Senin (7/10/2024) siang itu panas terik terasa menyengat di Lapangan Sukowati Pad B, saat Global Energi berkesempatan melihat langsung ke lapangan migas tua di Desa Ngampel Kecamatan Kapas Kabupaten Bojonegoro itu. Namun, panasnya suhu udara tidaklah menyurutkan semangat perwira-perwira Pertamina untuk mempersiapkan kegiatan injeksi CO2 tahap kedua atau Interwell CO2 Injection di lapangan migas yang dialih kelola ke Pertamina dari Join Operating Body Pertamina-PetroChina East Java (JOB PPEJ) sejak 20 Mei 2018.
Terlihat puluhan pekerja dengan sigap menyiapkan berbagai peralatan injeksi CO milik NESR, selaku perusahaan penyedia jasa migas. Bahkan saat itu ada dua truk tanki CO2 Samator yang sudah stanbay di lokasi. Tak hanya itu, telah dipersiapkan pula cabin Data Acquisition and Real Time Analyzer (DARA) yang nantinya menjadi pusat data bergerak guna memantau data secara real-time menggunakan teknologi antarmuka mesin-manusia (HMI) dan konektivitas 5G. Sementara di bagian lain terlihat perwira Pertamina yang tetap melakukan aktivitas harian berupa work over di sejumlah titik sumur guna menjaga produksi.
”Ya, bagaimana lagi areal lapangan Sukowati tidak terlalu luas. Makanya kami harus bisa mengatur kegiatan jadwal operasi secara simultan agar tidak mengganggu akivitas lain. Sebab di satu lokasi (pad B) bisa terdiri 24 sumur. Kawasan terbatas dan sebagian sumur sudah terpasang rig untuk proyek pengeboran. Jarak antarsumur cukup dekat. Ini yang jadi tantangan petugas operasional di lapangan,” kata Ivan Danubrata, Well Service Assistant Manager PEP Sukowati kepada Global Energi.
Lantaran itu, sebelum melakukan kegiatan injeksi CO2 petugas operasional di lapangan harus melakukan berbagai persiapan pengerjaan sumurnya dulu. Dan itu tidaklah mudah. Perlu persiapan matang. Mengingat sumur-sumur di Field Sukowati itu secara normal merupakan sumur produksi. Di mana sumur-sumur ini selanjutnya harus dikonversi menjadi sumur injeksi.
“Kalau sumur minyak khan dari dalam bumi kita keluar ke atas. Tapi sumur injeksi malah sebaliknya dari atas kita tekan CO2 ke bawah, sehingga perlu ada persiapan equipmenya dan persiapan lapisannya. Ini yang jadi tantangan kita,” kata Ivan.
Bahkan sebelum melakukan injeksi sumur, petugas terlebih dulu harus menggeser keberadaan rig agar ruang kegiatan injeksi tidak terganggu. Lagi-lagi ini karena keterbatasan lahan di lapangan Sukowati. Baru setelah itu dimasukkkan berbagai peralatan injeksi, seperti pompa dan peralatan lainnya. Dengan kata lain di lapangan Sukowati kini ada tiga pekerjaan utama. Ada perwira tengah melakukan service atau perawatan sumur supaya hidup lagi, kegiatan drilling dan pekerjaan baru berupa injeksi CO2.
“Pekerjaan ini harus dilakukan secara pararel. Ini yang membuat kita agak kesulitan di lapangan dan kami harus mengontrol supaya tidak terjadi benturan kegiatan,” tutur Ivan.
Jadi, singkatnya dalam satu tempat setidaknya ada tiga kegiatan yakni drilling, work over dan injeksi CO2. Di mana masing masing kegiatan memiliki personel serta mendatangkan peralatan yang cukup besar. Ketiga kegiatan ini harus tetap jalan demi tetap terjaganya produksi minyak.
“Apalagi kegiatan drilling personelnya cukup banyak. Hanya memang kegiatan drilling sama injeksi merupakan kegiatan non rutin jadi perlakuananya harus khusus. Sedangkan work over/service sifatnya rutin. Ini yang harus pandai-pandai petugas di lapangan ini mengatur pekerjaannya secara simultan, “ tandasnya lagi.
