantu PLN untuk memenuhi permintaan listrik EBT tersebut,” kata Ketua Umum APLSI Arthur Simatupang beberapa waktu lalu. Di sisi lain, Fahmy Radhi, Pengamat Ekonomi Energi Universitas Gadjah Mada, mengatakan bahwa power wheeling lebih menguntungkan produsen listrik swasta, karena bisa menjual langsung listrik yang dihasilkan ke konsumen, tanpa harus membangun jaringan transmisi dan distribusi sendiri. Persoalan jaringan kelistrikan atau grid berbasis energi baru terbarukan memang menjadi program prioritas yang akan diajukan oleh PLN untuk mendapatkan pendanaan dari Just Energy Transition Partnership (JETP). Dengan kebutuhan anggaran hingga US$6,5 miliar dan target beroperasi secara komersial pada 2029, pembangunan grid EBT Sumatra—Jawa dianggap lebih urgen dibandingkan dengan pembangunan pembangkit listrik berbasis energi bersih. Terlebih, tidak banyak investor yang meminati proyek tersebut. Sekretariat JETP menilai kebijakan domestic price obligation (DPO) batu bara tersebut dapat menghambat proses transisi energi. Spesialis Pendanaan dan Kebijakan Sekretariat JETP Elrika Hamdi mengatakan bahwa kebijakan DPO bermasalah karena menciptakan ilusi bahwa harga batu bara untuk pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) murah dan stabil padahal, harga komoditas emas hitam itu bergerak fluktuatif, sehingga menciptakan ketidakstabilan.