Aspek | Intended / Enhanced NDC (Sebelumnya) | Second NDC (SNDC 2025) |
Bentuk Target Emisi | Persentase penurunan emisi relatif terhadap skenario Business-as-Usual (BaU). | Target Emisi Absolut (tingkat emisi maksimum dalam Gigagram/Mt CO₂e) pada 2030 dan 2035. |
Tahun Acuan (Baseline) | Menggunakan proyeksi BaU dari basis data tahun 2010. | Inventarisasi GRK Realisasi 2019 (sebesar ~1,145 Miliar ton/Gg CO₂e). |
Model Skenario | Skenario CM1 (Tanpa syarat / kemampuan sendiri) & CM2 (Bersyarat / bantuan internasional). | Skenario LCCP (Low Carbon Compatible with Paris Agreement) yang terbagi menjadi LCCP-Low dan LCCP-High. |
Cakupan Gas Rumah Kaca | Tiga gas utama: CO2, CH4, dan N2O. | Memperluas cakupan menjadi 4 jenis gas dengan memasukkan HFCs (Hydrofluorocarbons). |
Cakupan Sektor | Energi, Limbah, IPPU, Pertanian, FOLU. | Memperkuat 5 sektor utama + pengenalan Aksi Berbasis Kelautan (Ocean-based Action/Blue Carbon). |
Proyek CCS & CCUS yang berjalan di Indonesia
Nama Proyek | Operator / Pengembang | Status Proyek | Signifikansi Progress / Hasil |
BP Tangguh UCC (Ubadari, CCUS & Compression) | BP Berau Ltd. (bersama konsorsium mitra Tangguh) | Fase Eksekusi / Konstruksi (Target Operasi: 2028) | • Terdaftar sebagai Proyek Strategis Nasional (PSN). • Merupakan proyek CCUS terdepan dan pertama di Indonesia yang masuk tahap pengembangan komersial. • Berpotensi mengunci emisi hingga 1,8 Gigaton CO2 sekaligus meningkatkan perolehan gas bumi (Enhanced Gas Recovery / EGR). |
Pertamina - ExxonMobil Regional CCS Hub | PT Pertamina (Persero) & ExxonMobil | Fase Appraisal / Studi Kelayakan (Target Operasi: 2029–2030) | • Penandatanganan nota kesepahaman (MoU) investasi dan persiapan pengeboran penilaian (appraisal drilling) di Sunda Asri Basin (lepas pantai Jawa). • Dirancang sebagai Mega CCS Hub Regional pertama di Asia Tenggara yang dapat menampung emisi domestik maupun lintas batas (cross-border). |
Injeksi CO2 Jatibarang Field | PT Pertamina EP | Pilot Test / Komersialisasi Bertahap | • Berhasil melakukan uji coba injeksi CO2 (Huff & Puff) pertama di lapangan minyak tua (depleted oil field). • Mengonfirmasi efektivitas teknologi Enhanced Oil Recovery (CO2-EOR) dalam meningkatkan produksi minyak mentah sembari mengendapkan emisi CO2 di bawah tanah. |
Abadi Masela CCS | INPEX Corporation (konsorsium Pertamina & Petronas) | Fase Perencanaan & Re-Engineering (Target Operasi: 2030+) | • Inisiatif CCS secara resmi diintegrasikan ke dalam Revisi Plan of Development (POD) I Blok Masela. • Memastikan proyek LNG Abadi Masela diproduksi dengan jejak karbon rendah (clean LNG) sejak awal beroperasi. |
Arun Regional CCS Hub | BPMA (Badan Pengelola Migas Aceh) & Konsorsium Mitra | Fase Studi Pre-Feasibility (Target Operasi: 2030+) | • Memanfaatkan bekas reservoir gas raksasa (depleted reservoir) Arun di Lhokseumawe, Aceh. • Diproyeksikan menjadi pusat penyimpanan karbon open-access untuk kawasan industri Sumatra, Selat Malaka, dan Asia Tenggara. |
Gundih CCUS / EGR Project | Pertamina, JOGMEC, & ITB | Fase Persiapan Engineering | • Studi kelayakan dan penyusunan skema injeksi CO2 hasil pemurnian gas alam dari Central Processing Plant (CPP) Gundih. • Dirancang untuk diinjeksi ke struktur Jepon guna menahan laju penurunan produksi gas alam di Jawa Tengah. |
Sukowati CO2-EOR Project | PT Pertamina EP | Fase Pilot & Studi Integrasi | • Menghubungkan pasokan emisi CO2 dari fasilitas pemrosesan gas Jambaran-Tiung Biru (JTB) ke Lapangan Sukowati. • Memiliki potensi peningkatan produksi minyak nasional yang signifikan melalui skema CO2-EOR skala penuh. |
Tantangan Utama Pengembangan CCUS di Indonesia
Biaya modal awal (CAPEX) dan biaya operasional (OPEX) yang sangat tinggi tanpa keekonomian yang pasti menjadi hambatan finansial terbesar bagi komersialisasi CCUS di Indonesia. Pengadaan teknologi penangkap karbon (amine scrubber), fasilitas kompresi bertekanan tinggi, pipa transmisi khusus, hingga pengeboran sumur injeksi memerlukan biaya investasi masif, sebagaimana terlihat pada proyek gasifikasi Tanjung Enim yang membutuhkan biaya investasi injeksi mencapai USD 1,6 miliar. Tanpa adanya aliran pendapatan yang pasti dari pemanfaatan CO2 atau penetapan harga karbon yang memadai, tingkat pengembalian modal (Internal Rate of Return) proyek menjadi sangat rendah dan berisiko menghentikan kelanjutan proyek di fase perencanaan.