Adapun injeksi CO2 ini dilakukan di sumur SKW-26 merupakan tahapan kedua, setelah sebelumnya Pertamina menyuntik karbon dengan metode huff and puff ke lapangan migas ini pada akhir 2023. Injeksi CO2 tahap dua dilakukan selama 25 hari sampai 30 hari, sejak 8 Oktober 2024 lalu hingga 2 November 2024. Volume karbon yang disuntikkan di kisaran 80 ton-100 ton per hari dengan fase gas pada tekanan sumur sebesar 1.000 pounds per square inch (psi) hingga 1.500 psi. Injeksi ini merupakan hasil kerja sama dengan perusahaan Jepang, yakni Japan Organization for Metals and Energy Security (JOGMEC) dan Japan Petroleum Exploration Company Limited (JAPEX). Suntikan karbon ini menggunakan metode enhanced oil recovery (EOR) yang merupakan bagian dari teknologi Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS).
Ditemui Global Energi di kantornya, Field Manager PEP Sukowati Arif Rahman Hakim memaparkan, akhir tahun lalu sebanyak 500 ton CO2 telah diinjeksikan ke sumur Sukowati-18 (SKW-18) selama 7 hari. Injeksi CO2 ini diharapkan akan memberikan konfirmasi dan validasi mengenai metode EOR secara spesifik. Tujuan injeksi CO2 ini juga untuk mengkaji efek CO2 EOR dan penyimpanan CO2 dalam formasi bawah permukaan untuk lapangan migas.
”Kita ingin melihat apakah CO2 yang kita injeksikan muncul gak di sumur-sumur monitor, yakni SKW 22 sama SKW 05. Harapannya CO2 yang kita injeksikan berdampak pada dua, yakni sebagian tersimpan diresivoar dan kedua akan mendorong minyak tersisa, sehingga harapannya ada kenaikan produksi,” jelas Arif.
Jadi injeksi CO2 ini bertujuan untuk menaikkan tekanan reservoir, sehingga minyak yang diproduksikan bisa meningkat. Sebelum penerapan injeksi CO2 telah melalui tahap studi yang dilakukan Lembaga Minyak dan Gas Bumi (Lemigas) dan Japan Petroleum Exploration (Japex) sejak tahun 2021-2023. Setelah studi rampung maka dilanjutkan dengan tahapan analisis laboratorium. Dalam tahapan ini, akan diambil sampel batuan atau core maupun side wall core untuk diinjeksikan dengan CO2. Injeksi yang dilakukan pun akan menyesuaikan tekanan dan temperature yang mirip dengan kondisi reservoir yang sesungguhnya.
“Setelah itu tahapan berikutnya Pertamina menyuntik karbon dengan metode huff and puff ke lapangan minyak ini pada akhir 2023 lalu,” kata Arif.
Tim Research and Technology Innovation Pertamina Christian Afiko juga menjelaskan, injeksi CO2 tahap pertama menyuntik injeksi CO2 ke dalam reservoir tapi hanya ke satu sumur. Hal ini untuk meningkatkan produksi minyak sekaligus meminimalkan dampak lingkungan. “Jadi misalnya di sumur A, kita injeksi di situ. Lalu monitoring di situ dan produksinya di situ. Jadi skalanya hanya satu sumur,” kata Afiko kepada Global Energi, di sela Kick Off Field Trial Interwell CO2 Injection di Lapangan Sukowati, Bojonegoro, Senin (14/10/2024).
Untuk yang injeksi pertama ini harapannya CO2 bisa diterima oleh batuannya dulu. Pasalnya, kerap tantangan injeksi CO2 tak mau masuk ke celah-celah bantuannya. “Dan ternyata dari monitor kami celah bantuannya bisa menerima,” katanya.
Dari injeksi pertama memang sudah ada tanda-tanda penambahan produksi. Hanya saja masih perlu kajian lebih lanjut. “Namun secara general dalam target skala besar kita bisa ada kenaikan produksi 12,5%,” kata Afiko bersemangat menjelaskan.
