KALTIMPOST.ID - Indonesia tengah bertransformasi menuju masa depan yang lebih hijau dengan target net zero emission pada 2060. Namun batu bara sebagai komoditas andalan tak serta merta ditinggalkan.
Pemerintah tengah merumuskan strategi cerdas untuk memanfaatkan batu bara secara lebih berkelanjutan.
Salah satu strateginya adalah mengurangi penggunaan batu bara langsung sebagai bahan bakar pembangkit listrik.
Pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) batu bara akan beralih menggunakan teknologi Carbon Capture and Storage / Carbon Capture, Utilization, and Storage (CCS/CCUS) untuk menangkap dan menyimpan karbon.
Selain itu, batu bara juga akan diolah menjadi produk turunan seperti Dimethyl Ether (DME) yang lebih ramah lingkungan untuk keperluan rumah tangga.
"Transisi energi itu bukan bagaimana kita mempercepat pensiunnya batu bara, tetapi bagaimana kita mendorong pemanfaatan energi yang bersih seperti pembangkit-pembangkit energi terbarukan yang sumbernya ada di kita," jelas Sekretaris Jenderal Kementerian ESDM Dadan Kusdiana, Senin (5/8).
Menurut Dadan, program pensiun dini PLTU batu bara menjadi sorotan dalam upaya mencapai target Net Zero Emission (NZE) di 2060. Sebagai contoh, PLTU Cirebon Unit 1 akan dipensiunkan lebih awal tujuh tahun dari jadwal semula.
Untuk menggantikan kapasitas yang hilang, pemerintah akan mengembangkan pembangkit listrik berbasis energi terbarukan (EBT), seperti PLT Panas Bumi, PLT Surya, dan PLT Bayu.
Di sisi lain, batu bara masih menopang penyediaan energi nasional kita. Produksi batu bara 2023 sebesar 775 juta ton atau 112 persen dari target 2023 (695 juta ton). Pemanfaatan domestik sebesar 213 juta ton atau 121 persen dari target (177 juta ton).
Dengan produksi batu bara yang mencapai 775 juta ton pada 2023, PNBP subsektor minerba berhasil mencapai realisasi sebesar Rp172,66 triliun atau sebesar 118,41 persen dari target yang telah ditetapkan sebesar Rp146,07 triliun.
"Kita ingin mendorong supaya program hilirisasi yang sudah berjalan sangat baik sekarang itu tetap dan produksinya juga akan menjadi semakin green atau bersih," terangnya.
Di samping melakukan hilirisasi batu bara dan bergerak menuju energi bersih, pemerintah gencar pula secara bertahap mengoptimalkan peran gas bumi sebagai sumber energi transisi.
Sejumlah proyek pengembangan lapangan gas baru diproyeksikan akan berkontribusi signifikan terhadap peningkatan produksi nasional. Pada tahun 2027-2028, beberapa proyek strategis di sektor hulu migas akan sangat penting untuk meningkatkan produksi gas bumi Indonesia.
Proyek Geng North diperkirakan akan menghasilkan 1.000 MMSCFD tambahan dengan cadangan 4,1 TCF, sementara proyek IDD Gandang Gendalo diperkirakan akan menghasilkan 4.900 MMSCFD dengan cadangan 6,3 TCF.
Proyek Andaman juga memiliki potensi besar dengan produksi 527 MMSCFD dan cadangan sekitar 6,3 TCF.
"Strateginya sekarang ini kan banyak menemukan gas yang baru, sederhananya bagaimana kalau listrik dari batu bara ini kita ganti dengan gas. Secara emisi turun separuhnya dan kita coba dan sedang di lakukan kajian-kajian nya," tutup Dadan.
Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arifin Tasrif mengatakan, penerapan teknologi CCS/CCUS diharapkan dapat memainkan peran kunci dalam menekan jejak karbon negara yang dikenal sebagai salah satu penghasil emisi terbesar di dunia.
Dengan memanfaatkan CCS dan CCUS, Indonesia berkomitmen untuk mengurangi emisi gas rumah kaca yang dihasilkan dari sektor industri dan energi, sekaligus mendukung transisi menuju energi bersih.
Langkah ini merupakan bagian dari strategi nasional untuk memenuhi komitmen dalam Perjanjian Paris dan memitigasi dampak perubahan iklim secara lebih efektif.
Meskipun CCS/CCUS menawarkan potensi besar dalam mengurangi emisi karbon, biaya tinggi yang terkait dengan implementasinya menjadi tantangan utama bagi Indonesia.
"Rencana implementasi CCS/CCUS sekarang masih mahal, tapi memang harus kita coba. sesuatu kalau baru dicoba kan memang mahal," ujar Arifin.
Dia menjelaskan bahwa Indonesia memiliki 15 proyek CCS/CCUS yang masih dalam tahap studi/persiapan yang tersebar dari barat hingga timur Indonesia, yaitu terdiri dari proyek Tangguh EGR/CCUS, Abadi CCS, Sukowati CCUS/EOR, Gundih CCUS/EGR, Pilot Test CO2 Huff and Puff Jatibarang, Ramba CCUS/EOR, CO2 Huff and Puff Gemah, Sakakemang CCS, Arun CCS, Central Sumatera Basin CCS/CCUS Hubs, Kutai Basin CCS Hub, Asri Basin CCS/CCUS Hubs, CCU to Methanol RU V Balikpapan, East Kalimantan CCS/CCUS Study, dan Blue Ammonia + CCS Donggi Matindok.
Baca Juga: Kabar Gembira! Kamar Hotel Balikpapan Masih Bisa Dipesan untuk Perayaan HUT Ke-79 RI
Dalam paparannya, biaya untuk menginjeksikan per ton CO2 pada proyek penyimpanan CO2 akan memakan biaya yang tidak sedikit, di antaranya adalah sebagai berikut, pertama Pemurnian Gas Alam, Gundih Jawa Timur dengan biaya USD43-53/ton CO2, dengan total 0,3 juta ton CO2 per tahun, investasi injeksi USD105 juta.
Selanjutnya Produksi LNG Bintuni, Papua Barat, USD33/ton CO2. Total 2,5-3,3 juta ton CO2 per tahun, Investasi injeksi sebesar USD948 juta. Kemudian Produksi LNG di Masela, NTT, USD26/ton CO2, total 3,5 juta ton CO2 per tahun, investasi injeksi sebesar USD1,4 miliar. Terakhir ialah Gasifikasi batubara menjadi DME, Tanjung Enim Sumatera Selatan, USD50-55/ton CO2, total 3 juta ton CO2 per tahun dan investasi injeksi mencapai USD1,6 miliar. (*)
Editor : Nugroho Pandu Cahyo