Majalah Global Energi Edisi 132

Pemimpin Umum : -

Wakil Pemimpin Umum : Ir. Tina Murti Agustini,MM

Penanggung jawab/ Pemimpin Redaksi : Erfandi Putra

Redaktur Pelaksana : Agung Kusdyanto

Redaktur : Gatot Susanto

Corporate Secretary : Ismaindah

Dewan Redaksi

1. Prof. Ir. Mukhtasor, M. Eng. Ph.D

2. Dr. Hanggono T. Nugroho

3. Prof. Dr. Ir. A.Buana Ma’ruf MSc

4. Ir. Tri Achmadi Ph.D

5. Ir. Gusrizal MSc

Reporter

Surabaya : F. Azis Titis Triwahyanti Jakarta : Djauhari Effendi

Tuban: Choirul Huda Bojonegoro, Cepu, Blora Ahmad Sampurno Kalimantan Timur : Danang Agung

Luar Negeri Singapura : Ir. Muhammad Abdu

Belanda : Ir. Rangga Raditya,MSc

Desain : Supriyanto Informasi & Teknologi: Sapto Utomo

Keuangan : Febri Indarwati

Sirkulasi : M. Zacky E. Faisal Prapanca Putra

Pembatasan Pertalite Sebaiknya

Ditahan Dulu

PEMERINTAH berencana menerapkan pembatasan pembelian BBM Pertalite melalui penerbitan petunjuk teknis yang kini tengah disusun., Namun menurut saya rencana pembatasan subsidi sebaiknya tidak dulu dilakukan oleh pemerintah.

Saat ini masyarakat masih dalam tahapan pemulihan ekonomi pasca pelonggaran ketat akibat Pandemi Covid-19. Butuh waktu masyarakat untuk mempersiapkan diri, sekarang bukan momentum tepat untuk pembatasan subsidi Pertalite.

Jika merujuk pada harga jual eceran badan usaha lain, maka harga BBM Ron 90 setara Pertalite ada di level Rp 14.300 per liter. Jika pemerintah menyesuaikan harga jual Pertalite maka dampak inflasi akan sangat memukul daya beli masyarakat kelas menengah. Ini juga berpotensi memberi dampak pada kenaikan harga pangan.

yang kerap menggoyang-goyangkan mobil atau motor saat tengah mengisi bahan bakar. Kebanyakan beralasan agar bahan bakar bisa mengisi ruangruang kosong di dalam tangki hingga penuh.

Padahal cara tersebut sia-sia saja dan justru sangatlah berbahaya. Bahkan untuk mengingatkan masyarakat agar tidak melakukannya, sebelumnya Pertamina melalui unggahan akun Instaram @ pertamaxseries.id telah mengimbau masyarakat untuk tidak perlu menggoyangkan kendaraan saat isi BBM.

Siapa yang masih suka goyangin kendaraan saat isi BBM? Kalau kamu salah satunya, stop ya! Karena, menggoyangkan kendaraan saat isi BBM itu berbahaya,” tulis akun Instagram tersebut.

Sesungguhnya aktivitas menggoyangkan kendaraan agar memperlancar aliran bahan bakar ke tangki kendaraan itu hanya mitos dan bahkan bisa menimbulkan kebakaran,” imbuhnya lagi.

Alamat: Jl. Cipta Menanggal VI/7 Surabaya 60235

Telepon: 031- 828 1712, Fax 031-827 0385

Email: energiforglobal@gmail.com

Penerbit: PT.PRIMA NADIA GRAVIA

Percetakan : CV.SINERGI UTAMA

KREATIV

Jl.Taman Gayungsari Timur MGN 8, Surabaya

Penyesuaian harga Pertamax yang sebelumnya dilakukan Pertamina memang berimbas pada migrasi konsumen ke produk Pertalite. Selisih harga jual antara Pertamax dan Pertalite yang cukup tinggi diakui memang membuat migrasi yang cukup ekstrim terjadi. Bhima menjelaskan, pemerintah dapat mengambil langkah lain untuk saat ini. Tercatat, pemerintah memperoleh keuntungan dari windfall penerimaan komoditas lain mencapai Rp 103 triliun. Dana tersebut dapat dialokasikan untuk subsidi energi demi menjaga daya beli masyarakat.

sebab diketahui bahwa dengan kita menggoyangkan kendaraan saat mengisi bensin, ujung nozzle besi yang bertemu ujung tangki dapat sang bergesekan dan bisa memicu gesekan listrik statis. Pasalnya, ujung nozzle besi yang bertemu ujung tangki bisa memicu gesekan listrik statis yang menimbulkan percikan api. Whoaaa bahaya banget kan?!” jelas akun istagram @pertamaxseries.id.

Adapun percikan api dalam tangki bensin yang tengah di isi tersebut dapat menjadi api yang lebih besar saat bertemu dengan bahan bakar yang tengah diisi. Alhasil, percikan api kecil tadi dapat menyebabkan kebakaran yang lebih besar dan membahayakan banyak orang.

Jangan Goyangkan Kendaraan saat Isi Bensin

MESKI terlihat ketinggalan zaman, nyatanya masih ada pengendara

Jadi, stop untuk menggoyangkan kendaraan saat isi BBM ya! Karena, bisa menimbulkan kehebohan yang tidak menyenangkan dan bisa merugikan banyak orang.

PT Pertamina (Persero)

Bhima Yudhistira, Direktur Center of Economic and Law Studies

PENSIUN DINI PLTU SUDAH DIMULAI

PEMERINTAH memiliki target ambisius untuk mempensiunkan Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) batu bara. Pemerintah menargetkan sebesar 9,2 Giga Watt (GW) PLTU akan dihentikan lebih awal sebelum 2030. Sebagai langkah awal yang akan mempensiunkan dini PLTU pertama jatuh pada PLTU PLTU Cirebon-1 dengan kapasitas 660 megawatt (MW) di Jawa Barat. Kebutuhan dananya diperkirakan antara 230 juta dollar AS hingga 300 juta dollar AS atau setara Rp 3,56 triliun hingga Rp 4,65 triliun.

Sebelumnya (sebagai informasi), Presiden Joko Widodo (Jokowi) telah meneken Peraturan Presiden (Perpres) Nomor 112 Tahun 2022 tentang Percepatan Pengembangan Energi Terbarukan untuk Penyediaan Tenaga Listrik. Dalam aturan itu diatur mengenai pelarangan pembangunan PLTU batu bara yang baru.

Di Ayat 4 disebut, pengembangan PLTU baru dilarang kecuali untuk (a) PLTU yang telah ditetapkan dalam Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik sebelum berlakunya Peraturan Presiden ini, atau (b) PLTU yang memenuhi persyaratan.

Selama 10 tahun ke depan PLTU batu bara yang sudah ada juga diharuskan mengurangi gas rumah kaca minimal 35%, sejak PLTU beroperasi dibandingkan dengan rata-rata emisi PLTU di Indonesia pada tahun 2021 melalui pengembangan teknologi, carbon offset, dan/ atau bauran energi terbarukan, dan Beroperasi paling lama sampai dengan tahun 2050.

Pertanyaannya, jika benar RI mau mempensiunkan 9,2 GW PLTU, lantas pembangkit apa yang akan menjadi penggantinya? Apakah penggantinya sudah siap? Memang kita hingga saat ini terus bergerak untuk mengembangkan energy baru dan terbarukan (EBT). Hanya hingga kini perjalanan EBT tidak begitu menggembirakan. Masih belum memenuhi target dalam capaiannya.

Pembagian pendanaan untuk transisi energi harus seimbang antara untuk pensiun dini PLTU dan investasi pembangunan sumber energi baru terbarukan (EBT). Dari sisi investasi EBT itu juga membutuhkan dana yang tidak kecil, jadi, jangan habis semua untuk pensiun dini PLTU karena nilainya disebut sebagai overvalue, terlalu jumbo untuk membayar satu pensiun dini PLTU. Memang, pemrintah mempunyai rencana penghentian PLTU ini guna mencapai tujuan ekonomi rendah karbon dan net zero emission atau netral karbon di mana Indonesia menargetkan bisa mencapai netral karbon pada 2060 atau lebih cepat.

Di sini diperlukan kemitraan yang diharapkan mampu memenuhi komitmen Indonesia dalam mereduksi emisi gas rumah kaca sesuai Nationally Determined Contribution (NDC) pada 2030 sebesar 29% dari Business as Usual (BAU) dengan kemampuan sendiri dan 41% dengan bantuan internasional.

Pertanyaan lanjutannya? Pendanaan dalam program pensiun dini PLTU batubara masih overvalue atau terlalu besar.

Karena itu pembagian pendanaan untuk transisi energi harus seimbang antara untuk pensiun dini PLTU dan investasi pembangunan sumber EBT. Mengapa? Karena investasi EBT itu juga membutuhkan dana yang tidak kecil. Jadi untuk pensiun dini PLTU harus benarbenar diperhitungkan. Terutama pensiun dini berikutnya. Kalau sudah siap, barui dilaksanakan, sehingga tidak menggangu produksi listrik.

Program pensiun dini PLTU sendiri seluruhnya diproyeksikan hingga 2050. Lagi-lagi bagaimana capaiannya nantinya pada 2050. Itu yang menjadi pertanyaan kita semua. Pasalnya, semuanya itu dibutuhkan dana yang menurut Center for Global Sustainability University of Maryland memperkirakan kebutuhan dana yang perlu diamankan PLN mencapai 32,1 miliar dollar AS atau setara dengan Rp 475,4 triliun. Nilai yang besar tentunya.

OLEH: ERFANDI PUTRA PEMRED GLOBAL ENERGI

Perta Arun Gas Gandeng SENA Perkuat Bisnis LNG

PT Perta Arun Gas (PAG) menjalin kerja sama peningkatan bisnis LNG dengan PT Solusi Energy Nusantara (SENA) melalui penandatanganan Nota Kesepahaman (Memorandum of Understanding/MoU) yang dilakukan di Head Office PAG, Jakarta, Kamis (17/11/2022). Kerjasama terkait engineering, survei dan inspeksi ini merupakan langkah awal penyelarasan strategi pengembangan usaha (business strategic alignment) di lingkungan Sub Holding Gas untuk meningkatkan kapasitas dan kapabilitas engineering di bidang LNG. President Director PAG Bara Ilmarosa menyampaikan penandatanganan Nota Kesepahaman ini selaras dengan rencana jangka panjang PAG dan SENA yang sama-sama memiliki tujuan menjadi Centre of Excellence di industri LNG di Indonesia.“Kerja sama ini diharapkan dapat berjalan secara efektif di tahun 2023,” ujar Bara dalam keterangan resmi, Jumat (18/11/2022).

Senada Direktur Utama SENA, Fuad Hasyim mengatakan kesepakatan ini selaras dengan golden momentum transisi energi menuju net zero emission yang dicanangkan Pemerintah Republik Indonesia. “Transisi energi menjadikan komoditi gas sebagai salah satu pilar inti, pengembangan teknologi, research & development serta inovasi yang tidak boleh dilewatkan. Kami berharap hal tersebut dapat direalisasikan berkat kerjasama antara PAG dan SENA,” imbuhnya.

Dukungan yang sama disampaikan stakeholder terkait, seperti Direktur Infrastruktur dan Teknologi PT PGN Tbk, Achmad Muchtasyar dan Direktur Utama Pertamina Gas, Gamal Imam Santoso. Mereka menilai kerjasama ini menunjukkan keseriusan dalam implementasi sinergi guna meningkatkan efisiensi dan efektivitas masing-masing perusahaan serta memberikan profit impact Sub Holding Gas.

PAG dan SENA merupakan member dari Subholding Gas Group dimana, PAG bergerak di bidang Regasifikasi dan LNG Hub sedangkan SENA merupakan perusahaan yang bergerak di bidang Engineering, Survei, Inspeksi dan Konsultansi. ktn

PGN Mulai Bangun Pipa ke KI Terpadu Batang

Subholding Gas Pertamina, PT Perusahaan Gas Negara Tbk. atau PGN mulai membangun infrastruktur gas bumi menuju Kawasan Industri Terpadu Batang (KITB). Langkah itu menjadi krusial untuk mendukung energi bersih bagi kawasan industri dan utilisasi Pipa Transmisi Cirebon-Semarang yang ditarget rampung pada akhir 2023. Jaringan pipa distribusi ke KIT Batang yang akan dibangun berdiameter 8 inci sepanjang 7,3 kilometer (km).

Dengan tekanan 17 barg, kapasitas alir dari pipa

ini sebesar 25 MMscfd. KIT Batang berpotensi menyerap gas bumi maksimal 24,8 MMscfd yang terdiri atas 14 tenant. Saat jaringan pipa gas bumi beserta infrastruktur pendukung nantinya siap onstream pada 2023, gas bumi untuk KIT Batang akan bersumber dari PEPC Jambaran Tiung Biru (JTB).

“ESDM telah mengalokasikan kurang lebih Rp1 triliun untuk pipa transmisi dan pipa distribusi PGN akan melengkapi sampai ke pelanggan hilir,” kata Agung Kuswardono, mewakili Dirjen Migas Kementerian ESDM melalui siaran pers, Rabu (16/11/2022).

PGN melaksanakan seremoni first welding atau pengelasan pertama infrastruktur distribusi gas bumi KIT Batang yang dilakukan oleh Direktur Infrastruktur dan Teknologi PGN Achmad Muchtasyar. Seremoni turut dihadiri Asisten Deputi Energi Minyak & Gas Kementerian BUMN Abdi Mustakim, Perwakilan Kementerian ESDM Agung Kuswardono, Kadis ESDM Pemprov Jawa Tengah Sujarwanto Dwiatmoko serta stakeholders lainnya.

Adapun, Pipa Gresik - Semarang bakal mengalirkan gas bumi dari JTB ke KITB termasuk Pipa Transmisi Cirebon-Semarang yang sedang paralel disiapkan oleh Kementerian ESDM First welding menjadi tonggak pembangunan infrastruktur gas ke kawasan. KITB diharapkan dapat menyerap tenaga kerja dan meningkatkan pertumbuhan ekonomi nasional. “Ini merupakan momentum yang sangat berarti bagi PGN dan stakeholders, di mana pengembangan infrastruktur gas bumi merupakan wujud nyata komitmen pemerintah pusat, daerah, BUMN dan swasta,” kata Direktur Infrastruktur dan Teknologi PGN Achmad Muchtasyar.  agk

Awal 2023, PTBA Operasikan PLTU Mulut Tambang Sumsel

PT Bukit Asam (PTBA) akan segera mengoperasikan pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) batu bara mulut tambang Sumsel-8 atau PLTU Tanjung Lalang di Kabupaten Muara Enim, Sumatera Selatan. Perkiraannya PLTU beroperasi komersial atau commercial operation date (COD) pada awal 2023.

Direktur Umum PTBA, Arsal Ismail, mengata-

kan kemajuan konstruksi PLTU Tanjung Lalang sudah mencapai 97% dan ditargetkan memulai proses pengujian operasional pada kuartal IV 2022. “Pembangkit listrik ini diharapkan dapat mulai menyelesaikan proses uji komisioning pada akhir tahun 2022, dan mulai beroperasi komersial pada 2023,” kata Arsal dalam konferensi pers kinerja Perseroan Kuartal III 2022 pada Kamis (27/10/2022).

PLTU Tanjung Lalang berkapasitas 2x620 megawat (MW) bakal membutuhkan suplai batu bara 5,4 juta ton per tahun dengan nilai proyek mencapai 1,68 miliar dollar AS atau sekitar Rp 24 triliun. PLTU ini merupakan bagian dari proyek 35.000 MW yang dibangun PTBA melalui PT Huadian Bukit Asam Power (HBAP) sebagai Independent Power Producer atau IPP. PLTU tersebut juga merupakan bagian dari proyek 35.000 MW. “HBAP ini merupakan Konsorsium dengan Cina Huardian Company Limited,” ujar Arsal.  kdt

110% di atas target RKAP yang sebesar 488 MMSCFD,” kata Krisna dalam keterangan resminya (16/11/2022).

Krisna menambahkan, Demulsifier dipakai untuk mengatasi masalah yang disebabkan oleh kandungan emulsi dalam minyak. Selain mempengaruhi kualitas minyak yang terproduksi, kandungan emulsi dapat mengganggu kinerja peralatan produksi gas-kondensat di North Processing Unit (NPU).

Menurut Krisna bahan kimia tersebut meningkatkan efektivitas pengolahan produksi, termasuk memisahkan minyak dan air secara sempurna. agk

Adaro Power-Total Eren Bangun PLTB di Kalsel

Total Eren dan PT Adaro Power memenangkan tender pembangunan Pembangkit Listrik Tenaga Bayu (PLTB) Tanah Laut, Kalimantan Selatan, berkapasitas 70 MW. Konsorsium tersebut terpilih setelah memberikan penawaran listrik per kWh terendah kepada PT PLN.

Sebagai informasi, dalam pembangunan PLTB di Sidrap, penawaran terendah adalah sebesar 11 cUSD/ kWh, kemudian di Jeneponto turun lagi sebesar 10 cUSD/kWh, sedangkan penawaran konsorsium dua perusahaan tersebut adalah sebesar 5,5 cUSD/kWh.

PHM Tambah Produksi Minyak 1.000 BOPD

PT Pertamina Hulu Mahakam (PHM) berhasil meningkatkan produksi minyak bumi dan gas Perusahaan dengan menambah produksi minyak sebesar 1.000 bopd (barrel oil per day – barel per hari) melalui pembukaan sumur TN-N62 di Lapangan Tunu, Wilayah Kerja (WK) Mahakam pada Oktober 2022.

Dengan penambahan produksi minyak ini, tingkat produksi minyak PHM yang sebelumnya berada di kisaran 27.000 bopd, bertambah menjadi 28.000 bopd setelah proyek sumur TN-N62 beroperasi.

General Manager Zona 8 Raam Krisna menjelaskan, keberhasilan ini didukung oleh penerapan strategi injeksi bahan kimia berupa demulsifier untuk mengatasi kandungan emulsi dalam minyak.

“Hingga akhir Oktober 2022, tingkat realisasi produksi minyak PHM mencapai kisaran 28,000 bopd atau 107% di atas target RKAP yaitu sebesar 23.649 bopd, dan untuk realisasi produksi gas, mencapai 560 MMSCFD (Million Standard Cubic Feet Per Day atau juta kaki kubik gas per hari yang setara dengan

Direktur Utama PLN Darmawan Prasodjo menyatakan, penetapan pemenang sebagai pengembang proyek merupakan salah satu milestone penting untuk menuju tahapan selanjutnya yaitu penandatanganan Perjanjian Jual Beli Listrik (PJBL) dan Financial Close. “Sesuai arahan pemerintah, PLN terus mendorong target net zero emission pada 2060. Oleh karena itu potensi angin yang cukup besar di daerah Tanah Laut, Kalimantan Selatan, akan dimaksimalkan pemanfaatannya dengan pembangunan PLTB,” jelasnya dikutip dalam keterangan resmi, Rabu (16/11/2022).

Darmawan menambahkan, PLN melakukan sejumlah inisiatif dalam mendukung agenda transisi energi yang dicanangkan pemerintah. Salah satunya melalui penambahan pembangkit hijau dengan memanfaatkan potensi energi baru terbarukan (EBT) yang ada di daerah-daerah. PLTB dengan kapasitas 70 MW yang dilengkapi dengan sistem penyimpanan energi baterai atau Battery Energy Storage System (BESS) sebesar 10 MWh ini ditargetkan dapat memperkuat pasokan listrik di sistem interkoneksi Kalimantan pada tahun 2024.

Kehadiran PLTB Tanah Laut diharapkan dapat berperan dalam mengurangi emisi CO2 sebesar 220.000 ton per tahun dan berkontribusi dalam pencapaian target pengurangan emisi CO2 secara nasional sebesar 34,8 persen.

Presiden Direktur PT Adaro Energy Indonesia Tbk (Adaro) Garibaldi Thohir mengatakan, Adaro terus berupaya melakukan transformasi dan tumbuh menjadi perusahaan yang lebih ramah lingkungan. “Proyek ini menunjukkan komitmen kami dalam

membangun Adaro yang lebih hijau melalui pilar Adaro Green, yang fokus pada pengembangan berbagai sumber energi baru terbarukan,” ujarnya.  ktn

Conrad Menangkan Lelang WK Offshore North West dan OSWA

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) mengumumkan pemenang Lelang Penawaran Langsung Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi Tahap I 2022 untuk Wilayah Kerja Offshore North West Aceh (ONWA) Meulaboh dan Offshore South West Aceh (OSWA) Singkil.

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Tutuka Ariadji menyampaikan, berdasarkan hasil penilaian atas Dokumen Partisipasi dari peserta lelang, selanjutnya telah ditetapkan dalam Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral, perusahaan Pemenang Lelang Penawaran Langsung Wilayah Kerja Migas Konvensional Tahap I Tahun 2022 untuk WK ONWA dan WK OSWA ialah Conrad Asia Energy LTD.

Barata Rampungkan Pabrik Bioethanol Gempolkrep

Mojokerto

PT Barata Indonesia (Persero) telah merampungkan proyek pekerjaan pabrik Bioethanol Gempolkrep, Mojokerto dan telah menyerahkan proyek tersebut kepada PT Perkebunan Nusantara (PTPN) X.

Direktur Pemasaran Barata Indonesia, Sulistyo Handoko mengatakan penyelesaian proyek ini merupakan komitmen perusahaan untuk mendukung program pemerintah dalam pembangunan ekosistem melalui hilirasasi industri gula untuk ketahanan pangan sekaligus untuk memproduksi energi yang ramah lingkungan.

“Penyelesaian proyek ini semakin mengukuhkan posisi Barata Indonesia sebagai satu satunya perusahaan di Indonesia yang mampu mengerjakan manufaktur serta konstruksi untuk industri gula dan turunannya,” ujarnya dalam rilis, Kamis (17/11/2022).

Ia menjelaskan, proyek pabrik bioethanol yang sempat dikunjungi Presiden Joko Widodo ini pun telah dilakukan penyelesaian performance test dengan hasil prima sebelum diserahterimakan kepada pihak PTPN X.

“Dalam pekerjaan ini kami melakukan modernisasi teknologi proses untuk meningkatkan efisiensi penggunaan bahan baku tetes tebu, termasuk mengerjakan fasilitas bisnis hilir yaitu fasilitas redistilasi Fuel Grade Ethanol (FGE) menjadi Extra Neutral Alcohol (ENA) berkualitas food grade, serta unit baru CO2 Plant,” jelasnya.

Sulis mengatakan untuk menjawab tantangan ke depan, perseroan tengah bertransformasi menjadi perusahaan yang berfokus pada bisnis manufaktur dan MES (maintenance, engineering, dan services).

Selain itu, lanjutnya, perseroan juga fokus pada bisnis equipment supplier untuk mendukung pekerjaan EPC (engineering, procurement dan contractor) di tiga sektor bisnis yaitu pembangkitan, hidromekanikal dan foundry industri komponen dan permesinan.  bc

“WK ONWA seluas 9.182 km persegi berlokasi di lepas pantai Aceh dengan estimasi sumber daya minyak 800 juta barel Minyak/Million Barrels of Oil (MMBO) dan gas 4,8 triliun kaki kubik/ Trillion Cubic Feet (TCF),” jelasnya dalam konferensi pers secara virtual, Selasa (8/11/2022). agk

PEPC JTB Raih Penghargaan dari Kementerian ESDM

PT Pertamina EP (PEPC) Zona 12, Regional Indonesia Timur, Subholding Upstream Pertamina sebagai operator pengembangan lapangan gas JambaranTiung Biru (JTB) meraih penghargaan Patra Nirbhaya Karya Utama Adinugraha l dari Kementerian Energi & Sumber Daya Mineral (ESDM).