Sementara pada tahap kedua sudah masuk interval injektion. ”Kita punya empat monitoring sumur dan satu sumur injeksi. Diinjeksi ke satu sumur nanti harapannya punya impact ke sumur yang lain,” katanya.
Tentang lamanya sampai 25 hari, menurut Afiko, hal ini berkaitan dengan kemampuan pompa injeksi yang per hari hanya bisa 100 ton. “Kita khan memiliki kapasitas 2.500 ton. Setelah diinjeksi 2.500 kita diamkan dulu biar batuan itu bereaksi terhadap CO2 yang kita suntikkan. Harapanya CO2 ini bisa mendorong minyak ke sumur sumur yang lain,” paparnya.
Baru setelah injeksi CO2 berlangsung 25 hari selesai, maka akan masuk tahap evaluasi menyangkut study dan simulasi yang secara terus menerus dilakukan sebelum menuju tahap komersial. Praktis membutuhkan waktu cukup lama sekitar tiga tahun.
Guna memonitor implementasi injeksi CO2 di Sukowati, Pertamina juga menerapkan sistem digital 24 jam bernama Data Acquisition Realtime Analyzer Command Center (DARA CO.CO). Digitalisasi sistem ini mampu memonitor seluruh aktivitas Injection CO2 beserta Sumber Daya Manusia (SDM) di area operasional. DARA nantinya sebagai pusat data bergerak yang memantau data secara real-time menggunakan teknologi antarmuka mesin-manusia (HMI) dan konektivitas 5G. Sistem ini memungkinkan pengawasan dan kontrol jarak jauh, memastikan operasi di lapangan berjalan lebih presisi dan aman.
Selain itu menggunakan Indirect Automated Heater (INDAH), yang merupakan teknologi pemanas otomatis yang berperan penting dalam menjaga suhu optimal selama proses injeksi CO2, sehingga meningkatkan efisiensi injeksi dan stabilitas operasi. Pendekatan fit-for-purpose dengan teknologi seperti pompa CO2 bertekanan tinggi dan tanki penyimpanan ISO memastikan teknologi ini sesuai dengan kondisi reservoir di Indonesia.
Sementara General Manager Zona 11 Zulfikar Akbar sendiri menyebutkan, hasil studi atas implementasi injeksi CO2 di lapangan Sukowati menunjukkan respon yang positif dengan tidak terjadi kerusakan ketahanan sumur (well integrity) dan formasi batuan sumur. Perkembangan proyek injeksi CO2 secara operasi dapat dikatakan sukses tidak hanya penambahan produksi tetapi juga berdampak pada produksi cadangan yang lebih optimal.
“Hal ini tentu menjadi hal yang menggembirakan di tengah upaya kita mendukung target produksi yang ditetapkan pemerintah dengan tetap menjaga keberlanjutan lingkungan melalui penurunan emisi gas rumah kaca,” ujar Zulfikar dalam keterangannya.
Sedangkan Guru Besar Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan Institut Teknologi Bandung Tutuka Ariadji dalam sebuah paparannya menggarisbawahi, keberhasilan injeksi CO2 di Sukowati memang tergantung dari tekanan CO2 yang diinjeksikan. Semakin cepat itu semakin baik. Dalam injeksi CO2 itu ada parameter minimum miscibility pressure (MMP) dimana apabila diinjeksikan di atas tekanan MMP itu, maka CO2 bisa tercampur dengan minyak. MMP itu karakteristik dari minyak itu.
“Karena makin lama tekanan reservoir akan semakin turun akibat diproduksikan, maka akan semakin jauh jadi MMP sehingga semakin jauh dari kondisi terjadi injeksi tercampur. Dengan denikian, seharusnya segera diimplementasikan,” kata mantan Dirjen Migas Kementerian ESDM ini.
Secara teoritis, injeksi CO2 tercampur itu bisa mencapai RF sekitar 90%, untuk diaplikasikan ke lapangan bisa mencapai 70% minyak terambil. “Injeksi CO2 di Sukowati ini bisa jadi pemantik untuk EOR CO2 di lapangan lain,” katanya.
