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.

Skema transisi energi yang dicanangkan pemerintah Indonesia dinilai sudah tepat dalam mencapai titik keseimbangan antara target emisi  karbon netral dan menjaga daya beli masyarakat. Transisi yang dilakukan gardual merupakan solusi untuk mencegah terjadinya inflasi hijau (Greenflation). Demikian benang merah jawaban atas pertanyaan yang diajukan Investor Daily  kepada sejumlah narasumber terkait upaya yang perlu dilakukan untuk menghindari terjadinya greenflation dalam transisi energi. Mereka dihubungi secara terpisah pada Senin (22/1/2024). Adapun para narasumber tersebut yakni Wakil Ketua Komisi VII DPR Eddy Soeparno, Anggota Dewan Energi Nasional  (DEN) Satya W Yudha, Sekretaris  DEN Djoko Siswanto, ketua Indonesia Center for Renewables Energy Studies (ICRES) Suyra Darma, Direktur Riset Institute for Development  of Economics and Finance (Indef) Berly Martawardaya, serta managing Director Enerfy Shift Institute Putra Adhiguna. Anggota DEN Satya W Yudha  mengatakan, DEN sudah melakukan mitigasi risiko  terhadap dampak yang ditimbulkan dalam transisi energi hijau. (Yetede)

Upaya meningkatkan porsi energi baru terbarukan atau EBT dalam bauran energi nasional tidak hanya mendapat tantangan dari eksternal, karena hingga kini masih ada kebijakan pemerintah sendiri yang membuat pengerjaan sejumlah pembangkit listrik berbasis energi bersih jalan di tempat. Tingkat Kandungan Dalam Negeri atau TKDN untuk sejumlah pembangkit listrik berbasis EBT masih menjadi pekerjaan rumah yang perlu diselesaikan agar problem serupa tidak menjadi ganjalan di masa mendatang. Hal itu pun diakui oleh PT PLN (Persero) yang merupakan badan usaha milik negara atau BUMN di sektor ketenagalistrikan. 

Gregorius Adi Trianto, EVP Komunikasi Korporat & TJSL PLN, mengatakan bahwa perseroan saat ini terus berupaya untuk melanjutkan dan mengakselerasi pengembangan EBT di Tanah Air dengan tetap mematuhi regulasi yang berlaku. Kementerian ESDM juga mengeluhkan sebagian besar proyek pembangkit listrik EBT harus terhenti saat memasuki masa negosiasi perjanjian jual beli listrik (power purchase agreement/PPA), karena beberapa lender dan badan usaha tidak berkenan dengan ketentuan TKDN menjadi bagian dalam negosiasi dengan PLN. 

“Beberapa lender atau calon pemenang lelang itu tidak menginginkan aturan TKDN, kemudian beberapa yang sudah mau PPA terkait dengan EBT ini karena ada TKDN, sehingga menunggu,” kata Direktur Jenderal Ketenagalistrikan Kementerian ESDM Jisman P. Hutajulu.  Sekretaris Jenderal Kementerian ESDM Dadan Kusdiana membeberkan bahwa setidaknya ada 14 proyek pembangkit listrik EBT yang terkendala dengan pendanaan akibat kebijakan TKDN. Dari jumlah tersebut, empat proyek di antaranya sudah memiliki kesepakatan pendanaan senilai lebih dari US$1 miliar dari Asia Development Bank (ADB), Bank Dunia atau World Bank, Japan International Cooperation Agency (JICA), dan lainnya. 

Sementara itu, 10 proyek lainnya belum memiliki kesepakatan dari lender terkait dengan aturan TKDN yang masuk ke dalam PPA dengan PLN. Kesepuluh proyek itu adalah PLTA Bakaru 1 (126 MW), PLTA Bakaru 2 (140 MW), PLTM Kalibumi (6,35 MW), dan PLTM Lapai 1 (5,31 MW). Kemudian PLTM Riorita (2,67 MW), PLTA Watunohu (22 MW), PLTM Banangar (2,5 MW), PLTP Dieng 2 (55 MW), PLTP Patuha 2 (55 MW), dan PLTA Masang 2 (44 MW).  