Ketidakpastian regulasi teknis-fiskal pasca-penerbitan Perpres Nomor 14 Tahun 2024 menciptakan keraguan bagi calon investor dalam mengkalkulasi pengembalian modal. Walaupun Perpres 14/2024 mengizinkan kegiatan CCS/CCUS di Wilayah Kerja Migas maupun Wilayah Izin Penyimpanan Karbon (WIPK) independen, ketentuan pasal mengenai insentif fiskal masih bersifat umum ("dapat memperoleh insentif") tanpa petunjuk teknis pelaksanaan. Pelaku usaha tidak dapat memasukkan komponen insentif ke dalam model keuangan proyek karena Peraturan Menteri Keuangan (PMK) yang mengatur spesifik perlakuan pajak dan bea masuk CCUS belum diterbitkan.
Risiko pembebanan finansial ganda (double burden) mengancam ekosistem proyek akibat belum terintegrasinya investasi CCUS dengan mekanisme Pajak Karbon nasional. Berdasarkan Undang-Undang Harmonisasi Peraturan Perpajakan (UU HPP), pajak karbon ditetapkan minimal Rp30.000 per ton CO2e dengan mekanisme Cap and Tax. Namun, saat ini belum ada kerangka regulasi yang memungkinkan volume emisi CO2 yang berhasil ditangkap dan disimpan secara permanen oleh fasilitas CCUS untuk dikreditkan secara langsung guna mengurangi beban pajak karbon perusahaan.
Kompleksitas teknis dan integritas sumur tua (depleted fields) serta korosivitas CO2 menghadirkan tantangan keselamatan operasional subsurface yang tinggi. Pengangkutan dan penginjeksian CO2 bertekanan tinggi berisiko memicu korosi cepat pada pipa baja dan semen sumur tua yang tidak dirancang untuk menangani fluida asam terlarut. Selain itu, diperlukan pemetaan seismik dan evaluasi geologi yang akurat untuk memastikan tidak terjadi kebocoran sekunder (seepage) melalui celah sesar aktif atau kerusakan batuan penudung (caprock).
Birokrasi yang lambat dan minimnya koordinasi harmonisasi antar-kementerian memperpanjang siklus perizinan Wilayah Izin Penyimpanan Karbon (WIPK). Proses perizinan proyek CCUS melibatkan integrasi kewenangan yang amat luas, mulai dari Kementerian ESDM, Kementerian Keuangan, Kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan (KLHK), hingga SKK Migas. Harmonisasi aturan antar-lembaga ini sering kali membutuhkan waktu bertahun-tahun, yang berampak pada munculnya ketidakpastian administratif bagi aparat pajak (fiskus) serta memperlambat kepastian keputusan investasi akhir (Final Investment Decision).
Ketiadaan kepastian hukum mengenai jangka waktu liabilitas dan mekanisme pengalihan tanggung jawab jangka panjang (post-closure stewardship) menimbulkan kecemasan hukum bagi operator. Peraturan Menteri ESDM Nomor 2 Tahun 2023 mewajibkan kontraktor melakukan pemantauan kebocoran jangka panjang, namun belum ada klausul tegas mengenai batas waktu pengalihan liabilitas pemeliharaan lokasi penyimpanan kepada pemerintah (state assumption of liability) setelah proyek ditutup. Ketidakjelasan ini membebani badan usaha dengan potensi kewajiban hukum yang tidak terbatas di masa depan jika terjadi kebocoran geologis.
