Proyek Refinery Development Master Plan Balikpapan membawa harapan baru bagi pemenuhan liquefied petroleum gas atau LPG di dalam negeri. Selama ini, pemerintah mengandalkan importasi agar bisa mencukupi permintaan komoditas itu.n Pemenuhan LPG di dalam negeri masih menjadi pekerjaan besar yang perlu diselesaikan, karena mayoritas kebutuhan di dalam negeri masih dipenuhi oleh produk impor. Bahkan, apabila ditambah dengan faktor besarnya subsidi yang harus dikeluarkan untuk komoditas tersebut, maka problem LPG menjadi lebih rumit. Pasalnya, lebih dari 90% konsumsi LPG merupakan produk bersubsidi dengan tabung 3 kilogram atau yang lebih dikenal dengan gas melon. PT Pertamina (Persero) melalui refining & petrochemical subholding-nya, PT Pertamina Kilang Internasional menargetkan bisa menambah produksi LPG hingga 330.000 metrik ton per tahun jika proyek Refinery Development Master Plan atau RDMP Balikpapan rampung. “Ke depan, apabila pengembangan Kilang Balikpapan selesai, maka dapat menambah produksi LPG sekitar 330.000 metrik ton per tahun,” kata Corporate Secretary Kilang Pertamina Internasional Hermansyah Y. Nasroen, saat dihubungi, akhir pekan lalu.

Angka impor LPG pada 2022 tersebut meningkat dibandingkan dengan 2021 yang tercatat sebesar 6,34 juta metrik ton, dengan konsumsi dari sektor rumah tangga sebanyak 8,02 juta ton. Kabar baik dari Kilang Balikpapan seakan melengkapi laporan dari Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan gas Bumi (SKK Migas) yang pada akhir tahun lalu melaporkan setidaknya ada 12 lapangan minyak dan gas bumi atau migas di Tanah Air yang memiliki kandungan propana (C3) dan butana (C4) sebagai bahan baku LPG. Dengan jumlah kandungan di atas 4%, C3 dan C4 yang terkandung di lapangan migas tersebut dapat dimonetisasi untuk diproduksi menjadi LPG, dengan harapan bisa mengurangi impor yang selama ini juga membebani keuangan negara. Akan tetapi, Wakil Kepala SKK Migas Nanang Abdul Manaf mengatakan, pihaknya masih menghitung jumlah pasti mengenai volume LPG yang bisa dihasilkan dari cadangan tersebut. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) sebelumnya pun telah menyambut baik laporan SKK Migas terkait dengan temuan kandungan propana dan butana yang disebut-sebut bisa memproduksi LPG sebanyak 1,2 juta ton per tahun. Temuan tersebut menjadi harapan pemerintah untuk mengurangi impor LPG. “Temuan itu kalau bisa diupayakan segera, bisa menambah produksi 1,2 juta ton per tahun . Saat ini total produksi kita 1,9 juta ton per tahun,” kata Menteri ESDM Arifin Tasrif. Arifin menyebut, berhentinya operasi sejumlah kilang itu disebabkan karena pasokan bahan baku gas khusus untuk pengolahan LPG relatif terbatas di Indonesia. Berdasarkan laporan Kinerja 2022 Direktorat Jenderal Migas Kementerian ESDM, kapasitas pengolahan kilang LPG di Indonesia pada tahun lalu mencapai sebesar 3,78 juta ton per tahun.