Belum Ekonomis
Namun di sisi lain, Direktur Utama Pertamina Nicke Widyawati mengakui, pilot project injeksi CO2 di Sukowati ini sebenarnya secara keekonomian belum masuk, sehingga hampir dipastikan tidak ada perusahaan swasta yang akan masuk ketika suatu proyek belum masuk ke secara ekonomis.
“Tapi sebagai BUMN, Pertamina sesuai dengan amanah pada undang-undang BUMN, di mana kita memiliki mandat dan amanah untuk menjalankan terobosan-terobosan baru dan inovasi. Termasuk implementasi di teknologi-teknologi baru yang terbaik untuk Indonesia, maka kita harus jalankan demi menjaga ketahanan energi,” tandas Nicke dalam acara Kick Off Field Trial Interwell CO2 Injection di Lapangan Sukowati, Bojonegoro, Senin (14/10/2024).
Yang pasti, injeksi CO2 di Sukowati ini menjadi pembuktian keseriusan Pertamina dalam mejaga ketahanan energi. Tanpa langkah berani ini, potensi Indonesia menjadi carbon capture hub tak bisa direalisasikan. Langkah ini sekaligus sebagai bukti konkret Pertamina membantu mewujudkan target Indonesia mencapai NZE di 2060.
“Journey ini baru saja kita mulai. Kita baru masuk ke langkah kedua, masih ada langkah ketiga, keempat, dan kita akan melangkah ke seluruh blok (di) Indonesia. Untuk mewujudkan kemandirian energi dan juga mencapai net zero emission di 2060,” kata Nicke memberi semangat kepada perwira Pertamina.
“Jadi, ini ada dua hal yang bisa kita capai. Yaitu, satu, kita bisa menurunkan emisi karbon dan yang kedua adalah meningkatkan produksi minyak dari Sukowati ini,” simpul Nicke.
Keberhasilan upaya pada tahap pertama dan masuk fase kedua ini bisa berbuah hasil yang lebih baik. Saat ini produksi minyak dari Lapangan Sukowati mencapai 4.000 barel per hari (BPH). Ini termasuk dari Lapangan Sukowati Pad A dan Pad B.
“Harapannya adanya peningkatan produksi, sementara ini (target penambahan produksi minyak Sukowati) 14 persen. Tentu kita harapkan bisa lebih besar lagi,” tuturnya.
Cuma Nicke juga menyebutkan, CO2 yang digunakan sekarang memang masih berasal dari luar, yakni pabrik pupuk dan industri lain. Kendati demikian, Pertamina bakal melakukan dekarbonisasi dengan CO2 sendiri agar upaya ini sustain. Sumbernya akan diambil dari proyek gas Jambangan Tiung Biru (JTB) dan Blok Cepu.
Kapan mulai direalisasikan?Kata Nicke, jika sudah memasuki tahap komersial phase tahap 1 kalau berhasil, maka sekaligus harus membangun pipa dari JTB.
Sebab kalau sistem angkutan tanki yang harus seperti saat ini kurang efesien. Pasalnya, harus diambil dengan jarak 100 km. Di mana setiap hari butuh 100 ton dengan kapasitas tanki 20 ton, sehingga ada 5 tanki yang bolak balik tiap hari.
“Program semacam ini tidak bisa sustain. Makanya nanti kalau sudah memasuki tahap komersial maka mau tidak mau jalur pipa harus dibangun. Tapi sekarang ini khan masih tahap pembuktian,” kata wanita yang kembali masuk jajaran Fortune’s Most Powerful Women 2024 itu.
Pemanfaatan CO2 dari JTB sendiri juga masih perlu menantikan seluruh proses studi rampung. “Setelah hasil studi menyatakan layak terhadap semua aspeknya, maka tahapan selanjutnya akan dilakukan field trial (uji coba lapangan, Red.). Harapannya ketika Jambaran Tiung Biru onstream semua sudah ready dan bisa digunakan untuk meningkatkan produksi Sukowati,” tambah Direktur Utama Pertamina Hulu Energi (PHE) Chalid Said Salim.
Proses injeksi CO2 ini tak bakal berhenti di tahap kedua. Masih ada beberapa proses lanjutan. Bahkan hingga fase kelima. Khusus di tahap keempat akan berlangsung pada 2029 dan fase kelima di 2033.