Ketua Umum Asosiasi Energi Surya Indonesia Fabby Tumiwa menyarankan pemerintah untuk memoratorium kebijakan TKDN untuk proyek-proyek pembangkit listrik berbasis EBT hingga akhir 2025. “Kami mengusulkan agar ada moratorium dulu untuk TKDN modul surya, proyek-proyek PLN yang besar-besar itu moratorium saja, misal kebijakan itu baru mulai diberlakukan pada akhir 2025,” jelasnya.

Industri batu bara nasional masih akan bergeliat hingga lebih dari satu dekade ke depan. Pemerintah memproyeksi produksi ‘emas hitam’ di dalam negeri bakal terus ada di kisaran 700 juta ton hingga 2035. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) menyebut batu bara masih akan menjadi tumpuan untuk memenuhi kebutuhan energi di dalam negeri, meski tren transisi energi terus mengemuka. Lana Saria, Direktur Pembinaan Pengusahaan Batubara Kementerian ESDM, mengatakan bahwa produksi batu bara nasional bakal ada dalam keseimbangan baru hingga 2035, sebelum mengalami penurunan produksi menjadi 250 juta ton per tahun pada 2060 yang ditetapkan sebagai tenggat waktu netral karbon Indonesia. “Kira-kira rata-rata bisa mencapai 700 juta ton per tahun, dan baru akan mengalami penurunan tingkat produksi secara bertahap setelah net zero emission pada 2060,” katanya, Selasa (16/1). Lana juga menyampaikan bahwa permintaan batu bara dari pasar domestik dan internasional tetap menguat di tengah kampanye transisi energi saat ini. Bahkan, produksi batu bara Indonesia sepanjang 2023 mencapai 775 juta ton, atau 112% dari target yang ditetapkan saat itu di level 695 juta ton. Dari jumlah tersebut, 518 juta ton di antaranya dilempar ke pasar ekspor, sedangkan 213 juta ton lainnya diserap oleh pasar domestik. Sementara itu, produksi batu bara nasional 2 tahun sebelumnya, yakni pada 2021 dan 2022 masing-masing berada di angka 614 juta ton dan 687 juta ton. Saat itu, porsi pasar ekspor mengambil bagian sekitar 435 juta ton, dan 465 juta ton secara berurutan. Di sisi lain, Kementerian ESDM menargetkan produksi batu bara tahun ini di kisaran 710 juta ton, dengan alokasi wajib pasok domestik atau domestic market obligation (DMO) sebesar 181,28 juta ton. 

Berdasarkan catatan Kementerian ESDM, rata-rata harga jual batu bara selama periode 2021 sampai dengan akhir Desember 2023 memang tetap kuat, kendati belakangan mulai terjadi penurunan minor. Menteri ESDM Arifin Tasrif membeberkan bahwa penambahan pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) yang menjadi bagian dari megaproyek 35 gigawatt (GW) menjadi salah satu faktor yang menyebabkan kebutuhan batu bara di dalam negeri tetap tinggi. Sementara itu, Direktur Eksekutif Asosiasi Pertambangan Batubara Indonesia (APBI) Hendra Sinadia mengatakan bahwa kondisi pasar batu bara yang masih oversupply hingga 2025 tidak menurunkan permintaan komoditas tersebut. Hal itu terlihat dari angka perdagangan batu bara termal yang terus meningkat di pasar global, meski pertumbuhannya tidak setinggi jumlah penambahan pasokan. Pembangunan smelter di dalam negeri, kata dia, juga membuat permintaan batu bara domestik terus meningkat. Hal tersebut ditambah dengan pensiun dini PLTU yang tidak kunjung terlaksana hingga kini. 