Akuisisi wilayah kerja minyak dan gas bumi dengan cadangan jumbo menjadi strategi utama PT Pertamina (Persero) mengamankan produksi dan dan lifting nasional dari portofolionya di tengah tingginya angka natural decline. Perusahaan yang berafiliasi langsung dengan Pertamina, PT Pertamina Hulu Energi mengaku sedang mengincar wilayah kerja minyak dan gas bumi atau migas yang memiliki cadangan jumbo di Indonesia bagian timur. Meski belum mau memerinci blok migas tersebut, Direktur Eksplorasi Pertamina Hulu Energi Muharram Jaya Panguriseng memastikan bahwa akuisisi perusahaan di wilayah kerja tersebut bakal diumumkan oleh pemerintah pada Maret tahun ini. Muharram menjelaskan bahwa Pertamina harus berkompetisi dengan perusahaan migas lain untuk mendapatkan hak pengelolaan di wilayah kerja tersebut. Pasalnya, sejumlah perusahaan migas multinasional juga telah menyatakan minatnya untuk menguasai hak partisipasi blok migas itu. “Jumlah cekungan di Indonesia itu sangat banyak, dan baru 20% yang diutak-atik. Dari 20% tersebut, baru sekitar 10% yang dibor, sehingga potensi kita masih banyak,” jelasnya. Hal tersebut, kata dia, menjadi alasan bagi perusahaan untuk melakukan evaluasi kembali terhadap potensi migas di sejumlah wilayah di Indonesia bagian timur, seperti di sekitar Pulau Seram, Teluk Bone, dan sebelah timur Pulau Aru. 

Selain membidik wilayah kerja migas di dalam negeri, Pertamina juga makin aktif mengincar pengelolaan blok migas di luar negeri untuk menambah cadangan energi dan produksinya. Pada tahun lalu, Pertamina Hulu Energi memenangkan lelang baru blok minyak produksi di Gabon, Afrika Barat. Aset produksi itu diperkirakan memiliki potensi cadangan minyak mencapai 45.000 barel per hari (bopd). Upaya Pertamina tersebut sebenarnya sejalan dengan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi atau SKK Migas yang ingin kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) lebih berani untuk mengelola blok migas dengan cadangan besar. Benny Lubiantara, Deputi Eksplorasi, Pengembangan, dan Manajemen Wilayah Kerja SKK Migas, mengatakan bahwa sejak tahun lalu pihaknya telah menggeser target eksplorasi dengan menyasar cadangan dengan klasifikasi di rentang 100 juta—500 juta MMboe. Tahun ini, target itu kembali ditingkatkan menjadi di atas 500 MMboe. Meski begitu, Benny juga menyadari investasi yang diperlukan untuk melakukan pemboran di laut dalam tidak sedikit. Misalnya saja ENI yang mengeluarkan US$100 juta untuk pemboran di Geng North, dan Mubadala Energy berani menggelontorkan US$93,5 juta untuk kegiatan serupa. Founder & Advisor ReforMiner Institute Pri Agung Rakhmanto mengatakan bahwa otoritas migas nasional harus mulai mencari lapangan baru yang bisa menopang lifting nasional. Selama ini, pemerintah dan SKK Migas terlalu bergantung kepada lapangan yang sudah berproduksi, sehingga menghadapi tantangan dari natural decline.

Aturan baru mengenai pengembangan pembangkit listrik tenaga surya atau PLTS atap tidak lagi memperkenankan mekanisme ekspor tenaga listrik dari pengguna ke PT PLN (Persero) untuk menyiasati kondisi oversupply. Presiden Joko Widodo disebut telah menyetujui revisi Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) No. 26/2021. Setidaknya ada dua hal krusial yang akan diatur dalam beleid tersebut, yakni soal ditiadakannya ekspor tenaga listrik ke PLN, dan kompensasi APBN untuk peningkatan biaya pokok penyediaan listrik. Direktur Aneka Energi Baru Terbarukan Kementerian ESDM Andriah Feby Misna mengatakan, revisi Permen ESDM No. 26/2021 diharapkan bisa menjadi jalan tengah antara kepentingan PLN, industri, dan masyarakat yang berinisiatif untuk meningkatkan pemasangan panel surya.