Dominasi Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) batu bara berbiaya rendah dan ketiadaan Perjanjian Jual Beli Listrik (Power Purchase Agreement) berbasis energi bersih menghambat adopsi CCUS di sektor ketenagalistrikan. Pemasangan fasilitas penangkap karbon pada PLTU eksisting (retrofit) akan melipatgandakan Biaya Pokok Penyediaan (BPP) listrik secara signifikan. Tanpa adanya mandat regulasi atau mekanisme kompensasi harga yang mewajibkan PT PLN (Persero) membeli listrik bersih berpajak karbon rendah dengan harga premi, pengembang pembangkit swasta (IPP) tidak memiliki dorongan ekonomi untuk menerapkan CCUS.
Tantangan logistik, diplomasi, dan penjaminan risiko lingkungan dalam pengangkutan CO2 lintas negara (cross-border) untuk skema regional CCS Hub. Perpres Nomor 14 Tahun 2024 mengalokasikan hingga 30% kapasitas penyimpanan nasional untuk karbon impor, tetapi implementasinya membutuhkan kesepakatan bilateral antar-pemerintah (Government-to-Government) yang rumit. Pengangkutan CO2 cair menggunakan moda kapal tanker atau pipa bawah laut menuntut standar keselamatan ketat, sertifikasi emisi lintas batas, serta protokol ganti rugi lingkungan internasional yang jelas jika terjadi kebocoran lintas teritorial.
Keunggulan Pembelajaran dan Riset CCUS di Universitas Pertamina
Universitas Pertamina di Jakarta mengintegrasikan studi CCUS secara spesifik ke dalam kurikulum berbasis energi berkelanjutan di lintas program studi. Di Prodi Teknik Perminyakan, mahasiswa berfokus pada aspek Storage melalui rekayasa reservoir untuk simulasi injeksi dan penyimpanan CO2 secara aman di depleted reservoir. Sementara di Prodi Teknik Kimia, fokus diarahkan pada aspek Capture dan Utilization, mencakup teknologi pemisahan gas, absorpsi kimia, hingga konversi CO2 menjadi produk turunan bernilai ekonomi tinggi.
Laboratorium Riset Terkait di Universitas Pertamina
Laboratorium Karakterisasi Reservoir & Geofisika Eksplorasi (Prodi Teknik Geofisika & Teknik Perminyakan UPER): Digunakan untuk pemodelan geologi bawah permukaan, interpretasi data seismik, serta identifikasi formasi saline aquifer atau depleted reservoir sebagai lokasi sekuestrasi.
Laboratorium Terpadu Teknik Kimia / Rekayasa Energi & Material (Prodi Teknik Kimia UPER): Difungsikan untuk pengujian skala laboratorium mengenai sintesis material adsorben, pengujian formulasi pelarut (solvents) penangkap karbon, serta optimasi reaksi konversi CO2.
Laboratorium Petrofisika & Analisis Fluida Reservoir: Untuk menguji interaksi antara CO2 superkritis dengan batuan reservoir dan fluida formasi (proses CO2-EOR/EGR).
Mata Kuliah Spesifik Terkait CCUS
Geofisika Pemantauan Reservoir & EOR (Teknik Geofisika / Teknik Perminyakan): Mempelajari metode pengawasan fluida CO2 yang diinjeksikan ke bawah permukaan bumi menggunakan metode mikrogravitas 4D dan pemantauan seismik.
Teknologi Pemisahan & Pemurnian Gas (Teknik Kimia): Membahas teknologi post-combustion dan pre-combustion capture, termasuk proses absorpsi, adsorpsi, serta teknologi membran penangkap karbon.
Geologi Sekuestrasi Karbon (Teknik Geologi): Berfokus pada penilaian risiko integritas caprock, dinamika jebakan geologis, dan studi interaksi air-batuan-gas saat simpanan karbon dilakukan.
Ekonomi Energi & Keberlanjutan Transisi Energi: Membahas integrasi tata kelola emisi, insentif carbon credit, serta penilaian keekonomian rantai pasok industri CCUS.
Bagi calon mahasiswa, konsekuensi praktisnya jelas: minat pada CCUS tidak menentukan satu jurusan tunggal. Ketertarikan pada geologi dan perilaku fluida bawah tanah mengarah ke Teknik Perminyakan atau Geofisika; ketertarikan pada reaksi, pemisahan, dan pengolahan bahan kimia mengarah ke Teknik Kimia; sedangkan ketertarikan pada analisis regulasi, jejak karbon, dan dampak lingkungan mengarah ke Teknik Lingkungan. Seluruh disiplin ini bermuara pada industri dan tujuan transisi energi yang sama.