Penghargaan Patra Nirbhaya Karya Utama Adinugraha I merupakan apresiasi dari Kementerian ESDM terhadap Kontraktor Kontrak Kerjasama (KKKS) dalam menjalankan keselamatan kerja di lingkungannya. PEPC Zona 12 diklaim mampu menorehkan jam kerja selamat lebih dari 60 juta jam.

Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM, Tutuka Ariadji mengatakan, penghargaan ini merupakan apresiasi dan dukungan pemerintah atas prestasi keselamatan kerja yang dicapai oleh industri. Pemerintah mengharapkan penghargaan ini akan menjadi pemacu dan semangat bagi industri migas.  agk

‘MENANTI’ PEMBELI LNG

Permintaan gas alam cair atau liquefied natural gas (LNG) di pasar global belakangan ini cukup menggembirakan. Terutama pasca pecahnya perang antara Rusia-Ukraina. Ini sebenarnya merupakan potensi bagi Indonesia yang mempunyai produksi gas yang melimpah. Sudahkah kita memanfaatkan peluang ini? Lalu bagaimana dengan persaingan dalam bisnis ini. Bisakah kita mengatasinya?

Oleh: Erfandi Putra

LAPORAN UTAMA

Seperti diketahui, negaranegara Eropa sebelum pecahnya perang Rusia melawan Ukraina sudah mulai banyak menggunakan energi bersih. Setidaknya energi transisi, yaitu gas hingga LNG. Setelah perang pecah dan gas dari rusia “distop”, selanjutnya hal ini menjadi persoalan tersendiri bagi persediaan energi, khususnya di Benua Eropa tersebut.

Dampaknya, biaya energi untuk rumah tangga di seluruh Eropa dilaporkan telah naik hampir dua kali lipat dibandingkan dengan tahun lalu. Hal ini terjadi setelah meletusnya perang Rusia-Ukraina. Indeks Harga Energi Rumah Tangga Eropa menyatakan bahwa tagihan energi gas melonjak 111% bila dibandingkan dengan Oktober tahun lalu. Listrik juga mengalami kenaikan 69%.

“Rata-rata, dua angka ini berarti kenaikan tagihan energi sebesar 90% atau hampir dua kali lipat di-

bandingkan dengan Oktober 2021,” tulis laporan yang dirangkai oleh Energie-Control Austria, Otoritas Regulasi Energi dan Utilitas Publik Hungaria (MEKH) dan VaasaETT, yang dikutip Euronews, Senin (7/11/2022).

Secara rinci, penduduk Amsterdam, Belanda, membayar paling banyak di Eropa untuk gas alam. Posisi ini kemudian diikuti Kopenhagen, Denmark. Jumlah yang dikeluarkan oleh mereka yang tinggal di ibu kota Belanda itu hampir 17 kali lebih tinggi daripada di Budapest, Hungaria, yang merupakan ibu kota termurah untuk bahan bakar di Uni Eropa (UE).

Di luar UE, laporan tersebut menemukan bahwa warga di Kyiv, Ukraina membayar paling sedikit untuk bensin mereka, 19 kali lebih sedikit daripada di Amsterdam. Pasokan listrik di Ibu Kota Ukraina itu sendiri saat ini menjadi masalah

utama pada bulan Oktober, dengan pasukan Rusia menyerang infrastruktur energi negara itu sehingga menyebabkan seringnya terjadi pemadaman.

“Harga gas di Roma, Luksemburg, Lisbon, Dublin, Paris, Wina, Brussel, Bern, Kopenhagen, dan Stockholm mencapai rekor tertinggi baru,” tambah laporan itu.

Dalam penelitian tersebut juga menunjukkan bagaimana serangan Rusia ke Ukraina berdampak pada kebutuhan energi di Benua Biru. Ini terlihat ketika Moskow mengurangi hingga menghentikan pasokan gas ke Eropa melalui pipa Nord Stream. Negara Barat menuding Rusia telah menggunakan pasokan gas sebagai senjata.

“Langkah itu (penutupan Nord Stream) telah menyebabkan ketidakpastian atas keamanan energi dan pengurangan pengiriman gas Rusia atau penghentian pasokan

sepenuhnya,” tulis para peneliti, sepeti dikutip CNBC Indonesia

Potensi Indonesia

Melihat kenyataan ini, permintaan LNG yang diproyeksikan terus meningkat sejak tahun lalu, terutama di kawasan Asia dan Eropa memberikan angin segar bagi Indonesia. Mengapa? Karena negara ini merupakan salah satu pengekspor LNG di dunia, Indonesia memiliki potensi yang cukup besar untuk memenuhi kebutuhan global akan komoditas tersebut. Terlebih, ada potensi sisa kargo atau uncommitted cargo LNG yang cukup besar di Kilang Bontang, Kalimantan Timur.

Dengan tren harga gas alam cair tersebut yang saat ini juga relatif tinggi, mencapai 42,2 dollar AS per million British thermal units (MMBtu) tentunya menjadi peluang untuk mengoptimalkan penerimaan negara dan kontraktor.

“Sebenarnya saat ini merupakan hal yang positif bagi gas Indonesia, terutama LNG. Sekarang tinggal bagaimana kita bisa menang dalam persiangan harga jual di pasar global,” kata kata ka Direktur Eksekutif Asosiasi Perusahaan Migas Nasional (Aspermigas) Moshe Rizal kepada Global Energi, Sabtu (19/11/2022)

Ia mempertanyakan, ada apa dengan Indonesia yang masih cukup besar sisa kargo LNG di sejumlah

kilang di Indonesia, terutamma di Bontang. Dengan cukup besarnya potensi sisa kargo LNG dari Kilang Bontang tersebut malah memunculkan kekhawatiran lain.

Di satu sisi, potensi sisa kargo LNG dari Kilang Bontang menjadi peluang bagi Indonesia untuk memasarkannya ke pasar spot, tetapi di sisi lain LNG Indonesia akan sulit bersaing karena harga jualnya yang tidak kompetitif dibandingkan

dengan produk lain di pasar ekspor. “Saya perkirakan surpus gas di Indonesia pada masa-masa mendatang akan terjadi. Ini maslah kebijaklan saja. Seperti halnya bila pembangkit-pembangkit beralih ke gas, dan kita bisa bersaing di pasar ekspor, saya yakin surplus itu bisa diatasi,” katanya.

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) memperkirakan Indonesia bakal mengalami surplus gas mencapai 1.715 MMscfd yang berasal dari beberapa proyek potensial dalam 10 tahun ke depan. Potensi gas bumi Indonesia cukup menjanjikan dengan cadangan terbukti sekitar 41,62 TCF. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Tutuka Ariadji mengatakan, Indonesia masih memiliki 68 cekungan potensial yang belum tereksplorasi untuk ditawarkan kepada investor.

“Seperti yang diproyeksikan dalam Neraca LNG Indonesia, akan ada peningkatan produksi LNG pada tahun 2028. Dalam 10 tahun ke depan, Indonesia akan mengalami surplus gas hingga 1.715 MMscfd yang berasal dari beberapa proyek potensial di berbagai wilayah,” kata Tutuka pada acara Workshop “Exploring Short-term Solutions to The Global Gas Crisis, beberapa waktu lalu.

Sejumlah proyek potensial itu di antaranya Masela yang akan mulai berproduksi setelah pertengahan dekade ini dan Proyek IDD yang diharapkan dapat mendukung produksi LNG Bontang. Selain itu, Wilayah Kerja Andaman dan Agung diharapkan ikut berkontribusi dalam jangka panjang.

Tutuka memaparkan, produksi LNG Bontang tahun 2026 diperkirakan sebesar 27,7 kargo. Pada tahun berikutnya, produksi akan meningkat menjadi 56,2 kargo.

Sejak selesainya ekspor LNG jangka panjang pada tahun 2025, semua produksi LNG diharapkan belum terkontrak. Sementara untuk produksi dari Blok Masela, diperkirakan pada tahun 2028, produksi LNG diperkirakan sekitar 149,2 kargo dan hingga

ARIFIN TASRIF MENTERI ESDM

DWI SOETJIPTO KEPALA SKK MIGAS

LAPORAN UTAMA

lebihan pasokan gas yang terdapat di Sumatra bagian tengah mesti memenuhi kebutuhan industri di Provinsi Jawa Barat. Kendati demikian, dia memastikan harga jual gas hasil perpanjangan kontrak dengan Singapura itu jauh lebih tinggi dibandingkan pasar domestik. Dia beralasan harga gas di pasar internasional saat ini masih tertahan tinggi.

“Harganya Insya Allah lebih baik karena kan, gas ke depan akan dibutuhkan,” tuturnya.

tahun 2035 produksinya relatif stabil.

Seperti diketahui, sebanyak 64,3 persen produksi gas Indonesia pada tahun 2021 digunakan untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri dengan total gas yang disalurkan adalah 5.734,43 BBTUD. Dari jumlah tersebut, 27,45 persen untuk kebutuhan industri, ekspor berupa LNG sebesar 22,18 persen, pupuk 12,08 persen, ekspor 13,14 persen dan listrik 11,90 persen.

Indonesia juga memanfaatkan gas untuk kebutuhan domestik LNG dan LPG masing-masing sebesar 8,56 persen dan 1,56 persen. Sebagian kecil dari sisa konsumsi adalah untuk gas kota dan gas untuk bahan bakar transportasi.

Ihwal ekspor LNG, dia menambahkan, Indonesia melakukan kontrak dengan beberapa negara dengan total volume penjualan mencapai 459,55 juta MMBTU sepanjang 2021. Untuk LNG hulu, China merupakan importir terbesar LNG Indonesia dengan volume 251,82 juta MMBTU, diikuti Korea Selatan sebesar 80,23 juta MMBTU dan Jepang sebesar 63,76 juta MMBTU.

Sedangkan di hilir LNG, Indonesia mengekspor total 110,98 juta MMBTU dengan tujuan utama Jepang, Korea Selatan dan Taipei.

Pemerintah memperpanjang kontrak penjualan gas bumi ke Si-

ngapura hingga 2028. Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) mengungkapkan bahwa volume gas yang akan dieskpor dalam kontrak terbaru tersebut turun sekitar 40 persen dibandingkan volume ekspor dalam perjanjian awal.

Turunnya Permintaan

Sementara itu, Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto mengatakan, turunnya volume ekspor gas lanjutan ke Singapura itu karena mempertimbangkan permintaan industri domestik yang meningkat belakangan ini. “Volume lebih sedikit karena permintaan di dalam negeri industri ikut meningkat, pupuk minta tambahan. Lalu, Jawa Barat juga naik [permintaannya],” kata Dwi beberapa waktu lalu.

Di sisi lain, Dwi mengatakan, ke-

Sebelumnya, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Arifin Tasrif mengatakan, keputusan perpanjangan kontrak penjualan gas ke Singapura diambil setelah adanya permintaan gas yang tinggi dari Singapura. Di sisi lain, neraca gas domestik tahun ini dipastikan mengalami surplus hingga jangka waktu yang relatif lama seiring dengan beroperasinya sejumlah lapangan gas besar di dalam negeri.

“Kita punya pasokan gas dan ada yang perlu, kita harus saling membantu,” kata Arifin, Jumat (28/10/2022).

Kendati demikian, Arifin memastikan, alokasi pasokan gas untuk industri dalam negeri turut menjadi perhitungan pemerintah. Hal ini mengingat permintaan industri domestik belakangan juga turut mengalami peningkatan seiring dengan pelandaian pandemi tahun ini.

“Perpanjangan 5 tahun hanya sampai 2028, itu gasnya masih ada,” kata dia.

Ini bertolak belakang dengan hasil rapat kerja dengan Komisi VII pada awal 2020. Saat itu, Arifin menegaskan pasokan gas ke Singapura yang akan berakhir pada 2023 akan dialihkan untuk kebutuhan dalam negeri. “Gas masih banyak di Sumatra, pasokan ke Singapura berakhir 2023 akan kami tarik ke dalam negeri,” tutur Arifin saat itu.

Adapun, saat ini, gas bumi yang berasal dari Blok Corridor dialirkan ke Singapura sebesar 300 juta standar kaki kubik per hari (MMsfcd). Gas bumi yang dialirkan ke Singapura dimulai sejak 12 Septem-

M HARYO YUNIANTO DIRUT PGN

ber 2003 hingga 12 September 2023 dan dikelola oleh PT Transportasi Gas Indonesia (TGI).Berdasarkan laporan kinerja bisnis PT Transportasi Gas Indonesia 2018, dalam kurun 2015 - 2018, pasokan gas yang melintas melalui jaringan Grissik - Singapura sebesar 405,8 MMscfd - 414,2 MMscfd dengan tingkat utilitas berkisar 87 persen - 89 persen. Sebelumnya, Direktur Eksekutif Reforminer Komaidi Notonegoro meminta pemerintah untuk tetap memerhatikan alokasi gas untuk kebutuhan industri dalam negeri selepas adanya perpanjangan kontrak ekspor gas hingga 2028 atau lima tahun setelah perjanjian itu berakhir tahun depan.

“Perlu dicek di klausul untuk bisa direalokasi sehingga perpanjangannya oke, di dalam ketentuannya harus dibuat hati-hati kalau kebutuhan kita meningkat signifikan harus bisa dinegosiasikan,” kata Komaidi, Jumat (28/10/2022).

Tak Efisien

Lalu apa kata Moshe melihat persoalan ini? Terutama masih ngendonnya sejumlah kargo LNG tersebut? Tentang ini dia mengatakan, tidak kompetitifnya harga jual LNG Indonesia di pasar ekspor, membuat produk LNG dari Terminal Bontang belum memiliki kontrak pembelian jangka panjang.

Ia juga mengatakan, tak hanya itu, LNG Bontang bakal sulit mengambil momentum harga tinggi saat

KOMAIDI NOTONEGORO DIREKTUR EKSEKUTIF REFORMINER

ini, sekali pun jika ditawarkan di pasar spot untuk kontrak jangka pendek tahun depan.

“Untuk kita menawarkan gas, untuk mendapatkan kontrak jangka panjang committed itu sulit karena saingan kita itu makin lama makin banyak, dan LNG kita bukan yang paling murah,” kata Moshe.

Dikatakan, tingginya harga jual LNG Indonesia dipicu oleh ongkos produksi gas alam domestik yang cenderung lebih mahal jika dibandingkan dengan negara lain. Dengan demikian, sejumlah lapangan pemasok gas ke Kilang Bontang mesti menurunkan produksi mereka lantaran kepastian pembelian LNG yang tidak menentu.

“Secara hitungan bisnis, kalau tidak ada pembelinya (LNG), produksinya harus ditekan karena bisa waste money. Kalau permintaan menurun, produksi gasnya harus diturunkan” katanya.

Tidak jauh berbeda, Direktur

Eksekutif Reforminer Komaidi Notonegoro menilai, pasar ekspor LNG yang makin ketat belakangan ini turut mengoreksi penjualan produk olahan domestik. Apalagi, sejumlah negara dapat menjual produk LNG yang lebih kompetitif dibandingkan dengan Indonesia.

Konsekuensinya, sejumlah kontrak pembelian jangka panjang LNG untuk pasar ekspor makin susut saat ini. Pembeli asal Jepang, salah satunya, tidak lagi memperpanjang kontrak pembelian LNG dari terminal Bontang sejak tahun lalu, padahal selama ini alokasi LNG Bontang sebagian besar disalurkan untuk pasar Jepang.

“Ada beberapa hal termasuk menurunnya produksi yang dulu menggunakan delapan kilang sekarang tinggal beberapa dua atau tiga yang operasional untuk saat ini, sehingga ada yang diistirahatkan,” kata Komaidi.

Selain itu, pasar ekspor LNG belakangan turut diramaikan oleh kedatangan sejumlah pemain baru yang berasal dari Qatar, Malaysia, Australia, dan Papua Nugini. Sebagian besar proyek LNG mereka malahan sudah mulai onstream sejak 3 tahun lalu yang membuat pasokan LNG di pasar internasional relatif besar, padahal dari sisi harga, pasar ekspor relatif dapat menjaga keekonomian proyek lapangan jika dibandingkan dengan pasar domestik.

Sementara itu, serapan LNG untuk pasar di dalam negeri masih ter-

LAPORAN UTAMA

kendala oleh kebijakan harga jual gas tertentu (HGBT) yang dipatok 6 dollar AS per MMBtu di sejumlah industri. “Untuk industri tertentu di plant gate harus 6 dollar AS per MMBtu. Kalau itu ditetapkan, jadi sulit untuk diserap di dalam negeri,” tuturnya.

Bisa Dinaikkan

Dwi tetap berharap agar potensi kargo LNG di Kilang Bontang yang belum terkontrak bisa menaikkan keekonomian lapangan serta investasi di sekitar kawasan tersebut. “Harga LNG tetap tinggi setidaknya dalam 1 hingga 2 tahun ke depan. Ini tentu peluang bagi Indonesia untuk memasarkan UC [uncommitted cargo LNG Bontang] ke pasar spot, pun akan memberikan penerimaan optimal bagi negara dan kontraktor, serta mencari potensi buyer baru,” kata Dwi.

Menurut dia, potensi kargo LNG yang belum terkontrak di Kilang LNG Bontang tersebut sebagian akan diprioritaskan untuk kebutuhan PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) dan pembeli domestik lainnya. Namun, LNG tersebut juga tetap akan dialokasikan untuk pasar ekspor demi optimalisasi penerimaan negara dan kontraktor.

Secara keseluruhan, Dwi menjelaskan, total produksi siap jual

atau lifting LNG pada 2023 ditargetkan mencapai 206 standar kargo, dengan perincian 126 kargo dari Kilang LNG Tangguh dan 80 kargo dari Kilang LNG Bontang. Kendati demikian, tidak ada sisa uncommitted cargo LNG dari Kilang Tangguh pada tahun depan lantaran volume Train 3 telah dipasarkan sejak beberapa tahun lalu.

“Harga LNG akan tetap tinggi setidaknya dalam 1 sampai 2 tahun ke depan. Ini bisa jadi peluang bagi Indonesia untuk memasarkan UC ke pasar spot serta memberikan penerimaan optimal bagi negara dan juga kontraktor, serta tentu saja mencari potensi pembeli baru,” katanya.

Adapun, terkait dengan harga LNG di pasar spot saat ini, Deputi Keuangan dan Monetisasi SKK Migas Arief Setiawan Handoko sebelumnya menyebutkan, saat ini relatif tinggi yang mencapai 42,2 dollar AS per MMbtu. SKK Migas mencatat potensi sisa kargo yang belakangan ini dapat dijual kembali ke pasar global melalui pasar spot di tengah harga komoditas energi itu tertahan tahun ini.

“Kami coba melihatnya dari Eni karena pada tahun 2022 ini seharusnya kita punya kargo LNG terkontrak tapi tidak jadi, lalu sebagian kita jual

spot mungkin ada satu atau dua kargo sisa uncommitted cargo untuk dijual di spot,” kata Arief saat dimintai konfirmasi di Gedung SKK Migas, Jakarta pada Senin (17/10/2022) lalu.

Berdasarkan catatan SKK Migas hingga September 2022, produksi LNG dari Kilang Bontang menyentuh angka 57,3 kargo dan Kilang Tangguh sebesar 81,2 kargo. Proyeksinya hingga akhir tahun, Kilang Bontang dapat memproduksi hingga 82,3 kargo dan Kilang Tangguh mencapai 117,1 kargo. Dengan demikian, keseluruhan produksi kilang LNG per September 2022 berada di angka 138,5 kargo. Harapannya hingga akhir tahun, torehan produksi LNG domestik dapat menyentuh di kisaran 200 kargo.

Dwi juga menyatakan, pemerintah telah mengamankan pembeli gas alam cair atau LNG dari proyek Abadi LNG di Blok Masela dan proyek migas laut dalam Indonesia Deepwater Development (IDD) lewat kontrak jangka panjang. Padahal nasib kedua proyek migas raksasa ini masih dalam proses mencari mitra dengan Shell yang hengkang dari proyek Masela dan Chevron dari proyek IDD.

Kepastian pembeli LNG Blok Masela datang dari pasar domestik

dan luar negeri seperti Jepang, Eropa, dan Cina. Sementara pembeli gas industri domestrik datang dari permintaan Perusahaan Listrik Negara (PLN), Perusahaan Gas Negara (PGN) dan Pupuk Indonesia.

Proyek Abadi Masela merupakan salah satu dari empat proyek strategis nasional atau PSN dengan potensi produksi mencapai 150 million standard cubic feet per day (MMscfd) gas alam. “Dari Masela itu sekitar 3 juta ton per tahun yang sudah komit, misalnya 2 juta ton PLN kemudian untuk PGN, Pupuk dan industri-industri yang lainnya yang diperkirakan totalnya 9 juta ton,” kata Dwi.

Sementara pasokan gas dari IDD akan langsung masuk ke Kilang Bontang milik PT Pertamina untuk langsung disalurkan ke kawasan industri Kalimantan Timur. Adapun proyek IDD yang berlokasi di Cekungan Kutai, Provinsi Kalimantan Timur tersebut juga termasuk satu dari empat proyek strategis nasional atau PSN dengan potensi produksi mencapai 844 MMscfd gas alam dan minyak bumi 27.000 barrel of oil per day (BOPD). Adanya pembeli kontrak jangka panjang untuk kedua blok migas itu diharap bisa menyokong keekonomian proyek di tengah upaya peralihaan operator yang ditarget rampung pada akhir tahun ini.

Dwi pun optimis permintaan gas akan meningkat seiring menjamurnya kebutuhan negara-negara akan energi bersih. Serapan dari pasar ekspor atau luar negeri diharap bisa membantu keekonomian proyek ditengah harga kebijakaan harga jual gas tertentu (HGBT) yang dipatok 6 dollar AS per million British thermal units (mmBtu) untuk industri domestik. “Dengan adanya energi transisi dan situasi Eropa saat ini, kebutuhan LNG ke depan malah akan jauh lebih baik dari tahuntahun sebelumnya,” ujar Dwi.

Gandeng Jepang

Sementara Subholding Gas Pertamina, PT PGN Tbk menjajaki kerja sama dengan perusahaan energi joint venture antara Jepang dan Indonesia, PPT Energy Trading Co., LTd untuk

MOSHE RIZAL

DIREKTUR EKSEKUTIF ASPERMIGAS

mengembangkan bisnis Liquefied Natural Gas (LNG) di tengah potensi peningkatan permintaan seiring transisi energi saat ini. Kesepakatan tersebut ditandatangani oleh Direktur Strategi dan Pengembangan Bisnis PGN Heru Setiawan dan President Director PPT Energy Trading Co., Ltd. Agus Witjaksono.

Melalui kolaborasi ini, PGN dan PPTET akan mengembangkan bisnis LNG, New Renewable Energy dan Energi Transisi.

CEO Subholding Gas Pertamina PT PGN Tbk M. Haryo Yunianto mengatakan PGN memiliki peluang yang besar untuk memasuki pasar gas bumi internasional melalui pemanfaatan moda non pipa yaitu LNG. Kebutuhan LNG dunia, khususnya regional Asia Pasifik pada tahun 2022 mencapai 273 mmtpa dan akan terus tumbuh 2,8 persen per tahun hingga 2050 sebesar 585 mmtpa.

Apalagi, kata Haryo, kondisi geopolitik dan upaya menuju energi bersih secara global membuat nilai bisnis LNG makin menarik.

“Peluang LNG PGN untuk masuk ke dalam pasar internasional sangat terbuka lebar, utamanya melihat dari sisi cadangan gas bumi, dan demand LNG di pasar internasional” kata Haryo melalui siaran pers, Kamis (20/10/2022).

Nota Kesepahaman hari ini akan menjadi dasar untuk penjajakan potensi bisnis dalam rangka pengembangan bisnis dan niaga gas bumi, LNG, sebagai energi transisi menuju energi baru dan terbarukan. Serta meningkatkan peluang pemasaran LNG atas portfolio PT Pertamina

(Persero) yang akan dialihkan ke PGN, trading LNG dari dan ke pihak ketiga lainnya sehingga dapat berperan dan memberikan multipplier effect bagi perekonomian nasional dan masyarakat.