 Beberapa kali inisiatif pembenahan beleid itu jalan di tempat lantaran kekhawatiran ihwal beban anggaran pendapatan dan belanja negara (APBN), dan kelebihan pasokan listrik atau oversupply yang saat ini masih ditanggung PLN. Belakangan, kata Fabby, perbedaan perspektif antarkementerian dan lembaga itu bisa diatasi. Misalnya saja otoritas fiskal yang telah bersedia untuk menggunakan APBN untuk kompensasi atau subsidi apabila terjadi kenaikan biaya pokok penyediaan (BPP) listrik pada sistem tertentu setelah adopsi besar-besaran PLTS atap di tengah masyarakat. Upaya tersebut dilakukan pemerintah untuk menjaga beban keuangan perusahaan setrum pelat merah itu di tengah kelebihan pasokan listrik atau oversupply yang terlanjur lebar pada saat ini. Selain itu, kementerian ESDM juga bakal meniadakan batasan kapasitas PLTS atap terpasang di tengah masyarakat untuk mengakselerasi percepatan investasi di sektor pembangkit listrik berbasis energi baru terbarukan (EBT). Ketua Umum Asosiasi Energi Surya Indonesia (AESI) Fabby Tumiwa mengatakan usulan pemerintah tersebut justru bakal mengerek biaya investasi serta operasi PLTS atap di pasar rumah tangga dan sosial. 

 Berdasarkan hitung-hitungan AESI, minimal pemasangan PLTS atap untuk pelanggan residensial dan bisnis kecil berada di kisaran 1,5—2 kilowatt-peak (kWp). Adapun, batas bawah pemasangan PLTS atap menghasilkan daya mencapai 6—8 kilowatt-hour (kWh). Mengutip laporan Kementerian ESDM, jumlah keseluruhan pengguna golongan tarif itu mencapai 5,45 juta pelanggan. Rerata konsumsi listrik pelanggan 2.200—6.600 VA ke atas sekitar 283—1.359 kWh setiap pelanggan per bulannya. Secara terpisah, Chief Commercial Officer SUN Energy Dion Jefferson mengatakan bahwa beragam aturan main baru yang diatur oleh pemerintah dalam beleid tersebut memiliki nilai positif.  Misalnya saja pemberian kompensasi dari APBN dari pemerintah kepada PLN jika BPP PLN naik dapat makin mempercepat transisi energi melalui implementasi PLTS atap.

Agresifnya upaya pemerintah meningkatkan porsi energi baru terbarukan dalam sistem kelistrikan nasional menempatkan PT PLN (Persero) dalam posisi yang ‘tidak nyaman’. Badan Pemeriksa Keuangan pun menyoroti kekurangan pendanaan yang dialami perusahaan pelat merah itu dalam mengejar target RUPTL. Badan Pemeriksa Keuangan (BPK) membeberkan terdapat kekurangan pendanaan atau gap funding senilai Rp108,67 triliun yang dicatat oleh PLN untuk membangun pembangkit dan infrastruktur ketenagalistrikan lainnya yang tertuang dalam Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) 2021—2030. Berdasarkan Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan (RKAP) PLN pada 2021 dan 2022, kebutuhan investasi untuk proyek yang tertuang di dalam RUPTL saat itu masing-masing sebesar Rp78,90 triliun dan Rp73,10 triliun. Sayangnya, PLN hanya bisa mengumpulkan pendanaan sebesar Rp19,93 triliun pada 2021, dan Rp23,4 triliun pada 2022. Pendanaan itu dihimpun dari subsidiary loan agreement (SLA), project loan, penyertaan modal negara (PMN), dana internal, hingga result based loan & pay for result loan (RBL). Berdasarkan praktik umum keuangan, kedua rasio tersebut merupakan syarat wajib yang akan dinilai oleh lembaga pembiayaan. BPK pun menilai kedua rasio itu akan membuat PLN kesulitan untuk memenuhi covenant yang dipersyaratkan. Audit senjang investasi kelistrikan itu tertuang dalam Laporan Hasil Pemeriksaan (LHP) Kinerja Pengelolaan Batu Bara, Gas Bumi, dan Energi Terbarukan dalam Pengembangan Sektor Ketenagalistrikan untuk Menjamin Ketersediaan, Keterjangkauan dan Keberlanjutan Energi Tahun Anggaran 2020 sampai dengan Semester I 2022 pada Kementerian ESDM dan instansti terkait lainya. Sekretaris Jenderal Kementerian ESDM Dadan Kusdiana mengatakan bahwa inisiatif itu diharapkan bisa menjadi alternatif investasi lain yang saat ini dimiliki PLN. Adapun, Executive Vice President Komunikasi Korporat dan TJSL PLN Gregorius Adi Trianto mengatakan bahwa perseroan tetap berkomitmen untuk mempercepat pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan yang telah direncanakan dalam RUPTL 2021—2030. Sementara itu, Asosiasi Produsen Listrik Swasta Indonesia (APLSI) mengatakan bahwa gap funding yang dicatat oleh PLN saat ini membuat eksekusi proyek dalam RUPTL 2021—2030 berpotensi molor.  “Adanya gap funding tentunya berdampak kepada realisasi pencapaian yang rendah,” kata Ketua Umum APLSI Arthur Simatupang.