Singgih Widagdo, Ketua Umum Indonesia Mining & Energy Forum, memprediksi produksi batu bara pada tahun ini akan melampaui level 710 juta ton. Potensi ekspor batu bara ke sejumlah negara yang selama ini menjadi pasar utama Indonesia juga masih akan menguat, karena lambatnya progres transisi energi. Muhammad Wafid, Plt. Kepala Badan Geologi Kementerian ESDM, mengatakan bahwa pihaknya telah menyusun peta jalan pengusahaan batu bara di era transisi energi agar tidak bertabrakan dengan arah kebijakan net zero emission. Upaya tersebut dilakukan agar kekayaan sumber daya alam Indonesia tetap dapat dioptimalkan dan memberikan nilai tambah. Kementerian ESDM mencatat, Indonesia masih memiliki sumber daya dan cadangan batu bara yang melimpah, yakni masing-masing sebanyak 98,5 miliar ton dan 33,8 miliar ton. Saat ini, Pusat Sumber Daya Mineral, Batubara, dan Panas Bumi Kementerian ESDM juga sedang menggali dan memetakan data potensi batu bara yang lengkap di Indonesia, sebagai salah satu langkah untuk menjaga keberlangsungan industri ‘emas hitam’ nasional. Lembaga tersebut juga sedang menggali potensi lain dari batu bara melalui inventarisasi jumlah batu bara metalurgi yang ada di Indonesia, untuk kemudian dioptimalkan nilai tambahnya di dalam negeri.

Otoritas minyak dan gas bumi nasional makin serius membidik peluang bisnis dari fasilitas penangkapan dan penyimpanan karbon di dalam negeri. Besarnya kapasitas penyimpanan karbon di ‘perut’ Ibu Pertiwi menjadi modal kuat untuk mendatangkan cuan di tengah tren penurunan emisi karbon. Pemerintah bergerak cepat menangkap peluang dari tingginya minat banyak negara untuk mengurangi emisi karbonnya. Saat ini, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) mengupayakan penerbitan Peraturan Presiden yang mengatur pemanfaatan fasilitas carbon capture and storage atau CCS yang lebih luas.Saat ini, pemerintah memang telah memiliki payung hukum untuk melaksanakan kegiatan CCS di dalam negeri, yakni Peraturan Menteri ESDM No. 2/2023. Hanya saja, beleid tersebut dianggap tidak cukup luas untuk mengakomodasi peluang pengelolaan karbon dioksida yang muncul dari sektor lain dan luar negeri.Musababnya, aturan tersebut membatasi pemanfaatan fasilitas CCS untuk menginjeksikan karbon dioksida (CO2) hanya bisa dilakukan oleh perusahaan di sektor minyak dan gas bumi atau migas.Direktur Jenderal Migas Kementerian ESDM Tutuka Ariadji mengatakan bahwa pihaknya berharap Peraturan Presiden (Perpres) mengenai CCS bisa keluar pada bulan depan, sehingga pihaknya bisa menyiapkan berbagai upaya untuk memanfaatkan potensi yang tersedia saat ini. “Dengan Perpres ini, industri di luar sektor migas bisa memanfaatkan CCS untuk menginjeksikan CO2 dengan mekanisme tertentu yang bakal diatur lebih lanjut,” katanya, Selasa (16/1). Untuk mengakomodasi hal tersebut, nantinya Kementerian ESDM juga bakal menerbitkan izin wilayah kerja injeksi CO2, sehingga pengaturan mengenai pemanfaatan fasilitas CCS menjadi lebih jelas.