Haryo berharap, kerja sama dengan PPET ini juga dapat memberikan peluang bagi PGN untuk benchmarking dan menerima transfer knowledge terkait bisnis trading LNG pasar internasional. “Pengembangan moda non pipa [beyond pipeline] untuk distribusi LNG adalah keharusan. Untuk itu kolaborasi dengan berbagai pihak sangat penting dilakukan,” kata dia.

Komaidi menilai positif komitmen pemerintah untuk memperpanjang kontrak penjualan gas untuk Singapura tersebut. Menurut Komaidi, keputusan pemerintah itu justru strategis untuk menjaga hubungan diplomatik kedua negara sahabat tersebut. “Di satu sisi pemerintah perlu devisa dan ada dimensi hubungan diplomatik antar negara yang tetap dijaga,” katanya.

Selain itu Arief menambahkan, saat ini harga LNG di pasar spot relatif tinggi di mana mencapai US$42,2 per MMBTU. Menurutnya, para pelaku usaha harus meningkatkan produksi dan investasi mereka agar dapat mengoptimalkan momentum harga LNG di pasar dunia. Berdasarkan catatan SKK Migas, hingga September 2022 produksi LNG dari Kilang Bontang menyentuh angka 57,3 kargo dan Kilang Tangguh sebesar 81,2 kargo.

Bila masih adanya cargo LNG di sejumlah kilang, sementara permintaan di dalam negeri maupun luar negeri sedang menggeliat, itu bisa jadi kita kalah saing dengan kompetiter kita di pasar global. Sementara untuk pasar dalam negeri peminat gas sebenarnya potensial juga, sejumlah kendala seperti infrastruktur menjadi kendala tesendiri.

Secara keseluruhan, semua ini bisa dijawab bila infrasturktur bisa menjawab kebutuhan konsumen. Sementara harga jual di pasar global harus bisa bersaing, untuk itu kita harus bisa efisiensi.

PGN AGRESIF PENETRASI PASAR LNG GLOBAL

PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN) meneken nota kesepahaman dengan perusahaan energi asal Turkiye BOTAS terkait dengan pengembangan infrastruktur serta pasar gas dan LNG antardua negara.

Sebelumnya juga menjajaki kerja sama dengan perusahaan energi joint venture antara Jepang dan Indonesia, PPT Energy Trading Co., LTd dalam pengembangkan bisnis LNG , New Renewable Energy dan Energi Transisi. Direktur Utama PGN M. Haryo Yunianto menjelaskan, kerja sama PGN dengan BOTAS tidak hanya sebatas suplai gas bumi dan LNG, tetapi juga mengenai pengembangan kerja sama hidrogen, infrastruktur LNG, LNG Trading, fasilitas storage gas bumi bawah tanah, pengembangan SDM, dan potensial bisnis lainnya.

“Kerja sama ini akan memperkuat hubungan bilateral Indonesia dan Turkiye, terutama dalam diversifikasi penyaluran energi. Indonesia dan Turkiye dapat menjadi

market energi yang esensial bagi keberlanjutan trading energi bilateral khususnya gas bumi,” kata Haryo, Minggu (13/11/2022).

PGN bersama dengan BOTAS bakal berkoordinasi untuk pengembangan infrastruktur, seperti FSRU dan terminal LNG. Menurut dia, diversifikasi rute dan sumber pasokan gas bumi penting untuk kepastian suplai gas bumi maupun LNG. Dengan demikian, penyaluran gas bumi maupun LNG untuk Turkiye nantinya juga berasal dari sumber lain, tidak hanya dari Indonesia.

Saat ini yang sudah beroperasi, yakni Arun LNG Hub yang dikelola oleh PT Perta Arun Gas (PAG) selaku afiliasi Subholding Gas. Lokasi Arun yang strategis menjadikannya sebagai pusat LNG trading Asia dan destinasi LNG Hub Global seperti

China, Australia, Angola, Mesir, dan Amerika Serikat. “Bisnis utama PAG adalah LNG receiving terminal, regasifikasi dan LNG Hub. Lokasi strategis di dekat Selat Malaka dengan potensi hampir 100 ribu kapal berlayar melintas, sehingga menjadi modal penting PAG sebagai pusat LNG Hub kelas dunia,” kata dia.

Terkait kolaborasi dengan PPT Energy Trading Co., LTd, Haryo mengatakan, PGN memiliki peluang yang besar untuk memasuki pasar gas bumi internasional melalui pemanfaatan moda non pipa yaitu LNG. Kebutuhan LNG dunia, khususnya regional Asia Pasifik pada tahun 2022 mencapai 273 mmtpa dan akan terus tumbuh 2,8 persen per tahun hingga 2050 sebesar 585 mmtpa.

Apalagi, kata Haryo, kondisi geopolitik dan upaya menuju energi bersih secara global membuat nilai bisnis LNG makin menarik. “Peluang LNG PGN untuk masuk ke dalam pasar internasional sangat terbuka lebar, utamanya melihat dari sisi ca-

HILIR

dangan gas bumi, dan demand LNG di pasar internasional,” katanya.

Nota Kesepahaman tersebut juga menjadi dasar untuk penjajakan potensi bisnis dalam rangka pengembangan bisnis dan niaga gas bumi, LNG, sebagai energi transisi menuju energi baru dan terbarukan. Serta meningkatkan peluang pemasaran LNG atas portfolio PT Pertamina (Persero) yang akan dialihkan ke PGN, trading LNG dari dan ke pihak ketiga lainnya sehingga dapat berperan dan memberikan multipplier effect bagi perekonomian asional dan masyarakat.

Haryo berharap, kerja sama dengan PPET ini juga dapat memberikan peluang bagi PGN untuk benchmarking dan menerima transfer knowledge terkait bisnis trading LNG pasar internasional. “Pengembangan moda non pipa [beyond pipeline] untuk distribusi LNG adalah keharusan. Untuk itu kolaborasi dengan berbagai pihak sangat penting dilakukan,” kata dia.

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) memperkirakan Indonesia bakal mengalami surplus gas mencapai 1.715 MMSCFD yang berasal dari beberapa proyek potensial dalam 10 tahun ke depan. Adapun, potensi gas bumi Indonesia cukup menjanjikan dengan cadangan terbukti sekitar 41,62 TCF. Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Tutuka Ariadji mengatakan, Indonesia masih memiliki 68 cekun-

M. HARYO YUNIANTO DIRUT PGN

gan potensial yang belum tereksplorasi untuk ditawarkan kepada investor. “Seperti yang diproyeksikan dalam Neraca LNG Indonesia, akan ada peningkatan produksi LNG pada tahun 2028. Dalam 10 tahun ke depan, Indonesia akan mengalami surplus gas hingga 1.715 MMSCFD yang berasal dari beberapa proyek potensial di berbagai wilayah,” kata Tutuka.

Sejumlah proyek potensial itu di antaranya Masela yang akan mulai berproduksi setelah pertengahan dekade ini dan Proyek IDD yang diharapkan dapat mendukung produksi LNG Bontang. Selain itu, Wilayah Kerja Andaman dan Agung diharapkan ikut berkontribusi dalam jangka panjang.

Tutuka memaparkan, produksi LNG Bontang tahun 2026 diperkirakan sebesar 27,7 kargo. Pada tahun berikutnya, produksi akan meningkat menjadi 56,2 kargo. Sejak selesainya ekspor LNG jangka panjang

pada tahun 2025, semua produksi LNG diharapkan belum terkontrak. Sementara untuk produksi dari Blok Masela, diperkirakan pada tahun 2028, produksi LNG diperkirakan sekitar 149,2 kargo dan hingga tahun 2035 produksinya relatif stabil.

Seperti diketahui, sebanyak 64,3 persen produksi gas Indonesia pada tahun 2021 digunakan untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri dengan total gas yang disalurkan adalah 5.734,43 BBTUD. Dari jumlah tersebut, 27,45 persen untuk kebutuhan industri, ekspor berupa LNG sebesar 22,18 persen, pupuk 12,08 persen, ekspor 13,14 persen dan listrik 11,90 persen. “Indonesia juga memanfaatkan gas untuk kebutuhan domestik LNG dan LPG masing-masing sebesar 8,56 persen dan 1,56 persen. Sebagian kecil dari sisa konsumsi adalah untuk gas kota dan gas untuk bahan bakar transportasi,” jelasnya

Langkah Positif

Praktisi sektor hulu migas Tumbur Parlindungan menilai, positif komitmen awal kerja sama antara PGN dengan perusahaan energi asal Turkiye BOTAS tersebut. Komitmen kerja sama itu bakal ikut meningkatkan kesiapan infrastruktur angkut hingga penyaluran gas dan LNG untuk pasar domestik dan internasional mendatang. Artinya, penemuan gas yang masif belakangan ini dapat segera dikomersialkan untuk mengimbangi keekonomian lapangan yang tinggi di Indonesia.

“Banyak temuan di hulu yang belum bisa dikomersilkan karena kurangnya infrastruktur. Misalnya apabila ada temuan besar di Aceh tidak bisa disalurkan ke Jawa karena pipa dari Medan ke Dumai belum tersambung,” kata Tumbur.

Di sisi lain, kata Tumbur, kedua negara memiliki kebutuhan gas yang besar yang setiap tahunnya mengalami peningkatan signifikan. Sementara kebutuhan LNG untuk pasar eropa belakangan juga turut naik signifikan di tengah krisis energi saat ini.  agung kusdyanto, bc

INVESTOR HULU KHAWATIR, PEMERINTAH SIAP NOMBOKI

Pelaku hulu migas mengkhawatirkan implementasi kebijakan pemerintah terkait dengan harga gas bumi tertentu (HGBT) yang dipatok 6 dollar AS per million British thermal units (MMBtu) dapat mengoreksi minat investasi hulu industri minyak dan gas bumi (migas) di Indonesia.

Kecematan ini muncul apabila kebijakan HGBT itu turut menentukan harga jual-beli gas di hulu se-

belum disalurkan pada industri penggunaan atau hilir. Hal itu akan membuat investasi hulu migas yang mahal di Indonesia tidak lagi menarik. Chairman LNG & Gas Indonesian Petroleum Association (IPA) Joe Frizal mengatakan, kebijakan itu belakangan justru menimbulkan kekhawatiran di kalangan pelaku usaha hulu migas yang terlihat dari rendahnya capaian investasi di sektor tersebut. “Ada ketakutan dari sisi hulu bahwa harga gas yang baru itu bukan lagi bisnis ke bisnis,” kata Joe saat Forum Diskusi Indonesian Gas Society, Jakarta, Rabu (26/10/2022).

“Dari pertemuan internal kita itu ada semacam ketakutan dari investor upstream bahwa bagaimanapun harga gas itu nanti di plant gate-nya akan jadi 6 dollar AS per MMBtu,

saya takut investasi di Indonesia jadi kurang menarik,” tegasnya lagi.

Namun Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) memastikan penerimaan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) dari hasil jual gas bumi untuk industri domestik bakal tetap terjaga kendati harga jual gas dipatok 6 dollar AS MMBtu. Direktur Pembinaan Program Migas Kementerian ESDM Mustafid. Ia yakin, kepastian itu tidak akan menurunkan minat KKKS untuk meningkatkan investasi, serta kapasitas produksi gas bumi mereka di Indonesia.

“Penerimaan kontraktor itu dijaga, artinya dari harga yang sudah disepakati kalau lebih dari 6 dollar AS per MMBtu kemudian disesuaikan, selisihnya itu tetap diterima

HARGA GAS TERTENTU

kontraktor tetapi pemerintah yang akan menutup,” kata Mustafid.

Di sisi lain, Mustafid menambahkan, pemerintah turut melakukan penyesuaian harga jual gas domestik yang diambil dari kontrak bisnis ke bisnis (business-to-business). Pemerintah, kata dia, berkepentingan untuk menjaga harga jual gas yang diperdagangkan di dalam negeri tetap wajar atau tidak menimbulkan margin yang terlalu lebar untuk rantai pasok industri dari hulu hingga hilir. “Ada kekhawatiran harga yang ditetapkan di lapangan tidak lagi business-to-business itu kurang tepat. Pemerintah mencermati betul ketika KKKS menyampaikan proposal struktur harga, ini digerakkan oleh apa, kita ingin ada keuntungan yang wajar, sama dan terbuka,” kata dia.

Berdasarkan laporan Pertamina dan PT Perusahaan Gas Negara Tbk. (PGN) sepanjang 2012 hingga 2019, harga rata-rata gas domestik berada di kisaran 8,5 dollar AS per MMBtu. Harga hulu kurang lebih berkontribusi sekitar 72 persen, sementara biaya transmisi 10 persen, distribusi 13 persen, dan niaga 5 persen.

Sebelumnya, SKK Migas melaporkan torehan investasi pada sektor hulu migas masih relatif seret kendati harga minyak mentah dunia tertahan tinggi hingga triwulan ketiga tahun ini. Adapun, torehan investasi baru menyentuh di angka 7,7 miliar dollar AS atau 60 persen dari target yang ditetapkan 13,2 miliar dollar AS.

Mustafid Gunawan juga menampik anggapan ihwal sentimen negatif kebijakan HGBT untuk investasi dan produksi gas dalam negeri. Menurut Mustafid, anggapan itu terlalu dini lantaran kebijakan HGBT belum lama diterapkan untuk industri domestik. “Kalau melihat dari sisi aturannya, kontraktor tidak diganggu penerimaannya mestinya tidak terpengaruh,” kata Mustafid.

Kurangi Penerimaan Negara

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) melaporkan

terdapat enam kasus ketidakcukupan penerimaan negara dari enam wilayah kerja minyak dan gas (migas) selama 3 tahun terakhir. Hal itu lantaran tingginya harga jual gas dari kontrak awal yang disepakati. Vice President Lingkungan Deputi Keuangan dan Monetisasi SKK Migas Rayendra Sidik mengatakan, pemerintah mesti mengurangi penerimaan negara yang diperhitungkan melalui bagi hasil sesuai kontrak kerja sama untuk tetap menjaga pengembalian investasi Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) saat ongkos produksi naik tajam saat itu. “Si kontraktor itu kan, dia enggak mau turun penerimaannya karena mereka ada minimal return yang mereka ambil saat investasi itu dilakukan,” kata Rayendra.

Adapun, pemerintah mengurangi penerimaannya pada WK Sebuku, Muara Bakau & WK Rapak, WK NSO dan WK Ketapang sepanjang 2021. Sementara pada tahun ini, pemerintah mengurangi penerimaannya untuk WK Tangguh dan WK Ketapang. “WK Tangguh dan WK Ketapang ini disebabkan karena harga minyak yang naik sehingga harga jual sesuai

kontrak itu lebih tinggi dari tahun sebelumnya ini yang jadi pertimbangan,” kata dia.

Menurut dia, skema pengurangan bagian penerimaan negara akan diambil juga saat kontraktor merasa ongkos produksi gas mereka lebih mahal dari kebijakan harga jual gas tertentu (HGBT) yang dipatok 6 dollar AS per million British thermal units (MMBtu).

Kendati demikian, katanya, skema HGBT itu diharapkan dapat memberi tolok ukur harga yang adil untuk pengembangan rantai pasok industri dari hulu hingga hilir di dalam negeri. Ia berpendapat, HGBT dapat menjadi panduan untuk penetapan harga yang kompetitif antara industri di tingkat hulu serta turunannya. “Kami juga tidak membiarkan internal rate of returnnya [IRR] tinggi sekali, ini akan jadi benchmark karena ada juga beberapa kontraktor yang IRR-nya rendah sekali, intinya kita terbuka untuk diskusi,” tuturnya.

Sementara Forum Industri Pengguna Gas Bumi (FIPGB) meminta pemerintah untuk memperluas industri penerima manfaat kebijakan harga jual gas tertentu (HGBT) yang dipatok 6 dollar AS per MMBtu. Ketua Umum FIPGB Yustinus H Gunawan mengatakan, sebagian besar industri belakangan sudah mengajukan permohonan untuk dapat dilibatkan pada kebijakan HGBT tersebut. “Semua industri sudah mengajukan, tapi tinggal kemampuan celengan pemerintah itu bagaimana, mudah-mudahan kita dapat windfall revenue dari komoditas itu bisa dibagi juga lah, selain untuk publik, manufaktur ini tulang punggung,” kata Yustinus.

Yustinus mengatakan, perluasan industri penerima manfaat itu bakal berdampak positif untuk menjaga momentum pertumbuhan ekonomi nasional saat ini. Apalagi, kepastian aliran gas murah itu akan ikut mendorong investasi dan pengembangan industri di suatu daerah mendatang. “Momentum untuk mendapatkan kepastian gas 2 hingga 3 tahun dalam arti itu baik untuk investasi dan

MUSTAFID GUNAWAN

DIREKTUR PEMBINAAN PROGRAM MIGAS KEMENTERIAN ESDM

YUSTINUS H GUNAWAN KETUA UMUM FIPGB

pesanan sangat penting,” tuturnya. Sebelumnya, Kementerian Perindustrian (Kemenperin) melaporkan perkembangan sejumlah kawasan industri andalan pemerintah belakangan terhambat akibat ketidakpastian pasokan HGBT. Pembina Industri Ahli Madya Direktorat Industri Kimia Hulu Kemenperin Tri Ligayanti mengatakan, sebagian besar investor masih menunggu terkait dengan kepastian pasokan gas dengan harga patokan 6 dollar AS per MMbtu tersebut. Konsekuensinya, rencana investasi dan ekspansi pada kawasan industri tersebut masih belum agresif. “Kawasan industri baru, yaitu di kawasan Semarang, Kendal dan Batang di sini banyak investor yang menanyakan soal kepastian untuk mendapatkan HGBT namun di sisi infrastruktur pertumbuhan kawasan industri baru ini terkendala belum adanya pipa transmisi dari Cirebon ke Semarang,” kata Tri.

Berdasarkan hasil kajian Kemenperin bersama dengan LPEM FEB UI pada tahun ini, permintaan gas bumi domestik diproyeksikan naik dari 3.600 MMscfd ke level 4.700 MMscfd atau naik 30 persen sepanjang 2022 hingga 2030. Permintaan akan gas bumi itu masih didominasi oleh wilayah Sumatra dan Jawa. Di sisi lain, pasokan gas dari lapangan eksisting ataupun plan of de-

velopment (PoD) turut mengalami peningkatan dari 3.578 MMscfd ke level 5.146 MMscfd. Mayoritas lapangan gas potensial berada di kawasan timur Indonesia. “Kami sangat berharap realisasi dari infrastruktur gas bumi tersebut agar dapat mendukung industri terutama di Kawasan Industri Kendal dan Batang yang kemarin diresmikan oleh pak presiden,” kata dia.

Direktur Eksekutif Aspermigas, Moshe Rizal menjelaskan, perluasan tersebut tak akan berdampak pada pergerakan pendapatan perusahaan Migas, karena selisih antara harga jual asli dan HGBT menjadi kewajiban pemerintah. Adapun harga jual asli atau harga jual mulut sumur gas bumi berada di angka 8 dollar AS per MMBTU. Dalam Peraturan Presiden (Perpres) Nomor 121 Tahun 2020 ten-

tang Penetapan Harga Gas Bumi, terdapat tujuh industri yang mendapatkan harga gas 6 dollar AS per MMBTU seperti industri pupuk, petrokimia, oleochemical, baja, keramik, kaca dan sarung tangan karet. “Kalau memang pemerintah mau memperluas boleh saja, yang membayar selisih ini kan pemerintah bukan perusahaan Migas maupun KKKS (Kontraktor Kontrak Kerja Sama),” kata Moshe. Moshe menjelaskan, selisih harga tersebut akan diganti lewat mekanisme pengurangan bagi hasil produksi migas antara KKKS dengan pemerintah, baik menggunakan mekanisme Cost recovery atau gross split. Cost recovery adalah biaya yang dikeluarkan kontraktor untuk memproduksi migas dan harus diganti oleh negara. Sedangkan bila menggunakan gross split, misalkan bagi hasil antara negara dan kontraktor 50:50, maka bagian kontraktor adalah 50%dari hasil produksi tanpa ada tambahan dari cost recovery.

“Selisih harga akan ditanggung pemerintah dengan mengurangi bagian pemerintah. Intinya, KKKS tetap memperoleh pendapatan yang sama walaupun harga jual ke industri diturunkan. Kepentingan pemerintah tidak ada hubungannya dengan perusahaan migas,” ujar Moshe.  agung kusdyanto, bc, ins

MOSHE RIZAL DIREKTUR EKSEKUTIF ASPERMIGAS

KERJA KERAS PERTAMINA TAHAN LAJU PRODUKSI LAPANGAN TUA

Pertamina Hulu Energi (PHE) melaporkan realisasi produksi minyak sampai dengan September 2022 mencapai 418.000 barel per hari (bph) . Torehan ini naik 20% dibandingkan produksi pada periode yang sama tahun sebelumnya sebesar 349.000 bph. Di sisi lain capaian produksi gas PHE berada di angka 2.216 juta standar kaki kubik per hari (MMscfd) atau turun 1% dari capaian tahun lalu di kisaran 2.290 MMscfd.

Hingga akhir 2022, PHE memproyeksikan produksi minyak dan gas bumi (migas) subholding hulu Pertamina dapat menyentuh di angka 808 Million Barrel Oil per Day (MBOEPD). Torehan itu berasal dari perolehan produksi minyak sebesar 418.000 bph dan gas di kisaran 2.256 MMcfd.

Prognosa produksi migas dari subholding hulu Pertamina itu relatif lebih rendah dari target awal yang sempat dipatok optimis pada awal 2022. Saat itu, target produksi Migas ditetapkan sebesar 854 MBOEPD yang berasal dari capaian minyak 446.000 bph dan gas 2.363 MMcfd.

Direktur Utama (Dirut) Pertami-

na Hulu Energi Wiko Migantoro mengatakan, turunnya proyeksi akhir tahun produksi migas itu dipengaruhi oleh tren penurunan alamiah atau natural decline sejumlah lapangan yang dikelola perusahan minyak dan gas pelat merah tersebut. Penurunan alami yang menimpa PHE merupakan konsekuensi logis dari pengelolaan lapangan-lapangan tua oleh Pertamina.

“Bila kita tidak melakukan sesuatu, maka produksi minyak akan menurun secara alamiah sampai 20% dari produksi eksisting tahun 2021,” kata Wiko dalam Rapat Dengar Pendapat (RDP) bersama Komisi VII DPR pada Rabu (9/11/2022).

Ihwal penurunan produksi alami-

ah itu, Wiko mengatakan, pihaknya berhasil menahan laju penurunan produksi minyak di angka 1,2 persen setiap tahunnya. Padahal, laju penurunan produksi minyak dari lapangan yang dikelola Pertamina mencapai 20 persen.

Sementara itu, laju penurunan produksi gas dapat ditekan sebesar 0,5 persen dari proyeksi penurunan produksi awal di angka 21 persen. “Sehingga produksi minyak year to date realisasi versus target 2022 masih tertinggal 6 persen atau 418.000 barel oil equivalent per day, sedangkan produksi gas tertinggal 5 persen dari target atau 2.216 MMscfd,” ungkapnya.

Sementara untuk meningkatkan produksi migas, PHE berencana

memasifkan aktivasi jumlah sumur pengembangan menjadi 738 lubang dibanding realisasi di tahun 2021 sejumlah 337 sumur. Selain itu, lanjut Wiko, PHE juga menaikan kegiatan workover menjadi 589 kali, meningkat dari 540 workover pada 2021. The top 5 reef-safe sunscreens for 2022 Kegiatan WIWS meningkat jadi 27.721 dibanding 16.445 di tahun 2021.