Pengembangan megaproyek Grass Root Refinery Tuban masih menyisakan persoalan rumit setelah Rosneft Singapore Pte. Ltd. terkena impak ketegangan geopolitik antara Rusia dan Ukraina. Perburuan mitra strategis pun dilakukan agar proyek senilai US$13,5 miliar itu bisa berlanjut. Komite Percepatan Penyediaan Infrastruktur Prioritas atau KPPIP Kementerian Koordinator Bidang Perekonomian menyebut PT Pertamina (Persero) terus mencari mitra strategis untuk menopang aspek teknologi dan pembiayaan proyek Grass Root Refinery (GRR) Tuban. Pasalnya, sanksi yang mengenai Rosneft telah menghambat akses pendanaan, teknologi, dan jasa konstruksi dalam proyek yang ditujukan untuk memproduksi lebih banyak bahan bakar minyak atau BBM dengan kualitas standar Euro 5 di dalam negeri. Ketua KPPIP Kementerian Koordinator Bidang Perekonomian Wahyu Utomo mengatakan bahwa pemerintah mendukung upaya Pertamina mencari mitra strategis yang bisa mendukung penyelesaian proyek GRR Tuban. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) sudah menagih kepastian investasi PSN itu sejak Juni 2023, setelah beberapa kali mengalami pengunduran. Hanya saja, hingga saat ini kepastian investasi proyek tersebut belum kunjung diteken. Direktur Jenderal Migas Kementerian ESDM Tutuka Ariadji pun sebelumnya menyebutkan bahwa kementeriannya masih memberi tambahan waktu hingga 2024 setelah tenggat keputusan akhir investasi atau final investment decision (FID) proyek pengerjaan kilang baru itu beberapa kali mengalami kemunduran. Corporate Secretary Kilang Pertamina Internasional Hermansyah Y. Nasroen mengatakan bahwa penyelesaian FID proyek GRR Tuban masih dalam progres untuk diselesaikan. Dalam kesempatan terpisah, Pertamina juga mengharapkan dukungan pembangunan infrastruktur dan akses lahan kilang seperti yang tertuang dalam kesepakatan perusahaan patungan atau joint venture agreement antara Pertamina dan Rosneft. Dukungan tersebut antara lain berupa pembangunan ruas Tol Tuban dan rel kereta api Babat—Tuban. Perseroan juga meminta pelebaran jalan dan penguatan jembatan existing di ruas Gresik—Tuban, mengingat persetujuan pelebaran jalan yang sudah diperoleh saat ini hanya untuk sepanjang 3,6 kilometer dari target 10,5 kilometer. Direktur Utama Kilang Pertamina Internasional Taufik Aditiyawarman juga sempat mengatakan bahwa pengajuan mitra baru dilakukan sejak tahun lalu. Penambahan mitra baru menjadi hal strategis yang harus dilakukan untuk mengimbangi sanksi yang saat ini diterima oleh Rosneft. Adapun, Deputi Bidang Pengendalian Pelaksanaan Penanaman Modal Kementerian Investasi Yuliot Tanjung menuturkan bahwa posisi investasi Rosneft di Kilang Tuban saat ini masih terhambat akibat embargo dari negara-negara barat, padahal penyiapan investasi awal terkait dengan ketersediaan lahan sudah rampung. Sementara itu, Pengamat Ekonomi Energi Universitas Gadjah Mada Fahmy Radhi meminta pemerintah untuk mulai mempertimbangkan pengalihan fokus pemenuhan kebutuhan energi nasional dengan mengoptimalkan pemanfaatan energi baru dan terbarukan (EBT).

