Perpustakaan Digital ITB

Peningkatan emisi karbon dioksida (CO?) telah mendorong adopsi teknologi Carbon Capture and Storage (CCS) sebagai bagian dari strategi Net Zero Emission (NZE) pada tahun 2060. Namun, tantangan terbesar dalam implementasi CCS terletak pada aspek keekonomian dan kerangka fiskal yang belum sepenuhnya mendukung daya tarik investasi. Penelitian ini bertujuan untuk mengevaluasi dan mengoptimalkan parameter fiskal yang berpengaruh terhadap kelayakan ekonomi proyek CCS, khususnya pada kasus yang terintegrasi dengan pengembangan lapangan minyak dan gas dengan kandungan CO? tinggi. Studi kasus dilakukan pada Struktur X di wilayah lepas pantai Indonesia dengan kandungan CO? sekitar 45%. Data hasil evaluasi teknis menunjukkan kelayakan injeksi CO? melalui simulasi reservoir dan desain fasilitas permukaan yang terintegrasi. Simulasi menunjukkan bahwa reservoir mampu memproduksikan minyak dan gas dengan baik selama durasi proyek serta menyimpan CO? dalam jangka panjang dengan mekanisme residual trapping dan kumulatif injeksi sebesar 671 BSCF (34,99 juta ton CO?). Fasilitas pemrosesan dan injeksi dirancang untuk menangani pemisahan, kompresi, dan injeksi tanpa mengganggu operasi produksi hidrokarbon. Evaluasi keekonomian dilakukan berdasarkan model Production Sharing Contract (PSC) Cost Recovery yang disesuaikan dengan Peraturan Menteri ESDM No. 16 Tahun 2024 tentang kegiatan penyimpanan karbon. Pada skenario dasar, proyek menghasilkan IRR sebesar 10,66%, NPV sebesar US$ 36,02 juta, dan POT selama 15.62 tahun, yang belum memenuhi ambang kelayakan dengan asumsi MARR 15%. Hasil analisis sensitivitas terhadap delapan parameter fiskal, yaitu investment credit (IC), first tranche petroleum (FTP), contractor split (untuk minyak dan gas), CCS service fee, efisiensi capital expenditure (CAPEX), royalti, dan pajak menunjukkan bahwa parameter CCS service fee dan pajak merupakan variabel paling sensitif terhadap IRR. Strategi parameter fiskal kemudian disusun menggunakan metode DoE two-level full factorial design untuk mencari kombinasi insentif yang mampu meningkatkan IRR hingga ambang kelayakan sebesar 15%. Hasilnya menunjukkan bahwa IRR sebesar 15% dapat dicapai jika ditetapkan CCS service fee sebesar US$ 50/ton dan storage fee sebesar US$ 30/ton. Alternatif lainnya adalah kombinasi antara peningkatan contractor split, efisiensi CAPEX, dan pemberian investment credit sebesar 15%. Hasil ini menegaskan pentingnya dukungan fiskal dan fleksibilitas kontraktual dalam menarik investasi CCS, khususnya di lapangan migas yang memiliki berbagai tantangan. Penelitian ini memberikan kontribusi dalam pengembangan model evaluasi ekonomi CCS berbasis PSC serta menawarkan strategi fiskal yang aplikatif bagi pembuat kebijakan dan industri. Pendekatan ini dapat menjadi referensi dalam penyusunan insentif fiskal yang adaptif untuk mempercepat implementasi CCS di Indonesia.