Sejauh ini kontribusi produksi minyak PHE terhadap produksi nasional sebesar 67%. Sementara produksi gas PHE menyumbang 32% gas nasional.

Usulan Capex

Guna mendorong produktivitas lapangan-lapangan tua yang dikelola Pertamina, Wiko menyebutkan, pihaknya mengusulkan Capex atau belanja modal untuk pengembangan sektor hulu sebesar 4,1 miliar dollar ASpada 2023. “Ini baru usulan, belum ketuk palu,” ujarnya.

PHE bakal melakukan manuver pada kegiatan eksplorasi dengan menyisir peluang pengeboran beresiko tinggi. “Dulu kami hanya main di low risk, yang orang bilang hasilnya tidak big fish. Dan untuk tahun depan kami alokasikan 22% untuk di high risk,” kata Wiko.

Sejumlah WK yang tercatat mengalami penurunan produksi signifikan itu di antaranya Rokan, Pertamina EP, PT Pertamina Hulu Energi Offshore Southeast Sumatra (PHE OSES), dan PT Pertamina Hulu Sanga-Sanga (PHSS).

Direktur Utama PT Pertamina Hulu Rokan (PHR) Jaffee Arizon Suardin menjelaskan, tingkat penurunan produksi alamiah atau declined rate pada Blok Rokan berada di angka 11 persen selama dua dekade terakhir. “Sudah 20 tahun produksi di Blok Rokan mengikuti tren yang menurun setelah dengan berbagai macam usaha itu 11 persen,” kata Jaffee.

Kendati demikian, PHR berhasil menahan laju penurunan itu lewat peningkatan aktivitas pengeboran selama satu tahun terakhir atau selepas alih kelola dari PT Chevron Pacific Indonesia.

Menurut dia, PHR berhasil menjaga produksi minyak rata-rata di angka

163 MBOPD pada triwulan ketiga 2022 yang terlihat positif untuk menjaga tren penurunan tersebut. Alasannya, produksi Blok Rokan dapat susut ke angka 120 MBOPD apabila tidak dibarengi dengan kegiatan masif pengeboran di wilayah kerja tersebut. “Kita bisa mencapai Desember 2022 sebanyak 580 sumur, untuk 2022 sendiri jumlah sumur yang di-drill di Rokan itu lebih dari 50 persen dari sumur sumur baru se-Indonesia,” kata dia.

Saat lapangan andalan secara historis mengalami penurunan produksi, PHE mengklaim sejumlah lapangan berhasil meningkatkan produksi melebihi target. Lapangan migas itu seperti WK Offshore North West Java (1,7 MBOPD), PEP Jatibarang (0,9 MBOPD), PT Pertamina Hulu Mahakam (1,3 MBOPD & 30 MMcfd), JOB Tomori (22 MMcfd) dan Corridor (6 MMcfd).

Sementara PHM terus berupaya untuk mempertahankan produksi serta menahan laju penurunan produksi alamiah pada lapangan-lapangan migas yang sudah matang di Blok Mahakam. Tahun ini PHM menargetkan mengebor 95 sumur pengembangan dan 1 sumur eksplorasi. General Manager PHM Krisna mengatakan, target pengeboran ini diharapkan mampu mendorong tambahan produksi ratarata tahunan pada 2022 sebesar 3.951 barel per hari untuk minyak dan 133 mmscfd untuk gas.

Dia juga mengatakan, PHM menerapkan berbagai inovasi dan dan aplikasi teknologi guna meningkatkan recovery rate dari sumur-sumur migas yang ada sehingga dapat terus menghasilkan energi yang selamat, andal, patuh, ramah lingkungan

dan berkelanjutan. “Kami terus berupaya menahan laju penurunan produksi alamiah dengan menerapkan praktik-praktik engineering terbaik dalam operasi produksi, drilling, well intervention/well connection, maintenance/inspection works,” kata Krisna melalui siaran pers, dikutip Selasa (8/11/2022).

Langkah-langkah strategis tersebut juga dilakukan untuk memenuhi target WP&B 2022 yang diberikan oleh SKK Migas yaitu untuk capaian produksi gas 550 mmscfd dan produksi minyak 19,5 Kbbld.

Menurutnya, pemberian insentif dari Pemerintah Indonesia di awal tahun 2021 telah membuka peluang bagi PHM untuk melanjutkan program kerja pengembangan WK Mahakam secara ekstensif termasuk program eksplorasi sumur-sumur baru. Kenaikan produksi PHM tentunya tidak lepas dari kontribusi proyek Jumelai, North Sisi, North Nubi (JSN) yang on stream pada 20 Mei 2022 silam. Adapun produksi gas dari proyek ini diperkirakan sebesar 45 MMscfd dan kondensat 710 barel kondensat per hari.

Krisna menjelaskan, produksi yang cukup besar dari Lapangan Jumelai menjadi salah satu penopang kebutuhan migas nasional saat ini dan masa mendatang sekaligus menjadi penggerak roda perekonomian Indonesia, khususnya di Provinsi Kalimantan Timur.

Direktur Utama PT Pertamina Hulu Indonesia, Chalid Said Salim mengatakan bahwa kenaikan produksi PHM didukung oleh keberhasilan perencanaan dan pelaksanaan program peremajaan instalasi yang dilakukan oleh PHM sejak Mei hingga Juni 2022. Program peremajaan dan inspeksi instalasi yang dimajukan memungkinkan start up sumur-sumur baru Sisi Nubi dengan berkelanjutan sehingga menyumbang gas yang signifikan untuk pencapaian laju alir wellhead gas diatas 550 mmscfd. “Program pemeliharaan dilakukan optimal sehingga berhasil mengurangi potensi kehilangan produksi atau LPO (Loss of Production Opportunity) sebesar 1.4 BCF,” ujar Chalid.  djauhari effendi, agung kusdyanto, kdt, ktn

JAFFEE ARIZON SUARDIN DIRUT PERTAMINA HULU ROKAN

LAPANGAN MDA HCML MULAI BERPRODUKSI

Produksi gas alamnya juga akan berfungsi sebagai jaminan untuk kelangsungan produksi yang dijalankan oleh perusahaan milik Pemerintah Indonesia, Petrokimia Gresik (PKG)

Proyek 3M di Indonesia dioperasikan Husky-CNOOC Madura Limited (HCML). Sebagai mitra usaha patungan dan pemilik HCML, antara lain CNOOC Southeast Asia Limited (CNOOC Southeast Asia) memegang 40% saham, Cenovus Energy Inc 40% saham, dan Samudra 20% saham.

Proyek 3M terletak kurang lebih 75 kilometer sebelah tenggara Pulau Madura di Selat Madura, Jawa Timur, dengan kedalaman air ratarata kurang lebih 80 meter. Proyek ini berisi 3 lapangan gas dengan total 9 sumur penghasil gas. Fasilitas produksi utama adalah Floating Production Unit (FPU) yang akan melakukan proses produksi dan pe-

ngolahan gas alam. FPU dibangun di China dengan kapasitas desain 175 juta kaki kubik per hari.

Indonesia memiliki populasi terbesar keempat di dunia dan berfungsi sebagai pintu gerbang transportasi utama antara Asia dan Oseania, Pasifik dan Samudra Hindia. Selain menjadi ekonomi terbesar di Asia Tenggara dan anggota G20, Indonesia juga merupakan salah satu anggota pendiri Association of Southeast Asian Nations (ASEAN). Indonesia juga merupakan mitra penting di sepanjang “Belt and Road” Cina pada saat yang sama.

CNOOC Southeast Asia secara aktif membangun pola baru dan hasil yang saling menguntungkan dengan negara-negara pemilik sumber daya, dan memajukan kerja sama strategis yang komprehensif antara Indonesia dan Cina.

“Melalui manajemen yang baik, langkah-langkah yang ditargetkan,

dan organisasi proyek yang efisien, ladang gas MBH dan MDA telah merealisasikan first oil dengan aman, yang mencerminkan akumulasi dan peningkatan pengalaman operasi proyek Perusahaan di luar negeri. Produksi dua lapangan gas tersebut juga akan mendukung implementasi kebijakan hijau dan rendah karbon HCML, serta memajukan tujuan IOG 4.0 Indonesia. Gas alam proyek 3M juga menjamin pasokan energi untuk listrik dan pupuk lokal,” ujar Deputy General Manager CNOOC Southeast Asia dan General Manager HCML Kang An dalam keterangannya, Kamis (17/11/2022).

Sementara itu Chairman CNOOC Southeast Asia Wang Guodong mengatakan, Indonesia adalah perhentian pertama CNOOC dari jejak luar negerinya, yang secara aktif menerapkan strategi ‘terbuka’. “Setelah lebih dari 20 tahun, Perusahaan terus secara aktif mendukung

Pasokan gas di wilayah Jatim akan bertambah lagi. Ini setelah Lapangan Gas MDA, salah satu dari tiga lapangan Proyek 3M di kawasan Selat Madura Jawa Timur mulai berproduksi.

eksplorasi dan pengembangan minyak dan gas lepas pantai di Indonesia yang berkelanjutan dengan tetap berpegang pada prinsip win-win. Perusahaan dengan penuh semangat memajukan strategi hijau dan rendah karbon, memperluas eksplorasi, pengembangan, dan pasokan energi bersih, serta terus menerapkan Inisiatif Belt and Road Cina,” tuturnya.

Sebelumnya, PT Perusahaan Gas Negara Tbk (PGN) dan PT Pertagas Niaga menandatangani Kesepakatan Bersama Jual Beli Gas (KB) dengan Husky-CNOOC Madura Limited (HCML) penggunaan pasokan gas dari pengembangan Lapangan MDAMBH-MDK (3M).

Kesepakatan ini dilaksanakan dalam rangka meningkatkan kehandalan pasokan gas bumi di Jawa Timur, Jawa Tengah, dan sekitarnya. Lapangan 3M direncanakan mulai berproduksi pada minggu ketiga Oktober 2022. PGN menyambut baik HCML dalam pengembangan Lapangan ini dengan rencana penyaluran 5 – 25 MMscfd. Penyaluran gas dari HCML Lapangan 3 M ini diharapkan dapat memenuhi kebutuhan gas pelanggan di Jawa Timur, sekaligus meningkatkan kehandalan pelayanan PGN kepada pengguna gas bumi di Jawa Timur, Jawa Tengah, dan sekitarnya.

“Kerja sama diharapkan dapat memberikan value creation bersama dan PGN Grup secepatnya dapat segera menjalankan operasinya. Market tidak hanya di Jawa Timur, tapi di seluruh dunia. Semoga kami dapat menjangkau peluang tersebut dan kami akan melakukan beberapa developing teknologi dan market agar sumber yang sudah ada bisa disuplai ke seluruh dunia,” ujar Direktur Utama PGN M. Haryo Yunianto dalam siaran pers, Senin (24/10/2022)

Direktur Strategi dan Pengembangan Bisnis PGN Heru Setiawan menyatakan, dalam Kesepakatan Bersama ini, Subholding Gas Grup menjadi multibuyer dan siap mendukung HCML dalam pemanfaatan gas bumi Lapangan 3M dengan menyalurkan gas bumi bagi pelanggan di wilayah

Jawa Timur dan Jawa Tengah.

“Apa yang dilakukan hari ini adalah sebuah langkah penting dan signifikan dalam upaya menyalurkan gas bumi bagi Indonesia,” tegas Heru.

Sebelumnya, PGN dan HCML juga telah memiliki kerjasama dalam menyalurkan gas bumi dari Lapangan BD di Jawa Timur untuk pemenuhan gas bumi pelanggan PGN di Jawa Timur sejak 2017. “Kerja sama ini tentunya dapat semakin meningkatkan kehandalan sumber gas bumi agar upaya akselerasi pemanfaatan gas bumi PGN tidak hanya di Jawa Tengah dan Jawa Timur semakin

din Sunarya juga menyambut baik kesepakatan pemanfaatan Lapangan 3M dengan PGN. Menurutnya, saat ini sektor migas sedang dalam momentum yang baik untuk investasi dan keekonomian lapangan sangat baik untuk dilakukan pengembangan kembali.

“Kami melihat PGN sebagai strategic partner dan di lapangan pertama kami, Lapangan BD, sudah dimanfaatkan PGN. Hari ini menjadi tonggak bersejarah, gas dari HCML – Lapangan 3M dapat disalurkan ke PGN. Semoga kerjasama ini langgeng dan bisa go international karena HCML berada di seluruh dunia, sehingga dapat menjadi opportunity bagi PGN untuk go international,” ujar Wahyudin.

Kepala Perwakilan SKK Migas Jabanusa, Nurwahidi mengatakan, tren produksi gas di wilayah Jabanusa mengalami peningkatan sangat signifikan yang berasal dari Lapangan JTB milik PT Pertamina EP Cepu dan Lapangan MDA-MBH milik Husky –CNOOC Madura Limited.

meluas tanpa khawatir kekurangan pasokan,” ujar Heru.

Heru mengungkapkan, ke depannya, PGN dan HCML akan terus bekerjasama dalam utilisasi pengembangan Lapangan HCML di Jawa Timur. Ia mengharapkan kehandalan pasokan gas dapat terjaga dan potensi potensi gas bumi dapat berasal dari pasokan-pasokan lainnya di Indonesia.

Finance & General Affairs Director Pertagas Niaga Bondan Christiandinata menilai, kerja sama PTGN sebagai bagian dari Subholding Gas dengan HCML ini menambah optimisme perusahaan untuk meningkatkan kontribusi pada pemenuhan kebutuhan gas, khususnya dalam era transisi energi.

“Ini sejalan dengan komitmen bersama untuk mewujudkan pemerataan dan ketahanan energi ramah lingkungan di Indonesia,” imbuh Bondan.

Executive Manager HCML Wahyu-

“Ini sangat membantu upaya pemenuhan kebutuhan gas di Jawa Timur yang selama dua tahun kebelakang belum bisa terpenuhi. Dari dua lapangan tersebut, akan ada tambahan sekitar 400 MMSCFD,” ujar Nur saat memberikan sambutan Lokakarya Media di Batu, Senin (14/11/2022).

Sementara itu, Kepala Departemen Humas SKK Migas Jabanusa, Indra Zulkarnain menyampaikan, proyeksi kebutuhan energi secara global khususnya minyak dan gas akan mencapai puncaknya pada 2030. Indonesia sendiri memiliki target produksi minyak mentah sebesar satu juta barel minyak per hari (BOPD) dan gas sebesar 12 miliar kaki kubik per hari (BSCFD) pada tahun 2030.

“Untuk mencapai target tersebut, kita butuh invetasi sebesar 187 miliar dollar AS. Tidak hanya soal nilai investasi, tantangan dan kendala industri hulu migas lainnya juga tidak kalah besar terkait sinergi hulu-hilir, kepastian hukum, dan lainnya,” kata Indra. ahmad sampurno, agung kusdyanto

NURWAHIDI KEPALA PERWAKILAN SKK MIGAS JABANUSA

INVESTASI MASIH ‘SESAK’, REVISI UU MIGAS KIAN MENDESAK

Turunnya outlook investasi itu dipengaruhi aktivitas perusahaan migas yang cenderung menahan investasi mereka pada portofolio berisiko, kendati harga minyak mentah dunia di pasar global saat ini masih tertahan di posisi yang relatif tinggi. “Perusahaan-perusahaan masih melihat harga minyak tinggi itu hanya sementara, mereka lebih mementingkan posisi kas dari ancaman krisis global, menggunakan dana yang diperolehnya untuk membayar utang dan kas ke investor,” kata Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto dalam rapat dengar pendapat (RDP) dengan Komisi VII DPR RI di Jakarta, Rabu (16/11/2022).

Kendati demikian, Dwi memastikan, outlook 2022 yang ditekan rendah itu tetap menunjukkan performa positif jika dibandingkan dengan torehan tahun lalu. Dia mengatakan, outlook investasi 2022 meningkat 11 persen dari realisasi tahun lalu di angka 10,9 miliar dollar AS. Sementara itu, realisasi investasi hulu migas hingga Oktober 2022 sudah men-

capai 9,2 miliar dollar AS.

Menurut dia, torehan itu lebih tinggi 5 persen dari rata-rata pencapaian investasi global. “Realisasi sudah 9,2 miliar dollar AS sampai dengan Oktober, outlook kita 12,1 miliar dollar AS ini berarti ada kenaikkan sekitar 20 persen, berarti lebih tinggi dari rata-rata dunia yang hanya 5 persen untuk kenaikkan investasi di 2022,” kata Dwi.

Selain itu, biaya investasi pada hulu migas diprediksi terus naik akibat tren transisi energi dan tekanan energi bersih pada sektor industri fosil. Beberapa perusahaan migas juga dituntut untuk menerapkan teknologi penangkapan, pemanfaatan dan penyimpanan karbon atau carbon capture, utilizaton and storage (CCUS) agar produk yang dihasilkan bisa terserap oleh pasar, meski pemasangan CCUS berimbas pada naiknya kebutuhan investasi proyek.

“Tambahan investasi pada industri minyak dan gas akibat CCUS berdampak pada belanja modal atau capex jadi lebih tinggi. Di sini kelihatan bahwa perusahaan migas

menggunakan dana yang diperolehnya untuk membayar utang dan perbaikan cash investor,” ujar Dwi.

Sementara Mubadala Energy, perusahaan energi internasional yang berkantor pusat di Abu Dhabi, UEA, kembali menegaskan komitmennya kepada Indonesia menyusul perhelatan G20 dan B20 yang berlangsung di Bali, Indonesia.

Mubadala Energy telah hadir di Indonesia selama lebih dari 10 tahun, dengan empat Kontrak Kerja Sama (KKS) lepas pantai. Kontrak itu meliputi kegiatan di Selat Makassar, KKS Sebuku mencakup lapangan gas Ruby yang telah berproduksi, lepas pantai Sumatra Bagian Utara perusahaan sebagai operator KKS Gross Split Andaman I dan South Andaman. Selain itu, perseroan juga memiliki 30% participating interest di KKS Andaman II, dimana Harbour Energy menjadi operatornya. Barubaru ini Mubadala Energy mengumumkan hasil positif di wilayah kerja Andaman II setelah penemuan 390-kaki kolom gas pada kegiatan pengeboran eksplorasi di sumur

Realisasi investasi hulu migas pada 2022 diprediksi berada di kisaran 12,1 miliar dollar AS atau 8,3% di bawah target awal yang dipatok 13,2 miliar dollar AS.

eksplorasi Timpan-1 yang terletak 150-kilometer lepas pantai Sumatra bagian utara, Indonesia.

Temuan ini sangat penting karena merupakan sinyal kuat bahwa wilayah kerja Andaman I dan South Andaman yang berdekatan, di mana Mubadala Energy memegang 80 persen participating interest, juga akan mencakup sumber daya material yang belum dieksplorasi.

Mansoor Mohamed Al Hamed, CEO Mubadala Energy mengatakan, keberadaan perusahaan memiliki visi jangka panjang. “Strategi jangka panjang kami di Indonesia tidak hanya menunjukkan komitmen kami terhadap market tetapi juga menegaskan kekuatan kemitraan kami. Dengan permintaan gas yang meningkat di seluruh kawasan Asia Tenggara, strategi kami yang fokus kepada transisi energi melalui portofolio gas dapat membantu memenuhi permintaan energi di market yang dinamis dan tumbuh cepat. Kami tetap berkomitmen untuk terus berinvestasi dalam operasi kami di Indonesia dan di komunitas masyarakat sekitar wilayah kerja,” ungkapnya, dikutip dari siaran pers, Senin (14/11/2022).

Masih Berhat-hati

Asosiasi Perusahaan Migas Nasional (Aspermigas) sebelumnya menyatakan investor masih berhatihati untuk menaikkan belanja modal atau capital expenditure (capex) mereka berkaitan dengan upaya intensifikasi eksplorasi dan eksploitasi blok migas di tengah proyeksi harga minyak mentah dunia yang akan tertahan tinggi hingga 2024 mendatang. “Biasanya investor selalu berasumsi harga stabil di posisi 60 dollar AS per barel hingga 70 dollar AS per barel. Jadi keputusan kami dihitung berdasarkan itu, kalau harga naik sampai 100 dollar AS per barel itu bonus,” kata Moshe.

Ia mengatakan, investasi yang belakangan mulai meningkat beberapa waktu terakhir itu disebabkan karena momentum pemulihan pascapandemi. Dia menampik pergerakan investasi itu sebagian besar

didorong oleh harga minyak mentah yang masih menguat hingga pertengahan tahun ini.

Di sisi lain, dia mengatakan, kegiatan pengeboran untuk menunjang realisasi produksi nasional belakangan kembali bergairah di tengah momentum harga komoditas energi primer tersebut. Sekalipun, kata dia, Pertamina yang menguasai 60 persen blok minyak nasional, mengalami menghadapi penyusutan produksi alamiah yang serius di beberapa lapangan. “Produksi untuk naik lagi butuh pengeboran, teknologi, uang, kuncinya Pertamina tidak bisa sendiri dia harus berpartner,” kata dia.

Sementara Komisi VII DPR RI mendesak Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) untuk merampungkan muatan revisi Undang-Undang Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi (Migas) pada Juni 2023. Wakil Ketua Komisi VII DPR RI Maman Abdurrahman mengatakan, penyelesaian revisi undang undang Migas itu mendesak dilakukan seiring dengan turunnya torehan investasi serta lifting Migas saat ini.

Maman berharap, UU Migas dapat memberi kepastian hukum lebih kuat untuk menarik minat investasi di industri hulu Migas mendatang. “Segera diselesaikan selambatlambatnya bulan Juni 2023 sebagai payung hukum penguatan kelembagaan dan kepastian investasi hulu Migas di Indonesia,” kata Maman.

Maman menegaskan, penyelesaian revisi undang-undang itu bakal menjadi inisiatif DPR untuk dapat mengakselerasi pembahasan muatan yang termaktub dalam peraturan payung hulu Migas nasional. “Revisi UU Migas kita masukkan ke inisiatif DPR kalau menurut saya agar revisi UU Migas segera diselesaikan selambat-lambatnya Juni 2023,” tuturnya.

Blok IDD

Sementara Blok Indonesia Deepwater Development (IDD) diharapkan mulai berjalan pada tahun 2023. Pasalnya, kepastian operator pengganti PT Chevron Pacific Indonesia akan rampung pada akhir tahun ini. Dwi mengatakan, proyek strategis nasional (PSN) mengenai IDD pemegang intinya, yakni Chevron. Adapun proyek ini memiliki produksi gas yang mencapai 844 Million Standard Cubic Feet per Day (MMscfd).

“Operator Chevron dan mereka sudah memutuskan untuk off dari proyek IDD. Sekarang sudah ada calon penggantinya,” kata Dwi.

Dwi mengatakan, saat ini proses pergantian sedang dalam proses. Dijanjikan akhir tahun ini akan ada perubahan operator shift. “Bisa saja IDD jalan tahun depan,” jelasnya.

Pasca peralihan pengelolaan dilakukan, maka perubahan atau revisi rencana pengembangan alias Plan of Development (POD) serta perpanjangan kontrak diharapkan dapat dilakukan pada kuartal III 2023. Selanjutnya, proses konstruksi atau engineering procurement construction (EPC) akan berlangsung dari 2024 hingga 2027 mendatang. Adapun proyek ini diproyeksikan akan on stream pada kuartal IV 2027. agung kusdyanto,ktn,bc

DWI SOETJIPTO KEPALA SKK MIGAS

MAMAN ABDURRAHMAN WAKIL KETUA KOMISI VII DPR RI

DAYA PIKAT BLOK MASELA DARI CHINA HINGGA UNIT EMIRAT ARAB

Proyek gas alam cair (LNG) Abadi Blok Masela hingga kini masih belum berjalan imbas mundurnya perusahaan minyak dan gas bumi (migas) asal Belanda, Shell

Upstream Overseas pada Juli 2020. Padahal proyek ini ditargetkan onstream atau mulai berproduksi pada 2027.