Gerak cepat pemerintah merealisasikan pembangkit listrik tenaga nuklir dengan membentuk Nuclear Energy Program Implementation Organization tidak membuat pengembangan salah satu energi terbarukan itu lebih mudah. Masih ada tantangan yang perlu diselesaikan agar benar-benar bisa diterapkan di Tanah Air. Sempat menggantungkan harapan yang cukup tinggi setelah keterlibatan Luhut Binsar Pandjaitan sebagai Ketua Nuclear Energy Program Implementation Organization (NEPIO) sebagai tim percepatan pembangunan pembangkit listrik tenaga nuklir atau PLTN di Tanah Air, Menteri Koordinator Bidang Kemaritiman dan Investasi itu malah membeberkan sejumlah persoalan yang menjadi concern-nya. Luhut memberikan perhatian khusus terhadap potensi gempa bumi yang banyak terjadi di Indonesia dalam pembangunan PLTN. Musababnya, Jepang sebagai salah satu negara yang paling maju dalam penggunaan PLTN, masih direpotkan oleh dampak dari salah satu bencana alam tersebut. 

 Tingginya risiko dalam pengoperasian PLTN memang membutuhkan kedisiplinan tingkat tinggi untuk mengantisipasi beragam persoalan ke depannya. Apalagi, Indonesia berada di ring of fire yang rentan mengalami gempa bumi. Dewan Energi Nasional dan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) memang berkali-kali menyampaikan bahwa pemerintah tengah mempercepat target operasi komersial PLTN untuk meningkatkan bauran EBT. Dalam draf revisi Peraturan Pemerintah Republik Indonesia No. 79/2014 tentang Kebijakan Energi Nasional (KEN) yang telah diselesaikan oleh Dewan Energi Nasional, target operasi komersial PLTN dipercepat ke 2032. Berdasarkan peta jalan yang baru, Dewan Energi Nasional menetapkan target bauran EBT di rentang 19%—21% pada 2030. Saat itu, pemerintah berencana bakal menghentikan impor bensin dan LPG. Selanjutnya, bauran EBT dikerek ke level 25%—26% pada 2035, dengan asumsi PLTN pertama berkapasitas 250 megawatt (MW) beroperasi pada 2032. 

Sekretaris Jenderal Dewan Energi Nasional Djoko Siswanto membeberkan, lokasi pembangunan PLTN perdana di Indonesia rencananya akan berada di Pulau Gelasa, Kepulauan Bangka Belitung. Kapasitasnya direncanakan mencapai 500 MW. Salah satu calon investor yang akan mengembangkan PLTN di Indonesia adalah PT ThorCon Power Indonesia (PT TPI). “ThorCon siap untuk memulai konstruksi pada 2024, dan mengharapkan dapat mulai beroperasi secara komersial pada 2030 sesuai dengan yang ditargetkan oleh DEN ,” kata Direktur Utama ThorCon Power Indonesia David Devanney beberapa waktu lalu. Direktur Pengaturan, Pengawasan Instalasi dan Bahan Bakar Nuklir Bapeten Haendra Subekti menyampaikan, berdasarkan hasil konsultasi 3S, ThorCon telah menunjukan hal konkret dan siap melakukan pembangunan PLTN pertama sesuai dengan persyaratan perizinan yang berlaku.