Pertanyaan yang Sering Diajukan
Apa perbedaan CCS dan CCUS?
Perbedaan mendasar terletak pada alur pemanfaatan karbon. CCS (Carbon Capture and Storage) menangkap emisi CO2 dan langsung menginjeksikannya ke bawah tanah secara permanen demi mitigasi iklim murni. Sementara CCUS (Carbon Capture, Utilization, and Storage) mengolah sebagian CO2 yang ditangkap menjadi produk bernilai ekonomi seperti bahan bakar sintetis, semen, pupuk, atau untuk peningkatan produksi migas (Enhanced Oil Recovery) sebelum sisa karbon yang tidak terkonsumsi disimpan secara permanen di formasi geologi.
Berapa biaya teknologi carbon capture per ton CO2 di Indonesia?
Biaya penangkapan hingga penyimpanan karbon bervariasi tergantung pada konsentrasi emisi sumber dan kompleksitas teknologi, tetapi umumnya berkisar antara USD 40 hingga USD 100+ per ton CO2. Pada fasilitas industri bertekanan tingi seperti pengolahan gas alam, biayanya relatif lebih rendah, sedangkan untuk sektor industri berat atau pembangkit listrik batu bara, biayanya jauh lebih tinggi karena tingginya biaya investasi awal fasilitas amine scrubber, kompresi bertekanan tinggi, serta infrastruktur transmisi.
Regulasi apa yang mengatur CCS di Indonesia?
Payung hukum utama yang mengatur kegiatan ini adalah Peraturan Presiden (Perpres) Nomor 14 Tahun 2024 tentang Penyelenggaraan Kegiatan Penangkapan dan Penyimpanan Karbon. Aturan ini memperluas kerangka kerja sebelumnya (Permen ESDM No. 2 Tahun 2023) dengan mengizinkan penyelenggaraan CCS/CCUS tidak hanya di Wilayah Kerja Migas, tetapi juga di Wilayah Izin Penyimpanan Karbon (WIPK) independen, termasuk membuka peluang penampungan emisi karbon lintas batas (cross-border).
Berapa banyak proyek CCS yang sudah beroperasi di Indonesia?
Saat ini belum ada proyek CCS/CCUS skala penuh yang beroperasi komersial secara penuh. Sebagian besar dari 15+ inisiatif proyek nasional berada pada fase studi kelaikan (appraisal), perancangan (engineering), hingga uji coba (pilot test). Proyek yang diproyeksikan paling siap beroperasi komersial adalah BP Tangguh UCC di Papua Barat dengan target operasi sekitar tahun 2028, disusul oleh mega proyek regional seperti Pertamina-ExxonMobil CCS Hub dan Abadi Masela CCS menuju 2030+.
Jurusan apa yang perlu diambil untuk bekerja di bidang CCUS?
Studi CCUS memerlukan pendekatan multidisiplin ilmu rekayasa dan kebumian. Beberapa jurusan utama yang relevan meliputi:
Teknik Kimia: Fokus pada alur penangkapan (capture) dan pemanfaatan (utilization), seperti sintesis adsorben, teknologi pelarut, dan konversi reaksi CO2.
Teknik Perminyakan & Teknik Geofisika/Geologi: Fokus pada alur penyimpanan (storage), pemodelan reservoir, mekanika batuan penudung (caprock), serta pemantauan seismik injeksi CO2 di bawah permukaan.
Teknik Lingkungan & Ekonomi Energi: Fokus pada penilaian dampak lingkungan, tata kelola emisi, integrasi kredit karbon, serta keekonomian rantai pasok industri.
Apakah CCUS benar-benar mengurangi emisi?
Ya, secara teknis teknologi CCUS mampu menangkap hingga 90–95% emisi CO2 langsung dari sumber emisi industri skala besar sebelum terlepas ke atmosfer. Jika dikombinasikan dengan pengawasan geologis yang ketat, karbon dapat terkunci di bawah tanah hingga ribuan tahun. Namun, agar CCUS dapat memberikan dampak penurunan emisi bersih yang optimal, energi yang digunakan untuk menjalankan proses penangkapan dan kompresi karbon itu sendiri harus berasal dari sumber energi rendah karbon.
Tertarik mendalami teknologi energi bersih? Pelajari lebih lanjut kurikulum dan pemfokusan riset energi di Halaman Program Studi Universitas Pertamina. Mari berkontribusi dalam pengembangan teknologi energi bersih masa depan dengan mendaftar melalui Halaman Pendaftaran Universitas Pertamina.
Foto: https://ccushub.ogci.com/