Kendati demikian, lapangan migas yang berlokasi di Kabupaten Kepulauan Tanimbar, Maluku ini masih mendatangkan daya tarik bagi para pelaku usaha migas lokal hingga internasional. Terbaru yang menyatakan minat masuk Blok Masela, yakni Petronas.

Wakil Kepala SKK Migas Fatar Yani Abdurrahman mengatakan, Petronas baru saja menyatakan minatnya untuk masuk menggantikan Shell di Blok Masela. “Ada yang nawarin, Petronas sih. Dia tertarik tapi sekarang sedang kita kaji. Baru aja, baru kita bahas kemarin,” ungkap Fatar ditemui di Jakarta, Selasa (15/11/2022).

Saat ini, Petronas tinggal menunggu komitmen dari pemerintah

seperti apa. Fatar juga belum bisa memastikan apakah nantinya Petronas bakal masuk bersama mitra atau masuk sendiri. Yang terang, Petronas telah menyatakan minatnya untuk berinvestasi pada proyek LNG berkapasitas 9,5 juta ton per tahun ini. “Nanti mekanismenya seperti apa akan dibahas lebih lanjut detailnya,” kata Fatar.

Di sisi lain, SKK Migas sebelumnya menargetkan Pertamina dapat mengajukan penawaran ke Shell untuk mengakuisisi 35% saham di Blok Masela pada November ini. Sayangnya, sampai saat ini pengajuan tersebut belum dilakukan. “Mereka masih diskusi. Masih dalam evaluasi, masih banyak opsi-opsi,” jelas Fatar.

Menteri Koordinator Bidang

Kemaritiman dan Investasi Luhut Binsar Pandjaitan juga mengungkapkan, potensi merapatnya perusahaan minyak dan gas (Migas) asal Uni Emirat Arab (UEA) untuk ikut mengambil 35 persen hak partisipasi proyek Kilang Gas Alam Cair (LNG) Abadi Blok Masela. Perusahaan asal Uni Emirat Arab itu nantinya akan ikut ambil bagian ke dalam konsorsium yang diinisiasi PT Pertamina (Persero) untuk mempercepat proses divestasi Shell di salah satu blok gas terbesar di dunia tersebut. Rencanannya konsorsium itu akan terdiri dari dua hingga tiga perusahaan patungan. “Belum tahu kalau itu [China ikut], malah saya baru dengar, yang saya tahu ada dari tempat lain mungkin malah dari UAE [United Arab Emirates],

mungkin ya,” kata Luhut saat ditemui di Ciputra Artpreneur, Jakarta, Sabtu (29/10/2022).

Luhut menegaskan pengembangan proyek Kilang LNG Abadi Blok Masela belakangan sudah menunjukkan tren positif tahun ini. Pemerintah, , telah mendorong sejumlah perusahaan Migas internasional untuk ikut berpartisipasi pada pengembangan wilayah kerja tersebut. “Masela saya kira jalan, saham 35 persen Shell akan diambil oleh Pertamina mungkin nanti akan joint venture, dengan siapa? Ada beberapa kandidat yang kita dorong ke situ,” kata dia.

Sebelum menarik diri dari proyek LNG Blok Masela, Shell menguasai 35% saham participating interest (PI) yang nilainya diperkirakan 800 juta dollar AS hingga 1 miliar dollar AS. Sisanya dikuasai Inpex asal Jepang sebesar 65%.

Minat China

Duta Besar Cina untuk Indonesia, Lu Kang menyatakan, Pemerintah Cina terbuka untuk penawaran investasi pengembangan proyek LNG Abadi Blok Masela. Akan tetapi, Saat dikonfirmasi soal adanya kabar ketertarikan PetroChina Company Ltd di proyek Blok Masela, Lu kang enggan menjelaskan lebih lanjut. “Saya perlu mengecek detailnya terkait itu. Tapi saya bisa katakan bahwa seluruh area yang menjadi penawaran pemerintah Indonesia untuk perusahaan dan pemerintah luar sejauh bermanfaat kami akan menunjukkan minat kami,” kata Lu Kang beberapa waktu lalu, Jumat (28/10/2022).

Blok Masela kemungkinan besar akan dikelola melalui skema usaha bersama dengan Inpex Corporation sebagai operator sekaligus pemegang saham mayoritas. Kemudian, PI 35% milik Shell bakal digarap bersama lewat skema konsorsium yang berisikan dua sampai tiga perusahaan patungan untuk mempercepat proses divestasi 35% saham milik Shell. Konsorsium tersebut diinsiasi oleh PT Pertamina. Plt. Kepala Divisi Program dan Komunikasi SKK Migas

Mohammad Kemal mengatakan, saat ini pihaknya masih menunggu hasil kajian lapangan dari ExxonMobil dan Pertamina untuk pengambilalihan 35% saham Shell pada proyek ini. Hasil studi ini diperkirakan diterima oleh SKK Migas pada November ini. Lebih lanjut, setelah penyerahan hasil studi, SKK Migas mempersilakan Exxon dan Pertamina agar segera bertemu dengan Shell untuk menuntaskan divestasi hak partisipasi proyek Blok Masela. “Business to business dengan Shell, kami memastikan prosesnya berjalan agar proyek bisa berjalan,” kata Kemal lewat pesan singkat pada Selasa (1/11/2022).

Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto juga, mengatakan Exxon kini sedang melakukan studi lapangan. Hal serupa juga dilaksanakan oleh perusahaan Migas nasional, PT Pertamina. Menurut Dwi, hasil kajian tersebut bakal menentukan jumlah besaran hak partisipasi yang akan diambil. “Exxon juga melakukan studi, bisa jadi potensi. Mudah-mudahan pada November Pertamina dan Exxon bisa menyampaikan laporannya,” kata Dwi, beberapa waktu lalu.

Perusahaan eksplorasi dan produksi migas asal Indonesia Medco Energi juga berminat untuk mengambil 10% dari hak partisipasi pengelolaan Proyek Abadi LNG Blok Masela dari Shell. “Medco bilang berminat kalau bisa masuk 10%,” kata Menteri ESDM Arifin Tasrif saat ditemui di sela acara IPA Convention 2022 ke-46 dengan tema ‘Addressing the Dual Challenge: Meeting Indo-

nesia’s Energy Needs While Mitigating Risks of Climate Change’ di Jakarta Convention Center (JCC), Rabu (21/9/2022). Arifin mengatakan, keputusan komposisi pengelola Proyek Abadi Masela akan ditentukan dari konsorsium yang dikepalai oleh Inpex Corporation selaku operator. “Kalau pemerintah sih mau saja Medco ambil 10% tapi tergantung dari konsorsiumnya saja, maunya gimana,” sambung Arifin.

Direktur Utama Medco Energi Internasional Hilmi Panigoro mengatakan, pihaknya tertarik untuk bergabung ke dalam konsorsium pengelola Blok Masela karena blok migas tersebut memiliki sumber daya gas yang besar. “Keputusan itu kan bukan di kami, tergantung pemerintah dan Inpex. Jika mereka mau mengundang, tentu kami dengan senang hati akan melihat itu,” kata Hilmi.

Hilmi menyebutkan, pengembangan proyek Masela membutuhkan teknologi tinggi karena lokasi pengeboran yang berada di laut dalam atau lepas pantai. Ia pun menyadari, proyek Blok Masela merupakan proyek yang sulit digarap. “Blok Masela bukan liga-nya Medco. Kalau kami masuk sebagai operator sih, tidak mungkin,” ujarnya.

Sebagai informasi, calon investor pengganti Shell di Blok Masela harus merogoh kocek sekitar 1,4 miliar dollar AS. Besaran investasi ini belum termasuk kebutuhan pendanaan sebesar 6,3 miliar dollar AS untuk lima tahun pertama pengembangan sebagai modal belanja.

Selain itu, dengan adanya penambahan proyek Carbon Capture Utilization & Storage (CCUS) pada proyek Masela maka ada potensi penambahan investasi sekitar 1,2 miliar dollar AS hingga 1,4 miliar dollar AS.

DWI SOETJIPTO KEPALA SKK MIGAS

Direktur Utama PT Pertamina Hulu Energi (PHE) Wiko Migantoro menyampaikan, proses menuju penjajakan ke Blok Masela sejauh ini berjalan cukup lancar. Pertamina sudah dan terus melakukan komunikasi baik dengan Inpex maupun Shell yang notabene hendak mendivestasi sahamnya di Blok Masela.  agung kusdyanto, ktn, ins

MEMBANGUN BISNIS RITEL NON BBM LEWAT JARINGAN PERTASHOP

Wahib (51), pengusaha pertashop di Kecamatan Dukun Kabupaten Gresik mengaku sempat galau dan cemas. Betapa tidak setelah pemerintah yang sempat menaikkan harga Pertamax dari Rp 12.500/liter menjadi Rp 14.500/liter pada 3 September lalu omset penjualan BBM di Pertashopnya langsung anjlok tinggal separo.

Dari sebelum kenaikan bisa menjual rata-rata sebesar 500 liter hingga 600 liter per hari tapi begitu harga naik langsung drop tinggal separonya lha,” kata Wabib yang juga pemilik Bumdes Mutiara Hati kepada Global Energi, Selasa (1/11/2022).

Apalagi dalam menjalankan bisnis pertashopnya Wahib bergabung dalam Mitra Binaan Pertashop Empowerment SME yang mendapatkan fasilitas bantuan permodalan dari Pertamina sebesar Rp 250 juta. Dimana pinjaman ini harus ia lunasi selama tiga tahun dengan tingkat bunga sekitar 6%.

“Saya sempat khawatir kesulitan dalam pengembaliannya. Tapi Alhamdulillah sampai sekarang masih bisa mencicil,” kata pria yang merintis usaha pertashop sejak tahun

2021 itu.

Ia mengaku, meski setelah harga diturunkan menjadi Rp 13.900 per liter penjualan belum bisa kembali seperti semula. “Ya selisih harga yang terlalu lebar antara pertalite dengan pertamax membuat konsumen di sini tetap mengejar pertalite meski jaraknya SPBU agak jauh. Apalagi umumnya pembelinya kebanyakan warga menengah ke bawah,” katanya.

Hal senada juga sempat dirasakan Nanis Mukti Rahayu, Pemilik CV. Berkah Jaya, yang juga sebagai mitra binaan Pertashop Empowerment SME . Gara-gara harga pertamax naik hingga Rp 14.500 per liter penjualannya langsung turun drastis. Dari semula semula sehari bisa menjual rata-rata 1.000 liter per hari anjlok hingga tinggal 400 liter

per hari.

“Tapi setelah adanya penurunan sedikit harga pertamax Alhamdullilah penjualan mulai naik lagi,” tutur Nanis dihubungi Global Energi, Selasa (1/11/2022).

Meski demikian, Nanis optimistis masa depan bisnis pertashop ini masih cukup baik. Ini mengingat lokasinya cukup jauh dari SPBU serta jumlah pertamini non Pertamina juga belum banyak di desanya. “Kami yakin usaha Pertashop kedepannya masih menguntungkan. Apalagi kalau kita juga diberikan kesempatan bisa menjual pertalite dan kemudahan fasilitas menjual non BBM produk Pertamina,” katanya berharap.

Nanis sendiri kalau sudah mengelontorkan investasi hingga Rp 500 juta. Selain bergerak dalam bisnis

pertashop, juga merintis bisnis nonfuel retail (NFR). Mulai penjualan LPG hingga oli. Sementara Wahib mengaku, belum masuk ke bisnis NFR. “ Modal kami masih terbatas. Keuntungan sekarang saja masih untuk bauar cicilan. Mungkin kalau setelah lunas, jika boleh pinjam lagi kami akan masuk ke situ, karena peluangnya pasarnya bagus di dini,” kata Wahib penuh keyakinan.

Baru Lima Mitra Binaan Program Pertashop Empowerment SME sendiri yang merupakan program pembiayaan modal kerja sekaligus sebagai satu upaya yang dilakukan untuk memperkuat jaringan distribusi BBM yang dinilai mampu menjamin ketersediaan stok dan distribusi BBM masyarakat hingga ke pelosok desa. Pertashop Empowerment SME merupakan sebuah program Tanggung Jawab Sosial dan Lingkungan (TJSL) unggulan yang mengintegrasikan program pembinaan dan bantuan pembiayaan modal kerja dengan salah satu core business perusahaan yang bertujuan untuk mensupport pemerataan akses energi untuk masyarakat, khususnya BBM ramah lingkungan.

Area Manager Comm., Rel. & CSR PT Pertamina Patra Niaga Regional

Jatimbalinus, Deden Mochammad Idhani menyebutkan, hingga Oktober 2022 ini baru ada lima mitra binaan Program Pertashop Empowerement SME di wilayah Jatimbalinus. Kelima mitra binaan ini tersebar di wilyah Jawa Timur, mulia Gresik, Jombang, Pasuruan, Probolinggo dan Ngawi.

“Sampai dengan akhir tahun, Pertamina (dalam hal ini Holding) menargetkan penambahan sebanyak lebih kurang 20 mitra binaan,” kata Deden kepada Global Energi, Selasa (1/11/2022).

Deden mengatakan, program Pertashop Empowerement SME merupakan program bisnis yang diakomodir dari Pertamina Pusat dengan arahan dan teknis yang berlaku sama di seluruh Indonesia yang mana pem-

bentukan Pertashop sendiri memang dipersiapkan untuk melayani kebutuhan konsumen BBM non subsidi, LPG non subsidi, dan produk ritel Pertamina lainnya dengan mengutamakan lokasi pelayanannya di desa atau di kota yang membutuhkan pelayanan produk ritel Pertamina atau dengan kata lain untuk pemenuhan kebutuhan masyarakat yang lokasinya jauh dari layanan energi.

Untuk tahun ini sendiri, lanjut dia, untuk menciptakan ekosistem Pertashop sesuai dengan peruntukannya tadi, Pertamina di wilayah Jatimbalinus sebagaimana yang telah diarahkan Kementrian BUMN sebelumnya terus berupaya membuka peluang jaringan usaha. Mulai dari pengusaha-pengusaha daerah, BUMDes, hingga yayasan/ pesantren yang juga sering memiliki bidang usaha dalam menjalankan kegiatannya.

Terkait pemberian fasilitas permodalan Rp 250 juta, masih kata Deden, digunakan untuk biaya Pertashop termasuk pengiriman. Mulai dari modular, tangki dan kebutuhan terkait lainnya. Angka Rp 250 juta ini sendiri sebenarnya selain merupakan pagu maksimal pinjaman kemitraan PUMK juga menyesuaikan dengan tipe Pertashop yang paling minim. Yaitu tipe Gold yang membutuhkan

DEDEN MOCHAMMAD IDHANI AREA MANAGER COMM., REL. & CSR PT PERTAMINA PATRA NIAGA REGIONAL JATIMBALINUS,

modal sekitar Rp 250 juta.

“Jadi dengan adanya program Pertashop Empowerement SME ini diharapkan dapat membuka peluang bagi pengusaha pengusaha kecil untuk dapat membuka Pertashop tanpa memikirkan modal awal yang besar karena akan dibantu melalui permodalan program Pertashop Empowerement SME,” paparnya.

Jangka waktu pelunasan maksimal selama 36 bulan (3 tahun) dan bisa lebih cepat menyesuaikan dengan permintaan mitra binaan. Jika ada kendala pembayaran, langkah pertama yang diambil Pertamina adalah melalui konfirmasi piutang langsung kepada mitra binaan terkait kendala pembayaran. Setelah mengetahui kendala dari mitra binaan, Pertamina menawarkan beberapa alternatif pembinaan.

“Salah satunya adalah program rescheduling pinjaman yang mana pinjaman akan di jadwalkan ulang dengan besaran cicilan sesuai dengan kemampuan mitra binaan,” ujar Deden.

Selain modal kerja, Pertamina juga melakukan kegiatan agar mitra binaan terus berkembang mulai dari pelatihan (upskilling), workshop, pameran hingga kegiatan UMK Academy yang merupakan program Pertamina dalam upaya agar mitra binaan naik kelas.

Selain itu mitra binaan bisa mengajukan pinjaman lagi kepada Pertamina. Mitra binaan dapat mengajukan pinjaman dengan nama yang sama sebanyak 3 kali pinjaman, dengan catatan terlebih dahulu melunasi pinjaman sebelumnya dan pinjaman ini bisa diperuntukkan untuk bisnis non SPBU mini, baik bisnis oli atau LPG maupun minimarket. Program modal usaha Pertamina sendiri, terdapat beberapa sektor Peternakan, Perikanan, Perkebunan, Pertanian, Industri, Perdagangan hingga Jasa.

Pada kondisi tersebut, Pertamina telah melakukan upaya strategis dalam rangka membantu meningkatkan pendapatan mitra binaan Pertashop, yakni melalui kegiatan yang dilakukan belum lama ini

bertepatan dengan Hari Pelanggan dengan mengusung tema “Promo Hari Pelanggan”. Dalam kegiatan yang berlangsung 14 hari mulai dari awal bulan September, Pertamina

SME dapat dikembangkan untuk menjadi point of sales maupun point of distribution bagi produk Pertamina lainnya di luar BBM. Sementara Mitra Binaan dapat didorong untuk menjadi Mitra Binaan naik kelas sesuai dengan skema bisnis Pertashop sehingga usahanya dapat maju dan semakin berkembang sejak bergabung dengan program Pertashop Empowerment SME. Mitra Binaan dapat merambah bisnis Non Fuel Retail (NFR) seperti Briht Store, Enduro Express, dll.

Fajriyah berharap, agar Pertamina bisa mencapai target penyaluran pada 2022 minimal 50 Mitra Binaan Pertashop Empowerment SME. Pagu pinjaman yang disediakan untuk menjadi Mitra Binaan SMEPP Pertashop maksimal Rp250 juta.

FAJRIYAH USMAN VICE PRESIDENT CSR & SMEPP PERTAMINA

mengusung program Pertashop X UMKM yang mana akan diberikan gimmick produk UMKM mitra binaan Pertamina setiap pembelian BBM di Pertashop Empowerement SME. Dengan ketentuan, pemilik kendaraan yang melakukan pembelian Pertamax di Pertashop Empowerement SME minimal Rp 100 ribu pemilik kendaraan mobil akan mendapatkan berbagai produk mitra binaan UMKM yang menarik. Sementara bagi pemilik kendaraan motor, pembelian cukup dilakukan sampai Rp 50 ribu saja. Promo pembelian ini berlaku kelipatan.

Dihubungi terpisah, Vice President CSR & SMEPP Pertamina, Fajriyah Usman menambahkan, mitra Binaan Pertashop Empowerment

“Calon penerima pinjaman disyaratkan untuk memiliki agunan yang diutamakan berupa aset tetap dengan minimal nilai agunan satu kali nilai pinjaman yang diajukan,” kata Fajriah kepada Global Energi Sejauh ini sudah terdapat 13 mitra binaan Pertashop Empowerment SME yang telah beroperasi, tersebar di Jawa Timur, Jawa Tengah, Kalimantan Timur, Aceh, Sumatera Utara, dan Sumatera Selatan. “Tidak ada target spesifik setiap tahunnya karena sangat bergantung pada pemenuhan kualifikasi aspek bisnis. Namun kami membuka kesempatan kepada calon-calon pengusaha UMKM mitra Pertashop yang telah lolos verifikasi usaha untuk tergabung dalam program Pertashop Empowerment SME,” katanya.

Pada prinsipnya program ini ditujukan bagi pengembangan akses terhadap energi ramah lingkungan bagi masyarakat. Selain itu, juga dapat menjadi pusat pengembangan ekonomi baru di kawasan pedesaan. Oleh karena itu, sangat terbuka bagi UMKM mitra binaan yang tergabung dalam program ini untuk berkembang ke depan, termasuk menjadi penyedia layanan usaha pelumas, Bright Gas, ataupun usaha lainnya yang sejalan bagi kemandirian desa tersebut. “Target kami dapat berperan lebih jauh lagi bagi upaya

Selain modal kerja, Pertamina juga melakukan kegiatan agar mitra binaan terus berkembang mulai dari pelatihan, workshop, pameran hingga kegiatan UMK Academy

terciptanya pusat-pusat ekonomi di pedesaan, dan memungkinkan elastisitas energi juga menjadi lebih baik, karena masyarakat dapat mengakses energi dgn lebih mudah, efisien, dan terjamin kualitas. Keberadaan Pertashop yang fokus pada bahan bakar non subsidi, juga membantu bagi upaya distribusi subsidi tepat sasaran,” jelasnya.

Melalui ruang yang tersedia di area Pertashop yang cukup luas dan cukup strategis, memungkinkan untuk tumbuhnya usaha pendukung sebagaimana disebutkan sebelumnya. Artinya, di titik ini akan muncul lapangan kerja baru, menambah daya beli masyarakat, dan ekonomi bisa berputar dengan baik.

Terkait adanya usulan dari mitra binaan agar Pertashop agar dizinkan menjual BBM subsidi (pertalite). Alasannya pembelinya kebanyakan kelas menengah ke bawah? “Kami fokus kepada pembinaan UMKM. Dalam situasi sulit, kami latih mereka dan bimbing mereka untuk lepas dari kesulitan tersebut, termasuk gap harga yang terjadi. Terbukti, apa yang kami lakukan dengan program promosi di atas bisa mendongkrak penjualan dan menyelamatkan usaha mereka dan pengembalian

pinjaman modal usaha mereka tetap lancer,” kata Fajriah meyakinkan.

Perkuat Bisnis NFR

Pertamina Patra Niaga, Subholding Commercial & Trading PT Pertamina memang terus melakukan inovasi dalam menjaga keberlanjutan bisnisnya. Memanfaatkan jaringan SPBU maupun Pertashop yang tersebar di seluruh Indonesia, Pertamina Patra Niaga kini fokus mendorong pengembangan bisnis NFR. Direktur Pemasaran Regional Pertamina Patra Niaga, Mars Ega Legowo Putra mengatakan, dalam pengembangan layanan atau bisnis NFR ini, Pertamina Patra Niaga harus terus membuka peluang atau berkolaborasi mengembangkan bisnis baru dengan mitranya.

“Bisnis NFR ini adalah upaya pengembangan SPBU menjadi one stop service. Bisnis NFR ini pun merupakan bisnis yang potensial, baik bagi Pertamina maupun mitra bisnis, serta bagi SPBU itu sendiri,” jelas Mars Ega dalam keterangan persnya.

Disebutkan, sudah ada lebih dari 90 mitra nasional dan internasional, serta 1.400 mitra lokal dan UMKM yang bekerjasama mengembangkan bisnis NFR di SPBU Pertamina. Total, saat ini ada sekitar hampir 19 ribu

outlet NFR yang sudah beroperasi di seluruh jaringan SPBU Pertamina yang jumlahnya mencapai lebih dari 6.000 di seluruh Indonesia, dan angka ini masih bisa dikembangkan lagi.

“Jaringan SPBU Pertamina dan Pertashop bisa menjadi kesempatan bagi para mitra atau pelaku usaha dalam melakukan penetrasi bisnis yang mereka lakukan di wilayah baru, karena sekali lagi SPBU Pertamina ini ada dari Sabang sampai Merauke,” tambahnya.

Sebagai komitmen pengembangan bisnis NFR di SPBU, Pertamina sedang menyiapkan skema-skema kerja sama yang menguntungkan, salah satunya adalah jika sudah memiliki izin usaha SPBU, maka akan terbuka peluang untuk mengembangkan bisnis lainnya di SPBU tersebut. “Ini adalah keseriusan Pertamina Patra Niaga mengembangkan potensi layanan one stop service di SPBU. Sebagai komitmen, Pertamina Patra Niaga akan menuangkan semangat kolaborasi ini dalam bentuk pakta kolaborasi dengan mitra-mitra bisnis pada acara Pertamina Tenants Day hari ini, karena kedepan, bisnis NFR akan kami terus perluas dan kembangkan,” tukas Mars Ega.  agung kusdyanto

B40 SIAP DITERAPKAN, KONSUMSI SOLAR BERKURANG 15 JUTA KL

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) menyatakan siap melaksanakan program B40 pada awal 2023 mendatang. Kabar terakhir, uji jalan sudah dilakukan sejak akhir Juli 2022 dan ditargetkan berakhir di bulan ini. Namun, sebelum B40 bisa dilepas ke pasar tentu harus melewati serangkaian proses terlebih dahulu.