Direktur Bioenergi Kementerian ESDM Edi Wibowo mengatakan, pihaknya telah menerbitkan SNI 9164 Biometana untuk bahan bakar sejak tahun lalu bersama Badan Sertifikasi Nasional untuk memuluskan pemanfaatan bio-CNG sebagai pengganti LPG. Menurutnya, bio-CNG dapat dimanfaatkan untuk menggantikan LPG nonsubsidi yang banyak digunakan oleh sektor industri dan komersial, sehingga dapat menjadi salah satu solusi dalam usaha pemerintah menurunkan impor komoditas tersebut. 

Pabrik yang dibangun oleh PT KIS Biofuels Indonesia tersebut merupakan bagian dari 25 pabrik bio-CNG lainnya, dengan total kapasitas 387.000 metrik ton. Sementara itu, CEO KIS Biofuel Indonesia Raghunath berharap Indonesia bisa menjadi negara penghasil bio-CNG terbesar di Asia. Berdasarkan catatan Bisnis, KIS Group menargetkan pembangunan 25 pabrik bio-CNG di Sumatra Utara dengan total nilai investasi mencapai US$110 juta. Pembangunan sejumlah pabrik tersebut ditargetkan rampung pada Desember 2024. Adapun, produk bio-CNG dari proyek itu akan dibeli dengan kontrak jangka panjang oleh PT Unilever Oleochemical Indonesia untuk menggantikan bahan bakar fosil.

Baterai berbasis nickel manganese cobalt atau NMC diyakini masih dilirik oleh pelaku industri kendaraan listrik di tengah lesatan tren transisi energi di berbagai belahan dunia. Kemampuan menyimpan listrik yang dimiliki baterai berbasis nikel menjadi daya tarik utama. Kementerian Koordinator Bidang Kemaritiman dan Investasi menyebut baterai NMC memiliki ketahanan yang lebih baik dibandingkan dengan baterai berbasis lithium ferro-phosphate atau LFP yang selama ini hanya dijadikan sebagai alternatif. Baterai berbasis NMC juga diklaim jauh lebih efisien dibandingkan dengan material lainnya. Hal tersebut dinilai akan membuat nikel tetap menjadi komoditas utama dalam pengembangan ekosistem kendaraan listrik. 

“Baterai LFP itu density-nya tetap tidak bisa menandingi nickel-based. Baterai LFP akan membutuhkan ukuran yang lebih besar dibandingkan NMC, sehingga membuatnya tidak seefisien baterai berbasis nikel,” kata Juru Bicara Kementerian Koordinator Bidang Kemaritiman dan Investasi Jodi Mahardi, Selasa (23/1). Keunggulan baterai kendaraan listrik berbasis nikel tersebut, kata dia, membuat Tesla Inc. tetap menggunakan baterai NMC untuk mobil yang dipasarkan di Amerika Serikat. Alasannya, jarak tempuh lintasan di Amerika Serikat terbilang panjang, dan hanya bisa diatasi oleh baterai berbahan nikel. Kondisi berbeda terjadi di China, sehingga Tesla Inc. memutuskan untuk menggunakan baterai LFP untuk mobil yang dipasarkan di negara tersebut. 

Deputi Perencanaan Penanaman Modal Kementerian Investasi Nurul Ichwan mengatakan bahwa investasi baterai NMC dan LFP di dalam negeri berpotensi tetap tumbuh hingga 2040. Nurul beralasan bahwa pertumbuhan jangka panjang itu didukung oleh perkembangan pasar kendaraan listrik yang masih baru saat ini. Untuk diketahui, pabrikan mobil listrik bahkan yang telah beredar di Indonesia, seperti Wuling Air Ev dan Binguo EV, termasuk tiga model BYD Atto, Seal, maupun Dolphin belakangan menggunakan baterai LFP. 

Di dalam negeri, nikel menjadi salah satu komoditas penting yang terus diupayakan pengembangannya oleh pemerintah. Sejumlah insentif dan kemudahan pun diberikan pemerintah agar penghiliran nikel bisa memberikan nilai tambah untuk Negara. Sayangnya, nikel menjadi komoditas logam dengan kinerja terburuk sepanjang 2023, dan pergerakan harganya berpotensi tidak cepat pulih dalam waktu dekat. Dalam sebagian besar kasus pelemahan harga, kekhawatiran mengenai pengetatan pasokan atau bahkan kekurangan pasokan nikel terbukti tidak berdasar atau mungkin terlalu dini. 