“Namun, ada kendala, di mana kontrak eksplorasi Blok Cepu akan kadaluwarsa pada 2035 mendatang,” katanya.
Saat ini PHE tengah mengejar proses perpanjangan penentuan status eksplorasi (PSE) di Blok Cepu. Wilayah tersebut dipegang oleh PT Pertamina EP yang merupakan anak usaha PHE.
“Sebagai laporan juga kami sudah berdiskusi dengan SKK Migas untuk perpanjangan (kontrak) Blok (Cepu). Untuk 20 tahun ke depan (setelah 2035). Jadi, sudah mulai dibahas dan mudah-mudahan SKK Migas bisa, maupun (Ditjen) Migas, artinya dalam hal ini negara juga akan memberi perpanjangan. Karena banyak proyek-proyek yang mulai di pengujung kontrak,” tandas Chalid.
Sejarah dan Kinerja Sukowati
Seperti diketahui Sukowati termasuk salah satu lapangan migas tua di Jatim. Global Energi mencatat, proyek sumur minyak ini telah dimulai sejak awal tahun 2000. Pengembangannya berlangsung pada 2004 dan produksi minyaknya pernah mencapai puncak hingga 45.000 barel per hari (BPH) pada kurun tahun 2011-2012. Saat itu Lapangan Sukowati masih dioperatori Join Operating Body Pertamina-PetroChina East Java (JOB PPEJ).
Namun sejak 20 Mei 2018 dengan mengacu Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Nomor 2800/12/MEM.M/2018, pengelolaan Lapangan Sukowati resmi beralih ke PT Pertamina EP (PEP). Pertamina EP Sukowati merupakan bagian dari Zona 11 Regional Indonesia Timur Subholding Upstream Pertamina. PEP juga merupakan anak perusahaan PT Pertamina (Persero) sekaligus Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) di bawah pengawasan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi atau SKK Migas.
Dalam keterangannya, General Manager Zona 11 Indonesia Timur Zulfikar Akbar memaparkan, PEP Sukowati Field telah menghasilkan produksi minyak secara kumulatif per Januari hingga Juni 2024 (semester I 2024) sebesar 819.552 barel dan gas sebesar 1.242,88 MMscf atau juta standar kaki kubik. Pada awal 2019, produksi Sukowati dimulai di level 9.000-an BPH. Lapangan Sukowati pernah mencapai puncak di atas 40.000 BPH pada 2012, 2013. Lalu terjun bebas di 2014.
Sementara rata-rata produksi minyak lapangan Sukowati sesudah terminasi 20 Mei 2018 mencapai 9.493 BPH dari sebelum diambil alih sebesar 6.874 BPH. Jumlah tersebut menunjukkan peningkatan hingga 2.500 BPH hanya dalam kurun waktu kurang dari satu tahun.
“Kami berhasil mendongkrak produksi minyak hingga 6.822 BPH Mei 2018 dan memasuki Juni meningkat lagi menjadi 7.568 BPH,” kata Akbar.
Sebenarnya sebelum menerapkan teknologi injeksi CO2, berbagai strategi mempertahankan produksi minyak di Lapangan Sukowati sudah kerap dilakukan Pertamina. Di antaranya dengan aktivitas perawatan dan perbaikan sumur yang statusnya shut-in (konsep well service) yang kala itu terhitung biaya murah, sekitar 500 ribu dollar AS hingga 900 ribu dollar AS atau seperlima biaya pengeboran sumur baru. Waktu yang dibutuhkan untuk perawatan dan perbaikan kurang lebih selama 30 hari. Produksi yang bisa dihasilkan mencapai lima kali lipat dibandingkan program pengeboran sumur baru. Uji coba terakhir program ini dilakukan di sumur SKW-12 dan berhasil memproduksi minyak sebesar 2.230 BPH.
“Konsep dan strategi baru untuk mengembalikan sumur-sumur yang statusnya stop produksi. Strategi itu membuat biaya produksi murah,” kata Vice President Perencanaan SKK Migas, Dadang Rukmana kepada wartawan, kala itu.