Direktur Teknik dan Lingkungan Migas Kementerian ESDM Mirza Mahendra mengatakan bahwa proses perdagangan CO2 lintas batas negara untuk diinjeksikan di dalam negeri bakal diatur sangat detail agar tidak menimbulkan persoalan ke depannya. Di dalam negeri, PT Pertamina (Persero) menjadi perusahaan yang paling getol berupaya memonetisasi fasilitas CCS. Baru-baru ini, holding badan usaha milik negara (BUMN) energi itu bekerja sama dengan Korea National Oil Company (KNOC) untuk mengembangkan rig to CCS.Rig to CCS merupakan inisiatif pengembangan teknologi untuk memanfaatkan anjungan lepas pantai migas yang sudah tidak terpakai lagi menjadi fasilitas CCS.Direktur Utama Pertamina Nicke Widyawati mengatakan, kerja sama pengembangan rig to CCS merupakan komitmen Pertamina dalam upaya mengurangi emisi, dan mendukung target net zero emission pada 2060. Biaya ASR atau decommissioning secara konvensional sangat mahal, sehingga dibutuhkan solusi alternatif, terutama pemanfaatan ulang. Dalam kesempatan terpisah, Menteri Koordinator Bidang Kemaritiman dan Investasi Luhut Binsar Pandjaitan sempat mengatakan bahwa bisnis CCS menjadi peluang ekonomi baru yang bisa membawa Indonesia menjadi negara maju.“Potensi penyimpanan di Indonesia saat ini diperkirakan mencapai 400 giga ton yang memberikan peluang bisnis dan investasi yang signifi kan di negara ini,” katanya beberapa waktu lalu.Gerak cepat pemerintah juga dibuktikan dengan diresmikannya proyek carbon capture, utilization, and storage (CCUS) Ubadari di Papua oleh Presiden Joko Widodo. Sebelumnya, Indonesia juga berhasil mengunci kesepakatan investasi dari ExxonMobil yang ingin menggelontorkan US$15 miliar untuk meningkatkan pertumbuhan industri dan dekarbonisasi di dalam negeri melalui pengembangan fasilitas CCS dan kilang petrokimia. Fasilitas yang akan dibangun oleh ExxonMobil nantinya bakal menjadi yang terbesar di Asia Tenggara.ExxonMobil menggandeng Pertamina agar bisa mengoptimalkan potensi di Laut Jawa dengan potensi penyimpanan CO2 hingga 3 giga ton.

Realisasi subsidi energi, yang meliputi BBM, elpiji, dan listrik, pada 2023 mencapai Rp 159,6 triliun, lebih tinggi dari target yang Rp 143,5 triliun. Pada 2024, Kementerian ESDM memproyeksikan besaran subsidi energi sebesar Rp 186,9 triliun. Upaya menertibkan subsidi energi agar tepat sasaran masih terganjal regulasi. Menteri ESDM Arifin Tasrif, dalam konferensi pers capaian sektor ESDM Tahun 2023, di Jakarta, Senin (15/1) mengatakan, ada tren peningkatan permintaan energi di masyarakat. Selain itu, kenaikan harga bahan baku BBM dan elpiji juga diantisipasi. Namun, ia memastikan subsidi energi akan diteruskan, disertai sejumlah program agar penyalurannya tepat sasaran.

”Harus ada upaya,termasuk kebijakan pemerintah, (agar) subsidi diterima dengan baik oleh masyarakat, tetapi juga lebih efisien (tepat sasaran). Dengan mengoptimalkannya, (diharapkan) alokasi subsidi tidak sebesar yang ditargetkan,” ujar Arifin. Program tepat sasaran itu di antaranya pada transformasi penyaluran elpiji bersubsidi ukuran 3 kg, yang diatur dalam Kepmen ESDM No 37 Tahun 2023 tentang Petunjuk Teknis Pendistribusian Isi Ulang Liquefied Petroleum Gas Tertentu Tepat Sasaran. Juga Keputusan Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi No 99/2023 tentang Penahapan Wilayah dan Waktu Pelaksanaan Pendistribusian Isi Ulang Liquefied Petroleum Gas Tertentu Tepat Sasaran, yang ditetapkan pada Februari 2023.