Dari road test yang sudah berjalan, B40 tidak menyebabkan mesin mogok, dan kendaraan dapat beroperasi layaknya menggunakan solar biasa. Dari 50.000 kilometer (km) uji jalan, masih tersisa 6.000 km lagi dan jika sudah selesai maka akan didapat kesimpulan final hasil test yang menjadi rujukan. Setelah itu, pemerintah akan mengeluarkan rekomendasi teknis kebijakan implementasi B40 dan bisa segera diimplementasikan.

“Jadi hasil final untuk kendaraan yang pertama itu akan bisa kita dapat dalam dua minggu ke depan. Hasil final ya,” ujar Direktur Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi (EBTKE) Dadan Kusdiana, Rabu (2/11/2022).

Saat ini telah diperoleh hasil dari test yang sudah berjalan. Di mana mobil dapat beroperasi dengan normal dan mulus seperti menggunakan bahan bakar solar biasa, tidak terjadi mobil mogok, dan juga tidak terjadi blocking di filter bagian utama. Hal ini berbeda dengan

tes sebelumnya. “Sebelumnya kita ikuti aturan tiap 10.000 km ganti. Jadi ini kita mau tau sebetulnya dia habisnya kapan. Jadi itu diangka 22.000 KM atau 23.000 KM gitu. Jadi ini sudah terbukti tidak ada blocking. Kemudian dari sisi apakah dia tahan dingin, kita udah tes di dieng. Jalan, satu detik langsung hidup,” kata Dadan.

Sehingga uji jalan menunjukkan bahwa bahan bakar B40 tahan dingin, tidak menyebabkan filter blocking, serta kendaraan dapat beroperasi dengan normal.

Sekretaris Jenderal Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Rida Mulyana menambahkan,

uji coba B40 sudah selesai, kemudian ada proses evaluasi. “Di dalam proses evaluasinya menyiapkan segala macamnya misalnya (volume) pasokan, rantai pasoknya, kapal macam apa, blending facility macam apa, lalu kontrolnya bagaimana,” jelasnya. Selain itu, evaluasi perlu mempertimbangkan kesiapan kendaraan pengguna B40.

Pemakaian bahan bakar nabati (BBN) khususnya biodiesel diharapkan menjadi upaya strategis untuk mengurangi impor bahan bakar minyak (BBM) sekaligus meningkatkan bauran energi baru terbarukan di Indonesia. “Pertama saya senang perfoma B40 bisa merespon kebutuhan energi kendaraan. Kedua, emisinya bisa turun karena pemanfaatan Bioenergi makin tinggi,” kata Menteri ESDM Arifin Tasrif.

Arifin menambahkan, pemerintah akan terus mendorong pemanfaatan berbagai sumber energi yang ada di Indonesia. Simak databoks berikut: “Mata kita sekarang baru terbuka di tengah krisis konflik Rusia sama Ukraina yang menyebabkan kesulitan pasokan energi khususnya migas karena sumber migas yang banyak di Rusia tidak bisa dimanfaatkan, lalu kemudian produsen migas, OPEC+ itu mengurangi produksinya,” ujarnya.

Menurut dia, saat ini merupakan waktu yang tepat untuk mengembangan energi baru terbarukan untuk mencukupi kebutuhan BBM dalam negeri yang selama ini dipenuhi melalui impor. “Kita bayangkan sekarang produksi minyak kita kira-kira 650.000 barel per hari sedangkan kebutuhan kita 1,3 juta bph. Apa jadinya kalau kita tidak bisa beli yang 650 ribu barel karena tidak ada pasokan. Apalagi kemampuan kita itu cuma 50%, separuhnya dipenuhi dari impor,” kata dia.

Oleh karena itu Indonesia harus berbenah dan mulai menggenjot pemanfaatan sumber-sumber energi yang terbarukan agar Indonesia bisa mandiri energi. “Itulah yang namanya ketahanan energi buat Indonesia,” tambah Arifin.

Arifin juga mengatakan, ekosistem dunia persawitan sudah

MULYANA SEKJEN KEMENTRIAN ESDM

berjalan untuk mengatasi keterantungan terhadap energi fosil dan Indonesia memiliki kemampuan untuk dengan luas lahan yang tersedia. Selain sawit sumber energi lain yang juga sedang dikembangkan adalah ethanol.

Selain persiapan teknis di mesin kendaraan untuk bisa diterapkan

pa. Ya nambahnya kan 10%,” kata Dadan.

Sementara dari sisi pasokan BBN untuk B40, Dadan mengatakan bahwa pasokan BBN saat ini berada di angka 16 juta kilo liter, sedangkan B40 hanya membutuhkan 15 juta KL. “Jadi tidak usah khawatir, kita akan masuk dua pabrik baru di awal tahun depan,” ujarnya menambahkan.

Hemat Rp 189 Triliun

Kementerian ESDM juga mengklaim penghematan negara dari implementasi bahan bakar nabati biodiesel 40 (B40) mencapai 12,09 miliar dollar AS atau sekitar Rp 189,78 triliun per tahun. Dadan, menjelaskan, jika implementasi B40 diterapkan maka konsumsi solar akan berkurang sebesar 15,03 juta kilo liter (KL).

Selain itu, faktor harga Indeks Pasar (HIP) Biodiesel yang lebih rendah ketimbang HIP Solar berdampak pada pengembangan B40 yang tak memerlukan pendanaan insentif dari Badan Pengelola Dana Perkebunan Kelapa Sawit (BPDPKS).

“Bila B40 diterapkan konsumsi solar akan berkurang 15,03 juta KL. Jika diasumsikan kurs dolar terhadap rupiah saat ini sebesar Rp 15.697 dan HIP solar saat ini sebesar Rp. 12.402 per liter, maka potensi penghematan negara dari implementasi B40 diperkirakan sebesar US$ 12,09 miliar,” kata Dadan.

Kementerian ESDM telah menetapkan 21 badan usaha bahan bakar nabati (BUBBN) untuk mengamankan kapasitas terpasang atau alokasi biodiesel sebesar 17,60 juta kilo liter (KL) pada 2023.

sebagai bahan bakar B40, pemerintah juga akan memastikan ketersedian infrastruktur dari Pertamina dan badan usaha lain terkait fasilitas blendingnya mencukupi kebutuhan atau tidak. “Sekarang kan semuanya didesain di B30, sekarang kan B40 jadi pipanya juga nanti butuh pom-

Dari jumlah tersebut, kata Dadan, kebutuhan alokasi volume biodiesel apabila diimplemeentasikan B40 diperkirakan sebesar 15,03 juta KL. “Dapat disimpulkan bahwa kapasitas terpasang biodiesel masih lebih tinggi dari total alokasi biodiesel untuk B40 atau sekitar 87%,” ujarnya.

Untuk B40 Tahun ini ada beberapa badan usaha yang menambah kapasitas produksinya, yakni PT Smart Tbk dari 440.517 kl menjadi 1.132.759 kl dan PT Energi Unggul Persada dari

RIDA

ARIFIN TASRIF MENTERI ESDM

948.776 kl menjadi sebesar 2.313.793 kl. “Saat ini setiap BUBBN telah mempersiapkan produksi biodiesel untuk spesifikasi B40,” jelas Dadan.

Pengusaha Siap Mendukung

Asosiasi Produsen Biofuel Indonesia (Aprobi) siap mendukung rencana pemerintah dalam implementasi program B40. Ketua Harian Aprobi Paulus Tjakrawan mengungkapkan, kebutuhan biodiesel akan meningkat dengan implementasi B40 pada tahun depan.”Kami produsen akan mendukung jika diberlakukan B40. Saat ini masih dalam uji jalan,” kata Paulus dikutip Kontan, Kamis (3/11/2022).

Paulus menyebutkan, kapasitas terpasang biodiesel saat ini mencapai 16,4 juta kiloliter (kl). Jika nantinya implementasi B40 dilakukan maka kebutuhan biodiesel diperkirakan mencapai 14 juta kl.

Wilmar juga siap memasok Fatty acid methyl esters (FAME) untuk kebutuhan program B40. Direktur Project and Technical Wilmar, Erik Tjia mengatakan, Wilmar siap

DADAN KUSDIANA DIRJEN EBTKE

mendukung program pemerintah dalam mengembangkan industri biodiesel nasional.“Selain bertujuan memenuhi sendiri kebutuhan bahan bakar dari dalam negeri, pengembangan industri biodiesel juga untuk mendukung hilirisasi industri kelapa sawit,” ujarnya kepada Kontan.co.id, Jumat (4/11/2022).

Sementara Badan Pengelola Dana Perkebunan Kelapa Sawit (BPDPKS) berkomitmen untuk mendukung rencana bauran Biodiesel 40% (B40). Program biodiesel ini dinilai sangat penting mendukung keberlanjutan industri sawit nasional.

Direktur Utama BPDPKS Eddy Abdurrachman mengatakan, program biodiesel akan mendukung penyerapan sawit yang sangat signifikan terhadap penyerapan sawit di dalam negeri.

Eddy memastikan alokasi dana untuk program B40 juga dipastikan mencukupi.”Alokasi dana untuk mendukung program B40 dipastikan cukup agar program ini dapat berjalan,” ungkap Eddy dalam Indonesia Palm Oil Conference (IPOC) 2022, di Nusa Dua, Bali, Kamis (3/11/2022).

BPDPKS memproyeksikan pertumbuhan CPO sebesar 4% per tahun, sehingga diperkirakan rata-rata produksi antara tahun 2023-2026 sebesar 57,24 juta ton hingga 58,27 juta ton yang akan memberikan lebih banyak kesempatan di sektor hilir.Program biofuel, sendiri akan menjadi strategi baik dalam menyeimbangkan kenaikan produksi dengan peningkatan pasar baru bagi penyerapan sawit.

“Indonesia telah berkomitmen untuk memperluas dan mencip-

takan lebih banyak pasar domestik untuk produk hilir kelapa sawit,” kata Eddy.

Saat ini program biodiesel diklaim telah digunakan hampir di setiap wilayah Tanah Air. Dimana produsen biodiesel ada di 12 provinsi di seluruh tanah air dengan total produksi lebih dari 10 Juta kilo liter.

Menurut dia, BPDPKS memberikan perhatian khusus kepada penggunaan energi baru terbarukan seperti biodiesel, green diesel, dan green gasoline (bensin) yang ramah lingkungan.”Biofuel menjadi bagian dari program yang sangat penting untuk dicapai karena ditargetkan mampu memperluas pasar lebih lanjut,” jelas Eddy.

Secara terpisah, Executive Vice President Toyota Daihatsu Engineering & Manufacturing (TDEM), Pras Ganesh mengatakan, saat ini sejumlah negara di Asia gencar mengembangkan campuran bahan bakar dari minyak sawit maupun tetes tebu. Seperti India dan Thailand yang memproduksi bioetanol, dan biodiesel di Indonesia. “Kekuatan yang dimiliki ASEAN untuk mendukung elektrifikasi

PAULUS TJAKRAWAN KETUA HARIAN APROBI

ini misalnya yang dilakukan oleh India atau Thailand, mereka memiliki etanol. Ini bisa jadi sesuatu yang bisa dikembangkan menjadi kerja sama dengan produsen motor hibrid,” ujarnya .

Kendaraan hibrid merupakan kendaraan yang menggunakan dua jenis teknologi yang mampu mengakomodir gerak kendaraan lewat dua jenis bahan bakar yang berbeda, yakni bensin sebaga sumber tenaga utama dan baterai sebagai sumber energi sekunder. Kendaraan hibrid juga diklaim mampu mengurangi polusi yang ditimbulkan hingga 90%. Produksi bahan bakar nabati diharap bisa mengganti bensin sebagai sumber bahan bakar utama

sembari memperbesar porsi unsur nabati dalam campuran bioetanol maupun biodiesel. Sebagai salah satu produsen gula terbesar kedua dunia setelah Brasil, sejauh ini India berhasil mengembangkan bioetanol dengan komposisi bauran 85% tetes tebu dan 15% bensin atau E85. Thailand juga tengah mengembangkan bioetanol 12%. Sedangkan Indonesia mengembangkan biodisel B40 menggunakan minyak kelapa sawit.

“Kita hampir bisa membuat kendaraan tanpa emisi tergantung pada bioetanolnya, di India ada energi alternatif E85 dan di Indonesia B40. Pasar semacam ini juga bisa diintegrasikan. Dengan memanfaatkan kekuatan masing-masing, kita bisa menciptakan jalur elektrifikasi yang tepat untuk masing-masing negara,” ujar Ganesh.

Ganesh pun menjelaskan, saat ini Toyota berhasil menjual 20 juta kendaraan listrik yang dilengkapi sumber energi listrik dari baterai lithium ion. Pabrikan otomotif asal Jepang itu menargetkan nol karbon bersih untuk semua kegiatan manufaktur pada 2035.  agung kusdyanto, ktn

AGRESIF KEMBANGKAN HIDROGEN HIJAU

Pertamina cukup agresif menjajaki pembentukan konsorsium dengan beberapa perusahaan asing untuk pengembangan hidrogen hijau dan amonia hijau yang diperoleh dari sumber wilayah kerja panas bumi (WKP) di daerah Sumatera.

Kabar terakhir Pertamina menjajaki kerja sama dengan perusahaan migas asal Amerika Serikat, Chevron dan perusahaan energi asal Singapura, Keppel Corporation. Sebelumnya juga telah menyepakati studi bersama atau joint study pengembangan hidrogen hijau dan hidrogen biru bersama Krakatau Steel dan IGNIS Energy Holdings

“Pertamina sudah mulai diskusi dari akhir tahun lalu, jadi tahun ini sudah mulai kami konkretkan untuk studi-studinya,” kata Direktur Perencanaan Strategis dan Pengembangan Bisnis Pertamina Power Indonesia (PPI) Fadli Rahman di Kantor Kementerian BUMN, Selasa (8/11/2022).

Fadli mengatakan perseroannya saat ini tengah menjajaki studi bersama atau joint study bersama

dengan Chevron untuk menggarap potensi turunan panas bumi di sejumlah WKP kawasan tersebut. Nantinya, Pertamina bersama dengan Chevron bakal ikut menggandeng perusahaan energi asal Singapura, Keppel Corporation untuk pengembangan green hydrogen dan amonia tersebut. “Bagaimana kita memanfaatkan sumber daya dan kapabilitas yang mereka punya di Indonesia, karena kan Chevron ini sudah keluar istilahnya dari Indonesia nah ini kita mau bring them back,” katanya.

Fadli mengatakan, Chevron bersama dengan Keppel nantinya akan berfokus untuk mengembangkan potensi hilir panas bumi green hydrogen dan green amonia yang terdapat di sejumah WKP Sumatera.

Menurut dia, kerja sama itu akan terlaksana dalam waktu dekat setelah join study ditarget rampung ta-

hun ini. Di sisi lain, Pertamina juga turut membentuk sejumlah konsorsium bersama dengan sejumlah perusahaan energi lainnya untuk menggarap potensi hidrogen dan amonia dari WKP dan lapangan berfasilitas CCUS mendatang.

Seperti diketahui, Pertamina telah menandatangani kerja sama pembentukan konsorsium pengembangan hidrogen dan ammonia bersama dengan Tokyo Electric Power Company (TEPCO), Sembcorp Industries, IGNIS Energy Holdings, Mitsubishi Corporation dan PT Krakatau Steel (Persero) Tbk pada rangkaian acara G20 lalu. Rencanannya konsorsium bentukan Pertamina itu akan menggarap potensi hidrogen dan ammonia lewat lima proyek yang tersebar di sejumlah wilayah. Targetnya, konsorsium itu dapat memproduksi hidrogen dan amonia sebanyak 2 juta ton pada 2030

nanti.

Kendati demikian, Fadli pun belum mengetahui berapa besaran nilai investasi yang dikeluarkan oleh tiap-tiap perusahaan. “Investasinya belum ada yang tahu, karena ini memang betul-betul masih di tahap awal, jadi masih perlu lihat potensinya sebesar apa. Tapi intinya, Pertamina ingin suplai kontribusi 2 juta ton di tahun 2030,” kata Fadli.

Direktur Utama Pertamina, Nicke Widyawati mengatakan, Pertamina akan beralih dari perusahaan minyak dan gas (migas) menjadi perusahaan yang menjual produk energi baru terbarukan (EBT).

Nicke mengatakan, saat ini Pertamina melalui Pertamina Geothermal Energy (PGE) mulai memproduksi hidrogen hijau dari aset panas bumi yang mereka olah di sejumlah kilang yang mereka miliki. “Kami mentransformasikan perusahaan minyak dan gas menuju energi baru dan terbarukan dan kami memiliki rencana untuk menghasilkan hidrogen hijau dari elektrolisis, baik dari surya atau air,” kata Nicke dalam paparannya di

Side Event G20: Sustainable Finance for Climate Transition Roundtable, bebeberapa waktu lalu.

Proyek Percontohan

Wakil Presiden Perencanaan Bisnis dan Portofolio Pertamina Fuadi Nasution menargetkan meluncurkan proyek percontohan hidrogen hijau di wilayah kerja panas bumi (WKP) Ulubelu, Lampung pada 2023. Mengutip argusmedia.com, Jumat

(5/8/2022), dalam proyek percontohan ini, Pertamina berencana memproduksi hingga 100 kilogram (kg) per hari. Proyek hidrogen hijau ini akan memasok hidrogen ke pabrik polypropylene (PP) berkapasitas 45.000 t/ tahun milik Pertamina di Plaju.

Selain itu, produksi hidrogen juga ditujukan untuk memenuhi permintaan industri petrokimia lokal.

Saat ini proyek tersebut sedang dalam proses finalisasi izin lingkungan. Sumber daya panas bumi Pertamina ini, memiliki potensi menghasilkan 8.600 kg/hari hidrogen hijau. Pertamina telah menetapkan rencana untuk mempercepat investasi di sektor energi baru dan terbarukan dalam agenda transisi energi terbarunya. Perusahaan migas ini, bermaksud meningkatkan kapasitas panas bumi menjadi 1.128 megawatt (MW) pada 2026 dari 672 MW pada 2020.

Pertamina berencana menghasilkan hidrogen hijau dari kapasitas energi baru dan terbarukan (EBT), serta hidrogen abu-abu dari kilang yang ada. Rencana ini diyakini akan berdampak positif bagi kinerja perusahaan. Pasalnya, permintaan hidrogen global di masa depan akan datang terutama dari sektor mobilitas, untuk kendaraan dan paket tenaga bahan bakar hidrogen.

“Terutama dari negara-negara di Asia Timur, seperti Jepang dan Korea Selatan, yang sudah memiliki target hidrogen dalam bauran energi masa depan mereka. Ini adalah pelanggan potensial kami,” katanya.

Pertamina mencari sumber energi terbarukan seperti hidrogen untuk memenuhi target penambahan 10 gigawatt (GW) kapasitas pembangkit listrik energi bersih pada 2026, sejalan dengan rencana transisi hijau 2050. Kajian awal untuk proyek hidrogen hijau ini, telah didengungkan Pertamina sejak 2021. Saat itu, Pertamina Geothermal Energy (PGE) melakukan kajian awal untuk mengembangkan bahan bakar hidrogen hijau. WKP Ulubelu kemudian ditetapkan sebagai proyek pertama untuk riset pengembangan sumber energi bersih ini.

Manager Government and Public Relation PGE Sentot Yulianugroho

Pertamina melalui Pertamina Geothermal Energy mulai memproduksi hidrogen hijau dari aset panas bumi yang mereka olah di sejumlah kilang yang mereka miliki.

menjelaskan, WKP Ulubelu mempunyai kriteria yang cocok untuk riset pengembangan hidrogen hijau. Pasalnya, fluida panas bumi di area tersebut masih didominasi oleh air dan uap panas yang cocok untuk pengembangan hidrogen.

Berdampak Positif

Direktur Eksekutif Institute for Essential Services Reform (IESR) Fabby Tumiwa menilai, positif studi bersama atau joint study yang tengah dilakukan Pertamina bersama dengan Chevron Corporation. Mereka mengembangkan produk hilir panas bumi di sejumlah wilayah kerja panas bumi (WKP) potensial di kawasan Sumatera. Produk hilir yang tengah disasar itu di antaranya pengembangan green hydrogen dan green ammonia.

“Memang studi harus dilakukan sekarang kemudian harus dilihat komersialisasinya,” kata Fabby.

Menurut Fabby, kerja sama Pertamina dengan Chevron bakal berdampak positif pada upaya eksplorasi panas bumi di dalam negeri. Nantinya, pengembangan WKP itu juga ikut meningkatkan produksi produk hilir ikutan seperti green hydrogen dan green ammonia.

“Ini kolaborasi yang positif, saya harapkan bisa produksi cepat untuk memenuhi konsumsi dalam negeri dan permintaan luar negeri juga banyak untuk hydrogen,” kata dia.

Direktur Jenderal Energi Baru dan Konservasi Energi (Dirjen EBTKE) Kementerian ESDM Dadan Kusdiana mengatakan hidrogen

hijau memegang peranan strategis dalam mengejar target dekarbonisasi. “Urgensi hidrogen hijau dinilai sama pentingnya dengan penyimpanan baterai (energy storage) di masa mendatang,” kata Dadan.

Hidrogen hijau adalah adalah hidrogen yang berasal dari air. Dengan bantuan listrik yang berasal dari energi angin dan surya, air diurai menjadi oksigen dan hidrogen. Dari laman EnergyFactor Asia Pacific, hidrogen hijau bisa didapatkan melalui elektrolisis yang menggunakan energi terbarukan. Energi yang

digunakan dalam produksi akan menentukan status ‘rendah karbon’ pada hidrogen yang dihasilkan.

Hasil kajian Kementerian ESDM dan pemerintah Jerman melalui Deutsche Gesellschaft fur Internationale Zusammenarbeit GmbH (GIZ) , potensi pasar hidrogen hijau di Indonesia sekitar 1.895 kT per tahun pada 2021. Guna merealisasikan hal tersebut, ESDM telah memasukkan aturan pemanfaatan hidrogen dalam rancangan Undang-Undangn Energi Baru dan Terbarukan (EBT). Mereka juga akan memberikan insentif keuangan bagi sektor publik maupun swasta yang ingin mengoptimalkan hidrogen hijau.

Komoditas ini juga dapat digunakan untuk menjalankan proyek industri seperi Urea, Amonia, Refinery, dan Methanol. Selain itu, pemanfaatan hidrogen hijau juga bisa diterapkan di perusahaan pembuatan biofuel, baja hijau, jaringan pulau, dan sel bahan bakar kendaraan berat. Dadan mengatakan ada beberapa rencana investasi hidrogen hijau dan proyek percontohan yang sedang berjalan. Salah satunya adalah hibrida hidrogen hijau dari tenaga surya dan angin di Sumba Timur dengan skala 7-8 Mega Watt.

Ada juga proyek percontohan di Ulubelu, Lampung dengan memanfaatkan kondensat panas bumi. Proyek lainnya berada di Kalimantan Utara dan Papua dari pembangkit listrik tenaga air. Ada pula pemanfaatan hidrogen hijau di Ibu Kota Nusantara pada tahun 2045 dengan perkiraan target 4.000 ton untuk transportasi umum dan 21.000 ton untuk sektor industri.