Ia mengatakan, peningkatan produksi minyak bumi Lapangan Sukowati terjadi hanya dalam kurun waktu 3 bulan sejak dialihkelolakan PT Pertamina Aset 4 pada 20 Mei 2018. Dalam periode tersebut, produksi minyak meningkat 50% dari yang 6.000 BPH menjadi 9.000 BPH.
“Keberhasilan ini perlu di apresiasi mengingat, dalam kurun waktu 9 tahun terakhir, Lapangan Sukowati terus mengalami penurunan dari puncak produksinya yang pernah mencapai 40.000 BOPD,” kata Dadang.
Dari 12 sumur yang diuji coba di Lapangan Sukowati, 9 sumur dapat dihidupkan kembali dengan produksi 400–2.000 BPH. Uji coba terakhir program ini dilakukan di sumur SKW-12 dan berhasil memproduksikan minyak sebesar 2.230 BPH.
Adapun dari sisi kinerja keuangan, selama semester I 2024 berhasil meraih laba bersih sebesar 19,31 juta dollar AS dari target 22 juta dollar AS. “Jadi Net income (per Juni 2024) sudah ada di 19 juta dollar AS dari target 22 juta dollar AS,” kata Arif.
Ia juga mengungkapkan, pendapatan total yang yang diterima per Juni 2024 mencapai 71,50 juta dollar AS, sedangkan target yang ditetapkan PEP Sukowati sampai akhir tahun 2024 sebesar 118,19 juta dollar AS. Biaya produksi dan pengolahan minyak PEP Sukowati, sepanjang tahun hingga Juni 2024 berada di level 16,8 dollar AS per barel of oil equivalent (BOE) atau setara barel minyak dari target 24,4 dollar AS per BOE. Pengolahan migas lapangan Sukowati dipusatkan di Central Processing Area (CPA) Mudi. Dalam pengolahan ini, terjadi proses pemisahan minyak, air dan gas yang dihasilkan oleh sumur produksi lapangan Sukowati.
Melihat operasional sepanjang tahun, Arif optimistis, PEP Sukowati bisa mencapai seluruh target yang ditetapkan. “Secara kinerja keuangan, sampai akhir tahun kami masih ada lima bulan tersisa. Jadi InsyaAllah kami bisa achieve dari target,” katanya.
Kendala EOR
Hanya saja dalam kegiatan EOR ini memang tidaklah mudah. Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) setidaknya mencatat beberapa kendala. Paling utama terkait biaya yang tidak sedikit. Selain itu, Indonesia masih kekurangan sumber daya manusia yang berpengalaman, khususnya reservoir engineer.
IATMI juga mencatat, ada pula masalah non-teknis yang dilihat kontraktor kontrak kerja sama (KKKS) sebagai hambatan untuk menginisiasi kegiatan EOR. KKKS membutuh kepastian terkait perpanjangan wilayah kerja karena umumnya EOR diterapkan mendekati akhir masa kontrak. Apabila tidak ada kepastian perpanjangan wilayah kerja, operator enggan melakukan pilot EOR karena biaya yang dibutuhkan sangat besar. Belum lagi isu lain seperti lahan. Ini yang membuat kegiatan EOR di Tanah Air tergolong lambat.
Apalagi, tulis IATMI, pemerintah menerapkan skema bagi hasil gross split di beberapa lapangan eksisting. Hal ini dikhawatirkan bisa menghambat program EOR. Dengan skema ini, investor migas bakal berpikir ulang untuk berinvestasi EOR demi menggenjot produksi minyak di sumur tua.
Lantaran itu, pemerintah diminta memberikan insentif agar KKKS melakukan upaya produksi migas dengan EOR baik melalui injeksi bahan kimia maupun karbondioksida (CO2).
Perhitungan bagi hasil dalam skema gross split kurang menarik bagi investor, ditambah lagi jika melakukan EOR, bagi hasilnya menjadi tidak jelas. Investor perlu bernegosiasi terlebih dahulu dengan pemerintah untuk besaran bagiannya, jika ingin menerapkan program EOR.