Namun, kekhawatiran tersebut terutama terjadi pada nikel, pasar yang telah dibanjiri dengan gelombang material baru dari produsen utama Indonesia. Pertumbuhan permintaan juga memudar. “Pasokan nikel terus meningkat. Namun, konsumsi tidak menunjukkan tanda-tanda perbaikan,” tulis analis Huatai Futures dalam catatan yang diposting di laman resminya. Goldman Sachs Group Inc. mengatakan dalam riset tanggal 18 Desember 2023 bahwa harga nikel akan mencapai US$10.000 per metrik ton dalam waktu 12 bulan.

Pengembangan fasilitas penangkapan dan penyimpanan karbon di Tanah Air membutuhkan strategi khusus agar bisa menyiasat besarnya investasi yang harus digelontorkan oleh investor. Fasilitas penangkapan dan penyimpanan karbon atau carbon capture and storage (CCS) harus dibangun secara terintegrasi dengan sumber karbon dioksida (CO2) yang akan diinjeksikan ke dalam reservoir. Dengan begitu, biaya pengangkutan dan penyimpanan karbon dari industri yang menghasilkan emisi bisa ditekan. Belladonna Troxylon Maulianda, Direktur Eksekutif Indonesia Carbon Capture and Storage, mengatakan bahwa pemerintah harus menarik industri hilir saling berdekatan sebagai collective emitter untuk menekan biaya angkut karbon dalam suatu kawasan reservoir penyimpanan karbon. Belladona membeberkan, biaya investasi dan pengoperasian CCS di dalam negeri saat ini masih terbilang mahal, karena Indonesia belum memiliki teknologi dan kemampuan kapasitas manufaktur untuk membuat rantai pasok fasilitas itu. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) sendiri melaporkan bahwa biaya pengembangan CCS sebagian besar dipengaruhi oleh kegiatan penangkapan CO2, yakni sekitar 73% dari keseluruhan biaya. Berdasarkan studi Economic Research Institute for Asean and East Asia (ERIA), biaya penangkapan karbon sekitar US$45,92 per ton, dan penyimpanannya sekitar US$15,93 per ton. Managing Director & Partner at Boston Consulting Group (BCG) Lenita Tobing berpendapat, pengembangan CCS hub menjadi hal krusial untuk menjangkau keekonomian fasilitas penangkapan dan penyimpanan karbon. Di sisi lain, menurutnya, Indonesia diuntungkan dari segi geografis untuk mengembangkan CCS hub tersebut jika dibandingkan dengan sejumlah negara lain di Asia Tenggara. Hitung-hitungan BCG memperlihatkan potensi ruang penyimpanan karbon di Indonesia mencapai 400—600 gigaton. Pemerintah sendiri saat ini tengah memperluas akses CCS ke luar wilayah kerja (WK) minyak dan gas bumi. Payung hukum setingkat Peraturan Presiden (Perpres) diharapkan bakal rampung bulan ini, sehingga pelaksanaan kegiatan tersebut menjadi jelas. Deputi Bidang Koordinasi Kedaulatan Maritim dan Energi Kementerian Koordinator Bidang kemaritiman dan Investasi Jodi Mahardi mengatakan, perluasan sektor tersebut nantinya bakal memungkinkan industri di luar migas untuk ikut bertransaksi lewat skema CCS di dalam negeri, dan transboundary antarnegara. Di dalam negeri, sejumlah perusahaan migas kelas wahid, seperti BP, ExxonMobil, hingga Chevron sudah menyatakan minatnya untuk menjadi operator reservoir penyimpanan karbon. Menteri ESDM Arifin mengatakan, ketertarikan sejumlah perusahaan migas global itu dipantik oleh potensi kapasitas penyimpanan atau storage karbon yang terbilang besar dari beberapa lapangan migas yang telah habis dikuras.