Namun, Dadan mengungkapkan ada hal yang harus lebih dulu dikerjakan dalam implementasi proyek hidrogen hijau. Beberapa di antaranya adalah penetapan kebijakan, akses sumber daya, pasar potensial, standar, ketersediaan teknologi hingga dukungan finansial. “Tantangannya, bagaimana hidrogen hijau layak secara ekonomi, menarik secara finansial, dan berguna bagi masyarakat,” kata Dadan. agung kusdyanto, djauhari effendi, kdt

FABBY TUMIWA

DIREKTUR EKSEKUTIF IESR

FADLI RAHMAN DIREKTUR PERENCANAAN STRATEGIS & PENGEMBANGAN BISNIS PPI

MASIH MINIM INFRASTRUKTUR DAN BELUM EKONOMIS

Penggunaan energi hidrogen dan amonia hijau digadang-gadang menjadi sumber energi bersih masa depan yang ramah lingkungan. Dua jenis bahan kimia itu juga dinilai bisa menjadi substitusi dari bahan bakar fosir, seperti batubara, minyak, dan gas bumi.

Direktur Aneka Energi Baru dan Terbarukan Kementerian ESDM, Andriah Feby Misna mengatakan, bahan bakar hidrogen dan amonia dapat digunakan sebagai bahan bakar kapal, kereta api, truk berat, dan bus. Selain dimanfaatkan sebagai sumber energi kendaraan, hidrogen dan

amonia juga bisa dijadikan sebagai bahan bakar pada pembangkit listrik.

Meski punya segudang potensi, lanjut Feby, pengembangan hidrogen dan amonia di dalam negeri masih belum optimal karena minimnya infrastruktur dan tingkat harga yang belum ekonomis.

Selain itu, Feby mengatakan, sejauh ini pemerintah belum mengeluarkan regulasi khusus yang mengatur pengembangan hidrogen dan amonia. “Hidrogen ini sangat menjanjikan untuk dekarbonisasi energi masa depan. Namun demikian, terdapat beberapa permasalahan dan tantangan dalam pengembangan hidrogen di Indonesia, yaitu regulasi khusus tentang hidrogen yang belum dikembangkan,” kata Feby dalam diskusi bertajuk State-Owned Enterprise Contribution towards Net Zero Emission 2060: Opportunities and Challenges di Paviliun Indonesia COP27 Mesir, Jumat (11/11/2022).

Menurut Feby, biaya produksi hidrogen di seluruh Indonesia saat ini berkisar antara 5 dollar AS sampai 10 per kilogram (kg). Harga ini dinilai kurang bersaing dan jauh lebih tinggi dari biaya produksi bahan bakar konvensional lain yang berada di kisaran US$ 4 per kg. “Kurangnya pembangunan infrastruktur hidrogen dan juga tingginya biaya produksi hidrogen dari energi lainnya Dan ketika kita melihat harganya saat ini tidak bisa bersaing dengan bahan bakar lain,” ujarnya.

Feby menjelaskan, amonia merupakan salah satu bahan kimia yang dapat digunakan secara langsung sebagai bahan bakar dalam proses pembakaran langsung maupun dalam sel bahan bakar dan sebagai pembawa hidrogen. Pembakaran hidrogen dan amonia disebut tidak menimbulkan emisi gas rumah kaca. Selain jadi bahan bakar, amonia biasa dimanfaatkan dalam proses produksi pupuk.

“Pemanfaatan amonia untuk listrik berkelanjutan karena hasil pembakaran amoniak bersih di udara dan air tidak menimbulkan emisi gas rumah kaca. Pengembangan hidrogen dan amonia juga dapat menekan konsumsi bahan bakar fosil dan mengurangi emisi,” ujar Feby.

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) memang mendorong hidrogen menjadi salah satu sumber energi (energy carrier) yang potensial dalam mendorong percepatan transisi energi di Indonesia. “Hidrogen diharapkan sebagai salah satu kontributor transisi energi dan memiliki peran penting dalam dekarbonisasi sistem energi global. Hidrogen diharapkan sebagai salah satu kontributor transisi energi dan memiliki peran penting dalam dekarbonisasi sistem energi global,” ujar Menteri ESDM Arifin Tasrif.

Arifin mengatakan, terdapat sejumlah tantangan dalam pemanfaatan hidrogen. Tantangan terse-

but meliputi keekonomian hidrogen dan bagaimana membuat hidrogen mencarik secara finansial serta bermanfaat untuk masyarakat. “Kami akan terus mengikuti tren teknologi hidrogen dan membuka peluang untuk berkolaborasi dalam implementasi hidrogen,” kata Arifin.

Dari segi pasokan, hidrogen sendiri masuk sebagai salah satu strategi utama Pemerintah dalam menjalankan peta jalan (roadmap) menuju netral karbon di tahun 2060. “Strategi utama yang akan di-

lakukan menuju netral karbon di sisi suplai antara lain melalui pengembangan energi terbarukan secara masif dengan fokus pada pembangkit listrik tenaga surya, hidro dan panas bumi serta hidrogen,” ungkap Arifin.

Direktur Jenderal Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi (EBTKE) Dadan Kusdiana secara teknis mengungkapkan rencana hidrogen untuk masuk ke sektor industri maupun transportasi. Pemanfaatan hidrogen ini tidak menggunakan teknologi fuel cell, tetapi memakai teknologi pembakaran internal yang biasa digunakan oleh kendaraan bermotor. Sementara dari sisi permintaan (demand), pemerintah tengah menerapkan manajemen energi, penggunaan kompor listrik serta mempercepat pemanfaatan kendaraan bermotor listrik berbasis baterai.

Salah satunya dengan menjalin kesepakatan dengan pemerintah Korea mengenai Pilot Project Charging System for Electric Vehicle yang akan menciptakan ekosistem kendaraan listrik di Indonesia, termasuk teknologi industri sistem charging kendaraan listrik.

Saat ini, Indonesia sedang mengembangkan simulasi strategi jangka panjang menuju Net Zero Emission pada tahun 2060. Hal ini mendukung komitmen Indonesia pada Paris Agreement untuk mencapai penurunan emisi Gas Rumah Kaca sebesar 29% pada tahun 2030, dan kontribusi sektor energi pada Nationally Determined Contribution (NDC) sebesar 314 juta ton CO2e.

agung kusdyanto, kdt

ANDRIAH FEBY MISNA DIREKTUR ANEKA ENERGI BARU DAN TERBARUKAN ESDM

DADAN KUSDIAMA DIRJEN EBTKE

KUNCI SUKSES, BELAJAR MEMAHAMI ALAM

Bertani sejatinya menggauli bumi. Untuk hasil yang baik, maka manusia dan bumi harus saling memahami.

Bertani menjadi nafas kehidupan Haji Suwito (67 tahun), warga Desa Sudu, Kecamatan Gayam, Kabupaten Bojonegoro. Orangtua, kakek neneknya dan generasi diatasnya juga petani. Suwito pun menggantungkan kehidupan keluarganya dari bertani. Hingga berhasil menunaikan ibadah haji, juga dari usaha taninya itu.

Tapi pencapaian itu bukan tanpa

rintangan. Sejak belia, Suwito ikut orangtuanya ke sawah. Disitulah proses pembelajaran dimulai. Mulai menanam padi hingga membajak sawah. Pada usia 14 tahun, Suwito sudah bisa membajak sawah orangtuanya.

Bertani terus dijalankan saat sudah menikah dan punya lahan sendiri. Pola bertani Suwito berkembang seiring intensitas interaksi dengan sesama petani di desanya. Sebagian besar menggunakan pupuk dan obat kimia.

“Hampir semua petani melakukan cara ini. Kalau ada masalah di tanaman, langsung dikasih obat. Begitu pula pupuk,” ungkap Suwito.

Pola itu ternyata semakin lama tidak menguntungkan. Biaya beli pupuk dan obat jauh lebih tinggi dari pada harga jual gabah. Alhasil, biaya produksi lebih tinggi daripada hasil panennya. Tak ingin usaha taninya terus merugi, Suwito berusaha mencari jawaban. Mulai dari ganti tanaman hingga menggunakan ragam obat kimia. Namun, langkah itu belum membuahkan hasil.

Hingga akhirnya Suwito mendapatkan perspektif baru dalam ilmu tani setelah mengikuti Sekolah Lapangan Pertanian (SLP) yang diprakarsai ExxonMobil Cepu Limited (EMCL), operator Lapangan Minyak dan Gas Banyu Urip.

Dalam program itu, EMCL bermitra dengan Lembaga Swadaya Masyarakat (LSM) “Field Indonesia” yang memiliki kompetensi di bidang pertanian. Tenaga ahli dari LSM tersebut mengenalkan sistem pertanian ramah lingkungan. Melawan hama dengan memelihara ekosistem di sawah, menggunakan pupuk organik, dan mengembangkan agen hayati.

Para petani di Desa Sudu, termasuk Suwito, mendapatkan pelatihan dan praktek di sawah secara langsung. Mereka juga terlibat dalam uji coba. Ruang berbagi pengalaman dengan para petani juga difasilitasi.  **

SLP memfasilitasi aktivitas belajar bersama. Sawah merupakan ruang kelas sekaligus juga perpustakaan. Peserta berkumpul seminggu sekali selama satu musim untuk mengikuti dan menganalisa perkembangan tanaman mereka. SLP menekankan peran aktif petani sebagai pelaku, peneliti, pemandu, dan manajer lahan yang ahli. Peserta juga dilatih dalam kegiatan perencanaan, dinamika kelompok, dan wawasan tentang pengelolaan keuangan.

Program ini telah dilaksanakan sejak 2020. Hingga kini, lebih dari 600 petani dari 6 desa di Kecamatan Gayam dan Kalitidu telah mengikuti SLP. Para petani yang terlibat aktif di SLP juga telah membantu lebih dari 500 petani lainnya dalam hal pemanfaatan pengendali hayati, pupuk kompos dan pupuk organik cair.

Menurut survei yang dilakukan Field Indonesia, para petani yang telah menerapkan metode SLP berhasil meningkatkan panennya sekitar 20-30 persen. Sedangkan biaya produksi menurun seiring dengan berkurangnya biaya pembelian pupuk dan obat kimia. “Saya berusaha untuk terus mengurangi penggunaan kimia. Alhamdulillah dua musim ini produktivitas sawah saya

meningkat. Keuntungan bertambah sekitar 20 persen,” ucap Suwito.

External Affairs Manager EMCL, Ichwan Arifin mengatakan bahwa SLP merupakan bagian dari Program Pengembangan Masyarakat EMCL-SKK Migas di sektor pertanian. Progran ini didesain secara par-

tisipatif dengan muara akhir adalah peningkatan kesejahteraan petani. “Mempertautkan kearifan lokal dan pengetahuan baru dalam pertanian serta partisipasi aktif petani, merupakan kunci dari kesuksesan program ini,” jelas Ichwan.

Senada dengan hal itu, Kepala Dinas Ketahanan Pangan dan Pertanian Kabupaten Bojonegoro, Helmy Elisabeth menyampaikan bahwa SLP sejalan dengan misi Pemkab Bojonegoro. Khususnya dalam meningkatkan taraf hidup petani. “Kami mendukung upaya dan kontribusi dari berbagai pihak dalam upaya mendorong terwujudnya kesejahteraan petani,” tegas Helmy.

Program ini juga mendorong para petani “kembali ke alam”. Petani yang sukses, seperti Suwito, selalu belajar memahami bumi dan alam tempat berpijak dan mencari kehidupan.

Atalia

Praratya

FIGURE Jadi Promotor Literasi Terbaik 2022

Istri Ridwan Kamil, Atalia Praratya, menerima penghargaan Literary Promotor atau promotor literasi terbaik tahun ini. Setiap tahunnya, Ikatan Penerbit Indonesia (IKAPI) memnberikan anugerah kepada sosok di dunia perbukuan dan literasi atas jasa yang dihasilkan. Ditemui usai menerima penghargaan di Hall B Jakarta Convention Center (JCC), mengaku terkejut karena mendapat apresiasi setinggi itu.”Ini pertama kalinya, saya kan baru ada 6 karya ya. Tiga buku anak, yang lainnya novel dan buku quotes. Saya berharap bukan masalah menjadi sebuah kebanggaan buat saya untuk lebih banyak lagi menghasilkan karya tapi juga menginspirasi dan bisa disebarkan ke seluruh masyarakat, bukan hanya di Jawa Barat tapi juga di Indonesia,” kata perempuan yang akrab disapa Bu Cinta.

Atalia Praratya yang memiliki julukan sebagai Bunda Literasi dan Bunda PAUD seJawa Barat itu mengatakan dari sebutan itu, dia punya kewajiban agar mendorong para bunda untuk memiliki jejak yang bermanfaat.

“Artinya mampu mendorong masyarakat agar berbudaya literasi. Sebagai Bunda PAUD, saya punya jejaring di 23 kabupaten dan 34 provinsi di seluruh Indonesia, kalau saya bisa maka yang lain juga bisa,” tegas Bu Cinta.

Atalia Praratya yang hadir menjadi narasumber diskusi sekaligus meluncurkan buku anak ketiga yang berjudul Dinda Tidak Rewel Lagi itu, juga berharap agar pameran buku yang digelar secara offline ini bisa lebih banyak ada lagi di Indonesia.

“Kita selalu merindukan semacam pameran buku seperti ini, karena banyak sekali yang bilang kita kekurangan buku. Tapi yang paling penting adalah menghadirkan masyarakat yang punya minat baca yang lebih tinggi, kita memberikan peluang bagi masyarakat agar dapat mengakses buku lebih besar lagi,” katanya.

Perjuangkan Kesetaraan Gender di Tempat Kerja

Komitmen pemimpin Pertamina meningkatkan peran perempuan di perusahaan dan masyarakat kembali mendapat pengakuan. Kali ini, Direktur Keuangan Pertamina Emma Sri Martini menerima penghargaan Indonesia Women Empowerment Principles (WEPs) 2022, yang diselenggarakan oleh UN Women Indonesia awal November 2022.

Emma mendapatkan penghargaan tersebut untuk kategori Leadership Commitment. Ia diakui dunia berperan penting dalam mewujudkan komitmen kuat perusahaan untuk mendorong hadirnya kebijakan, regulasi, atau praktik yang bertujuan memajukan kesetaraan gender di tempat kerja.

Pertama, Emma dipercaya memimpin komunitas PERTIWI (komunitas pekerja perempuan Pertamina)

yang dibentuk pada 2021 untuk melaksanakan program aksi edukasi dan sosialisasi kesetaraan gender.

“Sebagaimana perusahaan energi global lainnya yang mewadahi komunitas pekerja perempuan, PERTIWI dibentuk sebagai wadah inklusif pekerja perempuan Pertamina untuk meningkatkan kemampuan dan menyiapkan kader pemimpin dalam berkontribusi pada sosial masyarakat dan global,” kata Emma.

Menurut Emma, pembentukan PERTIWI mendapat dukungan penuh dari top level management Pertamina dengan komitmen untuk mendukung secara aktif pemberdayaan perempuan melalui kegiatan pengembangan personal dan profesional dalam rangka mendukung keberlanjutan bisnis Pertamina dan energi masa depan.  agk

Jadi Pembicara Pertemuan B20 di Bali

AKTRIS Hollywood Anne Hathaway akan menghadiri acara puncak pertemuan Business 20 (B20) di Bali pada 13-14 November 2022. Kegiatan itu merupakan rangkaian dari Konferensi Tingkat Tinggi (KTT) G20.

Kehadiran bintang film Les Miserables itu dikonfirmasi melalui unggahan di akun Twitter resmi B20 (@b20). Dalam unggahan tersebut, Hathaway disebut akan menjadi pembicara dalam sesi bertajuk “Mempercepat Transformasi Ekonomi dan Pertumbuhan Produktivitas yang Inklusif”.

Perempuan 39 tahun itu hadir sebagai UN Women Goodwill Ambassador, mewakili Perserikatan Bangsa-Bangsa (PBB). Selain, Anne Hathaway, acara puncak B20 juga akan menghadirkan sederet CEO perusahaan multinasional, yakni CEO, Co-Founder and Chairman of Grab Anthony Tan dan CEO Telefonica Brazil Christian Gebara. Puncak perhelatan Konferensi Tingkat Tinggi (KTT) G20 akan berlangsung Nusa Dua, Badung, Bali pada 1516 November 2022.

Emma Sri Martini

Anne Hathaway

QATAR PUNYA SEDERET WISATA KEREN TAK HANYA NONTON PIALA DUNIA,

Qatar menjadi tuan rumah Piala Dunia 2022. Upacara Pembukaan Piala Dunia 2022 sekaligus laga perdana bakal digelar pada 20 November mendatang di ibu kota Qatar, Doha.

Sekitar 1,2 juta orang diperkirakan akan membanjiri Qatar selama penyelenggaraan Piala Dunia FIFA 2022 yang bakal dimulai bulan ini. Penggemar sepak bola dari seluruh dunia siap datang ke Qatar.

Potensi tingginya kunjungan orang asing ke negaranya, Pemerintah Qatar pun belakangan berbenah perihal berbagai obyek wisata di negeri Timur Tengah tersebut.

Sebab, selain nonton langsung pertandingan sepak bola Piala Dunia 2022, para pengunjung mancanegara itu diprediksi juga akan memenuhi destinasi-destinasi wisata Qatar.

Di Kota Doha sendiri ada beberapa situs budaya yang dapat dikunjungi wisatawan, salah satunya Museum Seni Islam. Museum ini menawarkan pemandangan menarik di dalam dan di luar galeri. Kamu bisa melihat indahnya cakrawala Kota Doha dari Museum Seni Islam.

Tidak jauh dari Museum Seni Is-

lam terdapat Souq Waqif Doha, yang dikenal sebagai pasar besar di Kota Doha. Di Souq Waqif, kamu bisa menemukan para penjual pakaian tradisional, rempah-rempah, kerajinan tangan, dan suvenir. Di sini juga ada restoran dan lounge shisha.

Selain itu, di Kota Doha juga terdapat Museum Nasional Qatar, yang dirancang oleh arsitek Prancis Jean Nouvel. Di Museim Nasional Qatar terdapat artefak dan patung, serta semacam tenda yang dikreasikan seperti yang pernah digunakan orangorang nomaden di Qatar.

Rancangan Museum Nasional Qatar terinspirasi mawar gurun, sebuah formasi mineral yang ditemukan di negara Timur Tengah itu.Kemudian ada juga Perpusatakaan Nasional Qatar yang bisa dikunjungi para pelancong.

Perpustakaan Nasional Qatar dikenal karena kemegahannya dan dianggap sebagai simbol kemajuan dan kemakmuran Qatar. Pada 2018, koleksi buku di Perpustakaan Nasional Qatar mencapai 800.000 buku.

Nah, untuk Anda yang doyan belanja, Mall of Qatar di Doha bisa menjadi pilihan. Mal ini memiliki luas sekitar 500.000 meter persegi (5,3 juta kaki persegi) untuk berbelanja.

Ada juga resor tepi pantai dan perusahaan tur yang menawarkan perjalanan ke hamparan gurun Qatar. Dilansir dari gotravelly.com, Berikut sejumlah tempat wisata paling eksotis di Qatar:

1.Palm Tree Island Qatar

Pulau Buatan Palm Tree adalah destinasi wisata yang menarik minat banyak wisatawan asing. Alasan penamaan Palm Tree karena pulau buatan tersebut bentuknya menyerupai pohon palem. Pulau fenomenal ini memiliki sejumlah resor mewah, restoran menggugah, dan gedung-gedung tinggi menjulang di sekitarnya.

Tempat ini cocok untuk tempat tujuan liburan Anda yang sekaligus ingin menyelesaikan urusan bisnis dengan rekan kerja usai menonton Piala Dunia.

2. Burj Khalifa

Burj Khalifa adalah destinasi wisata yang saat ini sangat populer di Timur Tengah.Burj Khalifa merupakan gedung pencakar langit tertinggi di dunia yang menjadi icon Qatar untuk menarik para wisatawan. Burj Khalifa menjadi bangunan ini menjadi kebanggaan masyarakat Qatar.

3. Safari Gurun

Selain mengeksplor kecantikan Gurun sambil berselfie ria, Anda bisa berwisata keliling gurun dengan menyewa unta, kendaraan roda empat. Disana juga ada pemandu wisata berpengalaman yang akan mengatur kendaraan yang cocok untuk kamu gunakan sekaligus makanannya.

mudah di akses di museum ini adalah manuskrip Islam, giok, keramik, liontin, dsb yang berasal dari berbagai negara seperti dari Turki, Iran, Irak, Spanyol, Mesir, Asia Tengah, dan juga India.Anda bisa temukan benda-benda bersejarah tersebut hanya di Museum Seni Islam Qatar.

5. The Corniche, Doha

The Corniche diperuntukkan bagi Anda yang ingin menikmati ruangan yang terbuka dan segar. Ya, ini adalah tempat terbaik untuk menghabiskan waktu di kota ini bersama pasangan sah masing-masing.

Berjalan di tepian pantai Corniche dengan boulevard yang bentuknya melengkung adalah aktivitas yang menyenangkan.Terdapat rerumputan hijau di tepian pantai, dan cukup dekat dengan destinasi wisata lain yakni Museum of Islamic Art.

4. Museum Seni Islam

Desain museum ini identik dengan gaya Islam kuno dan menjadi satu-satunya museum yang berlokasi di Teluk Persia. Terdapat ruang baca, ruang penelitian, benda bersejarah yang dibangun dengan desain yang megah dan mewah.

Adapun beberapa koleksi barang bersejarah yang

6. Dahl Al Misfir

Dahl Al Misfir menjadi destinasi wisata Qatar yang cocok bagi Anda pencinta alam. Ini merupakan gua terdalam dan terbesar di negara tuan rumah pesta sepak bola akbar 2022 tersebut. Letak Dahl Al Misfir di Rawdat Rashid, sekitar 40 kilometer dari ibu kota Doha.

7. Khor Al Adaid Beach

Berjuluk “Inland Sea”, Khor Al Adaid adalah wisata Qatar berupa pantai. Mencapai Pantai Khor Al Adaid dari pusat kota Doha, Anda bisa saksikan gurun dan bukit pasir di sisi perjalanan Anda. Saat sudah tiba di sana, Anda bisa langsung nikmati pesona indahnya Khor Al Adaid! agk,CNN

POTENSI BESAR PENYIMPANAN CO2, PERTAMINA GANDENG EXXONMOBIL

Pertamina dan ExxonMobil melaporkan hasil studi bersama yang menunjukkan potensi kapasitas penyimpanan karbon diaoksida (C02) di lapangan migas milik Pertamina hingga satu miliar ton. Angka ini diproyeksikan sanggup menyimpan secara permanen CO2 emisi seluruh Indonesia pada rata-rata saat ini, hingga 16 tahun ke depan.

Penemuan ini diharap menjadi titik cerah pengembangan bisnis teknologi penangkapan, pemanfaatan dan penyimpanan karbon atau Carbon Capture Storage (CCS)/Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) dalam upaya dekarbonisasi di Indonesia.

Guna memperkuat komitmen pengembangan CCS di lapangan migas dalam negeri, Pertamina dan ExxonMobil kembali meneken kerja sama studi bersama untuk melihat potensi penyimpanan CO2 di formasi saline aquifer di wilayah kerja Pertamina. Selain itu, upaya dan inisiatif dekarbonisasi salah satunya melalui CCS juga diharapkan mampu memberikan sumbangsih pada aspek ketahanan energi nasional.

Saline aquifer atau reservoir air bersalinitas tinggi merupakan tempat penyimpanan gas CO2 yang dianggap cukup aman. Dengan berjalannya waktu, maka gas CO2 yang larut dalam air garam akan mengalami proses mineralisasi dan pengendapan.