Dalam Keputusan Dirjen Migas itu, pembelian elpiji tertentu hanya dapat dilakukan konsumen dengan nomor induk kependudukan (NIK) yang terdata dalam sistem berbasis web dan/atau aplikasi, terhitung sejak 1 Januari 2024. Adapun pendataan dan uji coba pelaksanaannya telah dimulai sejak 1 Maret 2023. Direktur Eksekutif Energy Watch Daymas Arangga ragu program subsidi tepat sasaran, baik pada elpiji 3 kg maupun BBM, dan bisa berjalan optimal tanpa ada regulasi yang jelas. Padahal, jika subsidi energi benar-benar tersalurkan kepada warga yang berhak, anggaran bisa ditekan dan dimanfaatkan untuk sektor-sektor lain yang juga penting. ”Harus ada landasan regulasi untuk lebih tepat sasaran. Memang (kebijakan pembatasan subsidi) agak kurang populis, tetapi negara dapat berhemat jika subsidi BBM dan elpiji ini lebih tepat sasaran,” kata Daymas. (Yoga)

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi memproyeksi produksi siap jual atau lifting minyak dan gas bumi pada tahun ini masih di bawah realisasi lifting sepanjang 2023. Deputi Eksploitasi Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Wahju Wibowo mengatakan catatan itu merujuk hasil work program & budget (WP&B) 2024 untuk target lifting minyak dan gas bumi (migas) yang tetap di bawah angka yang ditetapkan dalam anggaran pendapatan dan belanja negara (APBN). “Begitu APBN ditetapkan kita mengerjakan WP&B bekerja 3 bulan dengan seluruh KKKS dengan dinamika diskusinya jumlahnya ternyata sekitar 596 MBOPD relatif turun dari lifting minyak 2023 di level 605,5 MBOPD,” katanya dalam konferensi pers di Jakarta, Jumat (12/1). Kendati kegiatan pemboran dan rencana investasi makin agresif, dia memperkirakan lifting migas sampai akhir tahun ini tetap dipatok lebih rendah dari yang ditargetkan APBN.Seperti diketahui, WP&B 2024 untuk lifting minyak ditetapkan di level 596 MBOPD atau lebih rendah dari target yang ditetapkan dalam APBN di level 635 MBOPD. Biasanya, kata dia, lewat program filling the gap atau kegiatan pengeboran di luar WP&B dapat menambah lifting minyak di rentang 15 MBOPD sampai dengan 20 MBOPD. Akan tetapi, Wahju menilai upaya untuk mencapai target WP&B itu belakangan terbilang sulit dengan berbagai alasan. 

“Sekarang ini kita tahu kita kehilangan sekitar 7.000 BOPD karena banjir, ada sekitar 7 rigyang terhalang dikepung banjir, berapa sudah force majeure dan harus dievakuasi terkait banjir di Sumatra,” kata dia. Namun, tingkat Reserves Replacement Ratio (RRR) sepanjang 2023 berhasil mencatatkan torehan positif sebesar 123,5%. Adapun, target RRR untuk tahun ini dipatok lebih rendah di level 120%.Sementara itu, pemerhati migas dari Research Institute for Mining and Energy Economics (ReforMiner Institute) Pri Agung Rakhmanto berpandangan perhitungan teknis lifting migas memang sulit mencapai angka yang ditargetkan dalam APBN. Sebaliknya, Pri Agung menilai angka WP&B mesti bisa dipertanggungjawabkan karena terkait dengan target lifting tertentu, cost recovery tertentu, dan penerimaan negara.Sayangnya, dia mengatakan SKK Migas dan KKKS selalu mengandalkan lapangan migas yang sudah ada sehingga lifting migas dari waktu ke waktu tidak mengalami kenaikan. “Ke depan hanya akan berlanjut decline dan decline, hanya seberapa tajam atau landai saja declinenya,” tegasnya. Sebaliknya, PT Pertamina Hulu Energi (PHE) menargetkan pengeboran satu sumur eksplorasi taruhan atau wildcat pada 2026 mendatang di sebagian konsesi Blok East Natuna. Dua lapangan yang dikelola PHE di Blok East Natuna itu di antaranya Lapangan Arwana dan Barakuda. Direktur Eksplorasi PHE Muharram Jaya Panguriseng menuturkan perseroan bakal memulai survei seismik pada Agustus tahun ini. Adapun, Blok East Natuna diperkirakan menyimpan sumber daya minyak mencapai 2,2 BBO dan gas sebesar 300 BSCF. Potensi sumber daya itu terbentang di atas luasan konsesi 10.484,39 kilometer persegi. PHE berkomitmen untuk menggelontorkan investasi awal sebesar US$13 juta atau setara dengan Rp194,5 miliar (asumsi kurs Rp14.968 per dolar AS).

