Perpustakaan Digital ITB

Indonesia memiliki potensi besar untuk menerapkan teknologi Carbon Capture and Storage (CCS) sebagai bagian dari upaya mitigasi emisi karbon dan pencapaian target net zero emission pada tahun 2060. Salah satu peluang implementasi CCS adalah pemanfaatan lapangan migas terdeplesi sebagai media penyimpanan CO?, khususnya untuk mendukung pengembangan lapangan gas dengan kandungan CO? tinggi. Meskipun teknologi CCS telah terbukti layak secara teknis, tantangan utama implementasinya terletak pada aspek keekonomian, struktur pembiayaan, dan model bisnis yang digunakan. Model konvensional yang menempatkan CCS se-bagai bagian dari lingkup Production Sharing Contract (PSC) cenderung mening-katkan Cost of Gas (COG), menambah beban investasi awal kontraktor, serta menurunkan daya tarik keekonomian proyek. Oleh karena itu, penelitian ini men-gevaluasi model bisnis alternatif berupa pengelolaan CCS oleh entitas khusus se-bagai regional CCS hub. Penelitian ini bertujuan untuk menghitung kapasitas penyimpanan CO? pada lapan-gan migas terdeplesi, membandingkan keekonomian model CCS konvensional da-lam skema PSC dengan model alternatif yang dioperasikan oleh entitas khusus, serta mengidentifikasi faktor teknis, fiskal, dan pasar yang memengaruhi kelayakan investasi proyek CCS. Metode penelitian dilakukan secara kuantitatif melalui inte-grasi analisis teknis reservoir dan pemodelan keekonomian. Estimasi kapasitas penyimpanan CO? dilakukan menggunakan model statik dan dinamik yang telah dikalibrasi terhadap data sejarah produksi. Perhitungan kapasitas didasarkan pada volume pori, kondisi tekanan dan temperatur reservoir, serta densitas CO?. Selan-jutnya, beberapa skenario injeksi dan model bisnis dievaluasi menggunakan indi-kator keekonomian berupa Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), harga jual gas, serta tarif layanan CO?. Hasil studi menunjukkan bahwa lapangan migas terdeplesi yang dikaji memiliki kelayakan teknis sebagai media penyimpanan CO?. Estimasi kapasitas statik penyimpanan CO? mencapai sekitar 25,5 juta ton, sedangkan hasil simulasi menun-jukkan kapasitas penyimpanan efektif sekitar 23 juta ton dengan faktor efisiensi sekitar 90%. Dalam skenario konvensional, pembangunan fasilitas CCS oleh kon-traktor hulu meningkatkan kebutuhan CAPEX di awal proyek, menaikkan COG, serta menurunkan NPV dan IRR kontraktor. Sebaliknya, model alternatif melalui entitas khusus mampu mengalihkan beban investasi awal CCS dari kontraktor men-jadi pembayaran tarif layanan berbasis penggunaan fasilitas. Perubahan struktur biaya dari CAPEX menjadi OPEX memberikan manfaat terhadap arus kas kon-traktor dan dapat meningkatkan keekonomian proyek dalam kerangka fiskal PSC. Skenario regional CCS hub yang melayani banyak emiter menunjukkan manfaat skala ekonomi yang signifikan. Semakin banyak lapangan atau emiter yang menggunakan fasilitas CCS bersama, kenaikan CAPEX menjadi lebih landai dibandingkan pembangunan fasilitas CCS individual. Hasil simulasi menunjukkan bahwa tarif CO? dapat menurun dari sekitar 75,48 USD/ton pada skenario satu emiter menjadi sekitar 39,82 USD/ton pada skenario delapan emiter, dengan IRR entitas khusus tetap berada pada tingkat target 16%. Penurunan tarif tersebut meningkatkan daya saing CCS bagi emiter, memperbaiki keekonomian kontraktor, serta tetap menjaga penerimaan pemerintah melalui struktur government take yang kompetitif. Namun, manfaat model hub dibatasi oleh kapasitas teknis penyimpanan dan injeksi lapangan, sehingga jumlah emiter, volume CO?, jarak antar lapangan, serta kesiapan infrastruktur menjadi faktor penentu keberhasilan model bisnis alter-natif. Berdasarkan hasil penelitian, model bisnis CCS yang dikelola oleh entitas khusus berpotensi menjadi alternatif yang lebih efisien dibandingkan model konvensional dalam PSC, khususnya untuk kawasan dengan beberapa lapangan gas berkadar CO? tinggi yang berdekatan. Model ini mampu menurunkan beban investasi awal kon-traktor, mengoptimalkan pemanfaatan kapasitas penyimpanan, membagi risiko an-tar pengguna, serta mendukung pencapaian target dekarbonisasi nasional. Penelitian ini memberikan kontribusi terhadap pengembangan literatur model bisnis CCS di Indonesia dan dapat menjadi dasar pertimbangan bagi kontraktor mi-gas, entitas pengelola CCS, serta otoritas pemerintah dalam merancang kebijakan, insentif fiskal, dan kerangka kelembagaan CCS yang lebih efektif dan berkelanju-tan.