Afiko juga membenarkan, proyek EOR ini perlu mendapatkan dukungan dari pemerintah. Pasalnya, secara hitungan-hitungan ekonomi proyek injeksi CO2 tidak terpenuhi. Bagaimana pekerjaan EOR ini mendapatkan semacam insentif dari pemerintah serta dukungan regulasi lainnya saat memasuki komersial.
Kementerian ESDM sendiri sebenarnya telah menerbitkan regulasi berupa Peraturan Menteri ESDM No. 2 Tahun 2023 tentang Penyelenggaraan Penangkapan dan Penyimpanan Karbon, serta Penangkapan, Pemanfaatan, dan Penyimpanan Karbon pada Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. Beleid ini mencakup kegiatan-kegiatan antara lain: penangkapan, transpor, injeksi, penyimpanan, dan penggunaan. Saat ini Peraturan Menteri ESDM berfokus hanya pada kegiatan di wilayah kerja minyak dan gas bumi.
Direktur Teknik dan Lingkungan Migas Kementerian ESDM Mirza Mahendra mengatakan, sebagai tindak lanjut penetapan Permen CCS/CCUS, pihaknya tengah menyusun regulasi yang lebih terperinci.
“Kita sedang menyusun regulasi terkait Permen ini. Namun perlu dipahami, kewenangannya bukan hanya di Kementerian ESDM tetapi juga melibatkan kementerian atau instansi lainnya sehingga diperlukan dukungan dari berbagai pihak,” kata Mirza.
Lingkup penyelenggaraan CCS/CCUS pada kegiatan usaha hulu migas terdiri dari penangkapan, pengangkutan, penginjeksian, penyimpanan dan pemanfaatan (untuk CCUS). Mengenai pelaksanaan CCS/CCUS pada wilayah kerja hulu migas, terdapat empat fokus yang diatur dalam Permen ini yaitu aspek teknis, skenario bisnis, aspek legal dan aspek ekonomi.
Terkait aspek teknis, dalam aturan ini terdapat dua hal penting yaitu pertama, capture, transport, injection, storage sampai dengan monitoring measurement, reporting dan verification. Kedua, menggunakan standar dan kaidah keteknikan yang baik berdasarkan karakteristik masing-masing lokasi.
Mengenai skenario bisnis, dinyatakan dilakukan berdasarkan kontrak kerja sama pada wilayah kerja migas. Selain itu, sumber CO2 tidak hanya dari migas, tapi juga bisa dari industri lain (khusus CCUS) melalui mekanisme B to B dengan Kontraktor Wilayah Kerja Migas.
Selanjutnya diatur dalam aspek legal, usulan kegiatan CCS/CCUS oleh KKKS menjadi bagian dari Plan of Development (PoD). Selain itu, kegiatan monitoring dilakukan sampai dengan 10 tahun setelah penyelesaian penutupan kegiatan CCS/CCUS. Diatur pula mengenai pengalihan tanggung jawab ke pemerintah dan sebagainya.
Terakhir aspek ekonomi yang mengatur tentang potensi pendanaan pihak lain, potensi monetisasi karbon kredit berdasarkan Peraturan Presiden Nomor 98 Tahun 2021 tentang Penyelenggaraan Nilai Ekonomi Karbon untuk Pencapaian Target Kontribusi yang Ditetapkan secara Nasional dan Pengendalian Emisi Gas Rumah Kaca dalam Pembangunan Nasional. Terakhir, perlakuan potensi hasil monetisasi penyelenggaraan CCS/CCUS.
Meski belum adanya dukungan regulasi yang lebih konkret, Pertamina harus tetap terdepan dalam penyelengraaan proyek CCUS di sektor hulu migas. Sebab sebagaimana yang diinginkan Dirut Pertamina terkait target program injeksi CO2 — salah satu bentuk dari kegiatan CCUS–, yakni pertama, komitmen nyata ikut menurunkan emisi karbon guna mencapai net zero emission di 2060. Kedua, bisa mendongkrak produksi minyak dalam rangka mendukung ketahanan energi nasional. Dan journey baru ini telah dimulai dari Sukowati, meski masih perlu pembuktian. Perjuangan Pertamina masih panjang dan perlu pengorbanan. agung kusdyanto