Holding badan usaha milik negara (BUMN) energi tersebut memang telah lama mengincar bisnis penyimpanan karbon di dalam negeri. Besarnya potensi penyimpanan karbon yang dimiliki Indonesia menjadi peluang emas untuk mendapat cuan di tengah tren transisi energi. Dalam upaya tersebut, Pertamina menjajaki kerja sama pengembangan rig to CCS atau carbon capture and storage dengan Korea National Oil Corporation (KNOC). Rig to CCS merupakan inisiatif pengembangan teknologi untuk memanfaatkan anjungan lepas pantai migas yang sudah tidak terpakai lagi menjadi fasilitas CCS. Direktur Utama Pertamina Nicke Widyawati mengatakan, kerja sama pengembangan rig to CCS merupakan komitmen Pertamina dalam upaya mengurangi emisi, dan mendukung target net zero emission pada 2060. Dia menjelaskan, ASR menjadi tantangan tersendiri bagi Indonesia, karena banyak anjungan migas lepas pantai yang kini tidak lagi digunakan setelah produksi migas berakhir. Senior Vice President Technology Innovation Pertamina Oki Muraza mengatakan, kerja sama dengan KNOC juga dapat berkembang pada pengembangan teknologi di bisnis rendah karbon lainnya.

Transaksi bursa karbon alias IDXCarbon masih sepi. Nilai transaksi, jumlah penjual dan pembeli di bursa karbon sepanjang tahun 2023 masih sepi dan tak berkembang. Berdasarkan data Otoritas Jasa Keuangan (OJK), per 28 Desember 2023, jumlah penjual unit karbon baru ada dua pihak, dengan jumlah pembeli mencapai 27. Sementara, jumlah pengguna jasa bursa karbon sebanyak 46 dengan nilai perdagangan sebesar Rp 30,91 miliar. Adapun total volume bursa karbon mencapai 494.254 ton CO2. Bursa Efek Indonesia (BEI) selaku penyelenggara IDXCarbon menargetkan tahun ini setidaknya ada 50 pengguna jasa bursa karbon hingga tutup tahun 2024. Untuk mencapai itu, BEI telah menyiapkan sejumlah strategi. "Diharapkan ada penambahan minimal 50 pengguna jasa, dari total 46 pengguna jasa di 2023," kata Jeffrey Hendrik, Direktur Pengembangan BEI, kepada KONTAN, Rabu (10/1). Dari sisi supply unit karbon, BEI masih menunggu dan berkoordinasi dengan Kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan (LHK) karena pencatatan karbon ada di Sistem Registri Nasional Pengendalian Perubahan Iklim (SRN PPI). Inarno Djajadi, Kepala Eksekutif Pasar Modal, Keuangan Derivatif dan Bursa Karbon OJK mengatakan ada beberapa faktor yang akan mendorong perkembangan bursa karbon di dalam negeri. Pertama, adanya kenaikan unit karbon yang ditransaksikan. Inarno menyebut ada potensi penambahan unit karbon dari skema carbon credit atau Sertifikat Pengurangan Emisi GRK (SPE-GRK) dan allowance atau persetujuan batas atas emisi pelaku usaha (PTBAE-PU). Kedua, adanya realisasi perdagangan untuk investor asing. Pengamat Investasi dan Sustainability Rio Christiawan mencermati, persoalan utama yang membuat bursa karbon sepi adalah belum adanya Persetujuan Teknis Batas Atas Emisi (PTBAE) oleh pemerintah. "Jadi ambangnya belum ditetapkan untuk setiap industri sehingga belum diketahui perusahaan yang harus membeli maupun menjual karbon," jelas dia.