Hasil Studi Balai Besar Pengujian Minyak dan Gas Bumi (Lemigas) Kementerian ESDM dan studi lainnya, Indonesia memiliki potensi storage sekitar 2 giga ton CO2 pada depleted reservoir migas yang tersebar pada beberapa area dan sekitar 10 Giga Ton CO2 pada saline aquifer di West Java dan South Sumatera Basin. Hasil kajian lain yang dilakukan h ExxonMobil memperkirakan potensi storage jauh lebih besar yaitu sekitar 80 Giga Ton CO2 pada saline aquifer,

sementara dari hasil kajian Rystad Energy memperkirakan lebih dari 400 Giga Ton CO2 pada reservoir migas dan saline aquifer Indonesia.

Selain untuk upaya penurunan emisi karbon, kerja sama pengembangan CCS juga diharap mendukung pertumbuhan ekonomi melalui investasi, pembukaan lapangan kerja dan peningkatan pendapatan bagi negara.

Menteri Koordinator Bidang Kemaritiman dan Investasi, Luhut Binsar Panjaitan mengatakan, Pemerintah Indonesia sedang berupaya mengembangkan regulasi yang mendukung CCS dan memulai pembahasan dengan Pemerintah di wilayah lain. “Kesepakatan bersama ini merupakan landasan yang kokoh bagi Indonesia untuk secara mencapai target nol bersih Indonesia pada tahun 2060 atau lebih cepat,” kata Luhut pada seremoni penandatangan kerja sama di Nusa Dua, Bali, Ahad (13/11/2022).

Kesepakatan kerja sama ditandai dengan penandatanganan Head of Agreement (HoA) h Direktur Utama Pertamina Nicke Widyawati dan

President Asia Pacific Exxon Mobile Low Carbon Solution and President ExxonMobil Indonesia, Irtiza Sayyed. Penandatangan HoA ini merupakan tindak lanjut Joint Study Agreement (JSA) yang ditandatangani di Amerika Serikat pada 13 Mei 2022.

Melalui penguatan kerja sama ini, Pertamina dan ExxonMobil akan mematangkan dan menyiapkan rancangan model komersial untuk pengembangan hub CCS regional di wilayah kerja PT Pertamina Hulu Energi OSES dengan potensi untuk menyimpan CO2 domestik dan internasional.

Direktur Utama Pertamina, Nicke Widyawati mengatakan, kerja sama pengembangan CCS dan dekarbonisasi sejalan dengan upaya Pertamina mendukung program Pemerintah untuk mempercepat transisi energi dan target penurunan emisi sebesar 29% pada 2030. “Salah satu lapangan terpilih ini miliki kapasitas yang sangat besar untuk menyimpan karbon dioksida. Implementasi teknologi tersebut akan memprioritaskan sumber daya di ranah domestik, pembukaan lapangan kerja dan peningkatan pendapatan bagi negara,” kata Nicke.

Nicke menegaskan, cara cepat pengembangan transisi energi baru terbarukan dan dekarbonisasi di Indonesia adalah melalui kemitraan. Hal ini untuk menjawab tiga tantangan global sekaligus yaitu teknologi, pendanaan, dan sumber daya manusia. Penerapan teknologi CCS, diharapkan akan berperan penting dalam menurunkan gas rumah kaca di atmosfer yang berkontribusi terhadap pemanasan global, perubahan iklim, pengasaman laut, dan hilangnya keanekaragaman hayati. “Pengembangan teknologi CCS memiliki dampak ganda, selain mengurangi emisi sekaligus meningkatkan produksi migas nasional,” kata Nicke.

Sebelumnya, Pertamina Hulu Energi (PHE) dan ExxonMobil sedang menjajaki proyek teknologi penangkapan, pemanfaatan dan penyimpanan karbon atau carbon capture, utilizaton and storage (CCUS)

di Cekungan Sunda-Asri yang ditarget beroperasi atau on stream pada 2027. Cekungan Sunda-Asri terletak dibagian barat laut Jawa, timur laut Selat Sunda, dan barat laut cekungan Jawa Barat selelah utara. Cekungan ini berbatasan dengan cekungan Sumatera Selatan.

CEO Pertamina Hulu Energi, Budiman Parhusip waktu itu mengatakan, pihaknya tengah memperlajari rencana implementasi CCUS yang dinilai menjadi bisnis potensial di masa depan. Budiman menyebut, terdapat potensi penyimpanan 2.800 MT CO2 yang mampu ditampung di wilayah reservoir yang habis di area PHE. “Ini merupakan kesempatan yang sangat baik untuk bekerja sama dengan setiap pemangku kepentingan untuk reservoir yang depleted,” kata Budiman saat menjadi pembicara dalam acara IPA Convention 2022 ke-46 di Jakarta Convention Center (JCC), Kamis (22/9/2022).

Sukowati Jadi Kandidat Utama Semenara, Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM, Tutuka Ariadji mengatakan, Lapangan Migas Sukowati merupakan salah satu lapangan yang potensial untuk injeksi karbon dioksida (CO2). Adapun saat ini injeksi emisi akan dilakukan di berbagai lapangan yang memiliki potensi dekarbonsiasi.

“Lapangan Sukowati merupakan one of the best candidate untuk pilot injeksi CO2. Sukowati tekanannya lebih tinggi, tidak sekompleks di Lapangan Jatibarang,” kata Tutuka dalam keterangan resmi, Jumat (28/10/2022).

Selain Lapangan Sukowati, lapangan migas lainnya yang dibidik untuk injeksi CO2 adalah Gundih, Ramba Subang, Akasia Bagus dan Betung. Lapangan-lapangan tersebut dikelola Pertamina Hulu Energi (PHE) dengan potensi dekarbonisasi di kisaran 15 juta ton carbon equivalen. Untuk kawasan Asia Tenggara, injeksi CO2 juga dilakukan di Rang Dong - Vietnam dan cukup berhasil. Peningkatan produksi yang diperoleh sekitar 1,5 kali.

“Injeksinya seperti ini juga, satu sumur dan bisa naik (produksinya) 1,5 kali. Dia lebih susah pengadaan CO2-nya, tapi berhasil naik 1,5 kali lipat,” kata Tutuka.

Untuk mengeksplor lebih lanjut, saat ini Ditjen Migas sedang menyiapkan tim untuk memetakan potensi potensi kapasitas CO2 storage di Indonesia yang nantinya akan melibatkan berbagai pihak termasuk SKK Migas dan Pertamina.

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) menargetkan studi injeksi CO2 di proyek Enhanced Oil Recovery (EOR) lapangan migas Sukowati akan rampung di Desember 2022. Kepala UPP JTB SKK Migas, Waras Budi Santosa mengatakan, injeksi CO2 ke lapangan tersebut akan berasal dari Lapangan Unitisasi Gas Jambaran Tiung-Biru (JTB) yang memiliki kandungan CO2 yang besar.

“Desember ini final subsurfacenya, studinya, dari studi subsurface nanti akan masuk ke tahapannya field trial, kemudian pilot,” katanya.

Setelah melalui tahapan pilot project, lanjut Waras, PT Pertamina EP selaku operator pengembangan EOR Lapangan Sukowati akan mengajukan Plan of Development (PoD), kemudian Final Investment Decision (FID), baru injeksi CO2 ini bisa terlaksana atau on-stream. “Perencanaan di SKK Migas targetkan on-stream untuk injeksi CO2 ke Sukowati sekitar 2026-2027. Jadi masih lama, tapi itu adalah roadmap menciptakan area JTB maupun pengembangan lapangan lain bisa jadi zero emission,” jelasnya..agung kusdyanto, djauhari effendi, kdt

NICKE WIDYAWATI DIRUT PERTAMINA

TELAN HINGGA RP 4,65 TRILIUN, PAKAI SKEMA ETM

Langkah serius mempensiunkan dini PLTU mulai dijalankan. Kali pertama jatuh pada PLTU PLTU Cirebon-1 dengan kapasitas 660 megawatt (MW) di Jawa Barat. Kebutuhan dananya diperkirakan antara 230 juta dollar AS hingga 300 juta dollar AS atau setara Rp 3,56 triliun hingga Rp 4,65 triliun

Kepastian atas rencana tersebut setelah adanya MoU antara PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) dan Asian Development Bank (ADB) yang diteken, Senin (14/11/2022). Penandatangan-

an itu juga mengikutsertakan mitra terkait, seperti Cirebon Electric Power serta Indonesia Investment Authority (INA). Rencananya, pensiun dini PLTU milik swasta itu akan menggunakan pendanaan gabungan lewat skema energy transition mechanism (ETM).

“Independent Power Producer [IPP] yang akan dipensiunkan di bawah skema ini di Cirebon itu hanya langkah pertama, itu milestone pertama,” kata Direktur Utama PLN Darmawan Prasodjo saat Grand Launching Indonesia Energy Transition Mechanism Country Platform di Nusa Dua, Bali, Senin (14/11/2022).

Nantinya, lanjut Darmawan, skema pensiun dini lewat pendanaan gabungan ETM itu akan diperluas untuk meningkatkan target kapasitas PLTU yang disasar. Harapannya, dana yang dapat dihimpun juga makin besar pada tahapan berikutnya.

“Dengan skema platform seperti ini, kita punya mekanisme yang lebih jelas dan terdefinisi, baik dari segi financing-nya maupun dari sisi teknisnya, untuk memastikan bahwa investasi yang masuk nanti lebih commercially viable,” kata dia.

ADB menyatakan tenggat pensiun dini PLTU Cirebon-1 itu masih dibahas seiring dengan negosiasi terkait dengan struktur pembiayaan final dari rencana tersebut. Adapun, PLTU itu telah memiliki kontrak operasi hingga 2042 mendatang.

Berdasarkan hitung-hitungan ADB, biaya pensiun dini PLTU Cirebon -1 berada di kisaran 250 juta dollar AS hingga 300 juta dollar AS. Kendati demikian, hitung-hitungan itu masih dalam tahap negosiasi.

President ADB, Masatsugu Asakawa mengatakan, program pensiun dini PLTU Cirebon-1 itu nantinya bakal menggunakan struktur penda-

PENSIUN DINI PLTU CIREBON-1

naan gabungan atau blended finance dari skema energy transition mechanism (ETM). Berdasarkan hitunghitungan ADB, pendanaan pensiun dini PLTU Cirebon-1 berkisar di angka 230 juta dollar AS hingga 300 juta dollar AS atau setara Rp3,56 triliun hingga Rp4,65 triliun. “Krisis iklim saat ini tidak dapat diatasi tanpa skema ini, terutama di kawasan kita di mana banyak PLTU masih begitu muda,” kata Asakawa di Nusa Dua, Bali, Senin (14/11/2022).

Adapun, tenggat waktu ihwal eksekusi pensiun dini PLTU Cirebon-1 masih dalam pembahasan seiring dengan negosiasi yang belum selesai terkait dengan besaran pendanaan yang dibutuhkan. Seperti diketahui, PLTU itu telah memiliki kontrak operasi hingga 2042 mendatang untuk memasok listrik ke PLN. Ihwal pendanaan gabungan itu akan terdiri dari concessional capital dan modal dari ADB. Pendanaan concessional itu melingkupi bantuan dari kemitraan di ETM Partnership Trust Fund dan sebagian alokasi investasi dari pemerintah Indonesia. Kendati demikian, struktur pembiayaan pensiun dini itu belum juga rampung lantaran sejumlah lembaga keuangan dan filantropi belakangan menunjukkan ketertarikan mereka untuk ikut bergabung. “ADB sangat bangga untuk memulai dengan Indonesia dan mitra lainnya, mengubah lanskap energi kita, kami menunggu

kemitraan selanjutnya untuk masa depan yang lebih makmur dan inklusif,” ujarnya.

Seperti diketahui, PLN bakal menghentikan operasional 6,7 giga watt (GW) pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) batu bara secara bertahap hingga 2040. Hal ini dilakukan dalam dua proses, yakni 3,2 GW PLTU akan setop beroperasi secara natural, dan 3,5 GW lewat skema pensiun dini.

Khusus sebelum tahun 2030, PLN tengah mendorong penghentian operasi PLTU berkapasitas 5,5 GW. Hal ini sebagai langkah awal perseroan memberi ruang untuk investasi hijau masuk ke sistem kelistrikan nasional. Manuver itu diperkirakan menelan investasi sebesar 6 miliar dollar AS atau setara dengan Rp 89,3 triliun (asusmsi kurs Rp14.890). Kebijakan itu juga diambil untuk mengatasi masalah kelebihan pasokan listrik yang andil pada sejumlah sikap mendua PLN pada inisiatif hijau yang dimulai swasta.

Hanya saja, program penghentian PLTU seluruhnya hingga 2050 diproyeksikan bakal sulit dilakukan. Center for Global Sustainability University of Maryland memperkirakan kebutuhan dana yang perlu diamankan PLN mencapai 32,1 miliar dollar AS atau setara dengan Rp 475,4 triliun. Di sisi lain, PLN mesti menaikkan kapasitas serta ekosistem pembangkit EBT dengan nilai investasi menyentuh 1,2 triliun dollar AS atau setara dengan Rp 17.772 triliun hingga 2050 mendatang.

Transisi Adil-Terjangkau

Pemerintah sendiri akan menarik komitmen riil senilai 500 juta dollar AS atau sekitar Rp7,75 triliun (asumsi kurs Rp15.493 per dollar AS) untuk melakukan transisi energi hijau dengan berbekal Indonesia ETM Country Platform. Peluncuran platform itu dilakukan Menteri Keuangan Sri Mulyani, Presiden Asian Development Bank (ADB) Masatgusu Asakawa, Direktur Utama PT PLN (Persero) Darmawan Prasodjo, dan Direktur Utama PT Sarana Multi Iinfrastruktur (Persero) Edwin Syahruzad.

Sri Mulyani menyebutkan, Indonesia akan menarik komitmen riil pembiayaan senilai 500 juta dollar AS untuk langkah transisi energi hijau, terutama pensiun dini pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) berbasis batu bara. Pemerintah akan mengembangkan dana tersebut agar pelaksanaan transisi energi hijau dapat lebih besar.

Menurut Sri Mulyani, pemerintah telah mengidentifikasi potensi

DARMAWAN PRASODJO

DIRUT PLN

MASATSUGU ASAKAWA PRESIDENT ADB

15 gigawatt (GW) PLTU yang dapat dipensiunkan lebih awal. “Komitmen financing melalui skema ETM ini akan sangat tergantung kepada bagaimana kita akan mengembangkannya. Kita akan mulai dengan 2 GW, yang kemudian akan menarik komitmen riil senilai 500 juta dollar AS yang akan dikembangkan menjadi 4 miliar dollar AS,” ujarnya.

Sri Mulyani menyebutkan, ETM Country Platform menunjukkan upaya Indonesia untuk transisi energi yang adil dan terjangkau. Platform itu pun dapat menjembatani kebutuhan pengembangan energi dan pengurangan emisi karbon Keseimbangan itu penting menurutnya untuk menjaga komitmen Indonesia terhadap isu perubahan iklim, terutama national determined contribution (NDC) yang diumumkan di Paris Agreement. “Kenapa ETM ini sangat penting? Indonesia adalah rumah bagi hampir 300 juta orang. Jutaan orang rentan terekspos ke bencana alam yang dipicu oleh perubahan iklim, terutama mereka yang berada di dataran rendah kepulauan kami,” ujarnya.

Manajer Program Transformasi Energi Institute for Essential Services Reform (IESR), Deon Arinaldo menjelaskan, skema ETM ini memberikan fasilitas pembiayaan transisi energi yang tujuannya adalah menyediakan blended finance dengan financing cost yang lebih rendah.

Ini sebagai satu faktor yang mendorong pensiun PLTU. “Ini adalah perkembangan yang perlu diapresiasi karena dengan adanya ETM untuk PLTU Cirebon 1 diharapkan ada pembelajaran yang lebih besar lagi sehingga replikasi dan peningkatan skala kerja sama pensiunkan PLTU dari proses transisi bisa berlangsung dengan perbaikan-perbaikan,” jelasnya dikutip kontan, Selasa (15/11).

Deon menyoroti, hal menarik dalam pemensiunan PLTU Cirebon 1. Dia melihat, PLTU ini merupakan milik swasta dan bentuk pembiayaannya adalah refinancing dengan financing cost yang lebih rendah. Hal ini bisa membuat operasi PLTU lebih singkat serta tetap menjaga kepentingan dari semua pihak terkait,

mulai dari pemilik PLTU, PT PLN, investor dan provider pendanaannya.

Deon menjelaskan,, tidak ada satu skema pembiayaan yang menjadi solusi bagi seluruh aset pembangkit batubara yang mau dipensiunkan. Menurutnya, skema pendanaan yang digunakan tergantung pada kondisi masing-masing set PLTU. “Aset PLTU yang dimiliki IPP dan PLN akan punya kebutuhan yang berbeda, skema pembiayaan pasti berbeda, begitu juga ketersediaan pembiayaan yang cocok dari skema tersebut,” terangnya.

Terkait Just Energy Transition Partnership (JETP) dan ETM country platform, Deon menilai, dapat memberikan fasilitas dalam membiayai proses transisi energi. “Namun skema pembiayaan tetap bukan one fits all solution karena yang terpenting justru hal ini memberikan sinyal bahwa ada perkembangan dari diskusi/dialog yang ada,” ujar Deon.

Ia berharap, dengan ini bisa membantu memantapkan pemangku kepentingan untuk melangkah transisi energi ke depannya. Saat ini IESR juga bekerj sama dengan Asosiasi Produsen Listrik Swasta Indonesia (APLSI) untuk mendorong inisiatif IPP Just Energy Transition (JET) yang lebih luas. Deon menegaskan butuh lebih banyak bentuk kolaborasi dan kerja sama lainnya yang masih perlu dieksplorasi. agung kusdyanto, djauhari effendi bc,ktn

PLTU ini merupakan milik swasta dan bentuk pembiayaannya adalah refinancing dengan financing cost yang lebih rendah.

PENDANAAN KOMERSIAL MASIH RAGU

Perbankan serta pemberi pinjaman komersial masih ragu-ragu untuk mendanai program pensiun dini pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) berbasis batu bara, lantaran menghindari portofolio fosil dalam kegiatan pembiayaan mereka.

Hal itu diungkapkan Wakil Menteri BUMN I Pahala N. Mansury usai penandatanganan nota kesepahaman atau memorandum of understanding (MoU) antara Asian Development Bank (ADB) bersama dengan PT PLN (Persero), Indonesian Investment Authority (INA), dan Cirebon Electric Power (CEP) untuk pemadaman lebih awal PLTU Cirebon-1 yang berlokasi di Jawa Barat lewat blended financing dari skema Energy Transition Mechanism (ETM) Country Platform. “Country platform sudah resmi diumumkan, pada akhirnya siapa yang akan menanggung biayanya apa nanti yang memastikan pembiayaan ini,” kata Pahala, saat diskusi Roundtable : Transactions Leading the Shift From Coal to Clean Energy di Nusa Dua, Bali, Senin (14/11/2022).

Pahala mengatakan, dirinya belum mengetahui lebih lanjut apakah pendanaan lewat ETM itu sudah memasukkan taksonomi pembiayaan

hijau atau green financing taxonomy untuk memastikan portofolio investasi dari perbankan atau pemberi pinjaman tidak terpengaruh negatif oleh sentimen fosil. “Ketika kami bicara dengan teman-teman di perbankan mereka sangat bergairah tentang ini, tapi mereka bertanya apakah pembiayaan transaksi itu sudah masuk pada bagian pembiayaan hijau,” kata dia.

Menurut dia, perbankan telah menghindar untuk membiayai seluruh program berkaitan dengan PLTU guna menjaga portofolio mereka. Sekalipun, kata dia, untuk membiayai program pensiun dini PLTU yang berkontribusi pada penurunan gas buang mendatang yang cukup signifikan. “Sekalipun dampak dari reduksi emisi ini sangat jelas,” tuturnya.

Hal senada pernah dikatakan Direktur Pembiayaan dan Investasi PT Sarana Multi Infrastruktur (SMI) Sylvi Juniarty Gani (SMI). Dikatakan,

mobilisasi pembiayaan untuk mendanai program pensiun dini pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) batubara masih sulit dilakukan hingga saat ini. Alasannya, lantaran pembiayaan pada program itu dinilai terlalu berisiko bagi kreditur lantaran belum masuknya pensiun dini PLTU ke dalam taksonomi pembiayaan transisi energi.

“Tantangan dari pensiun dini PLTU dari perspektif pendanaan adalah lender potensial selalu melihat program ini terlalu riskan karena eksposur yang tinggi pada batu bara,” kata Sylvi dalam acara Indonesia Sustainable Energy Week (ISEW), Jakarta, Senin (10/10/2022) lalu. Absennya pensiun dini dalam taksonomi hijau itu, kata Sylvi, belakangan ikut menyulitkan pemerintah untuk menarik pendanaan dari bank komersial untuk mempercepat program transisi energi mendatang. Kendati demikian, dia mengatakan, pemerintah tengah mendorong program pensiun dini PLTU ba-

tubara itu dapat disisipkan ke dalam taksonomi hijau pada KTT COP27 di Mesir.

Ia berharap, langkah itu dapat memudahkan pendanaan awal untuk melakukan pensiun dini pembangkit berbasis energi fosil tersebut. “Kita berharap pada COP 27 nanti sejumlah aliansi multilateral akan mengajukan konsensus untuk memasukkan pensiun dini PLTU sebagai taksonomi transisi energi untuk menggalakkan pendanaan mendatang,” tuturnya.

Sementara Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) JUGA menilai, skema pembiayaan pensiun dini pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) batu bara lewat energy transition mechanism (ETM) belum mampu menarik pendanaan dari perbankan atau pemberi pinjaman komersial. Peneliti IEEFA Elrika Hamdi mengatakan pemberi pinjaman komersial atau privat masih ragu untuk berinvestasi pada program pensiun dini PLTU tersebut. Alasannya, program itu relatif berisiko pada portofolio investasi mereka lantaran sentimen negatif batu bara. “Yang menjadi tantangan itu untuk mengajak pembiayaan komersial untuk ikut pada skema ETM ini,” kata Elrika saat

Profil PLTU Cirebon-1

dihubungi, Senin (14/11/2022).

Sejauh ini, kata Elrika, pendanaan skema ETM itu masih bertumpu pada lembaga keuangan non komersial, donor negara, hibah dan filantropi. “Masalah green taxonomies ini dialami perbankan lokal dan internasional, karena sekarang bankbank ini banyak disorot dan di-track portofolio kotornya oleh civil society,” tuturnya.

Dampak Harga Listrik

Sementara PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) meminta program pensiun dini pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) batu bara tetap menjamin ketersediaan listrik murah bagi pelanggan yang mayoritas berasal dari konsumsi rumah tangga bersubsidi. EVP Operasi Pembangkitan PLN,

Suwarno mengatakan, perseroan menaruh perhatian serius terkait dengan isu harga kelistrikan pada tingkat konsumen setelah program pensiun dini PLTU mulai terlaksana lewat skema energy transition mechanism (ETM) untuk PLTU Cirebon-1 dengan kapasitas 660 megawatt (MW) yang berlokasi di Jawa Barat. “Tentunya ke depan harus sejalan dengan harapan pelanggan yaitu harga terjangkau oleh pelanggan ke depan, pengembangan energi baru terbarukan (EBT) harus mempertimbangkan masalah terkait dengan harga,” kata Suwarno.

Suwarno berharap pensiun dini PLTU secara masif dapat diikuti dengan pemasang kapasitas baru pembangkit berbasis EBT dengan daya dan harga yang relatif sama dengan pembangkit fosil. Harapan itu, menjadi bagian perhatian PLN untuk memastikan ketersediaan kapasitas listrik dengan harga yang kompetitif bagi masyarakat ke depannya.

“Untuk pensiun dini harus ada sinkronisasi kecukupan daya untuk melayani pelanggan, baik itu masuknya transmisi atau pembangunan EBT kita harapkan cadangan harus tetap ada sehingga pelanggan tetap terlayani dengan baik,” ujarnya. agung kudyanto, bc, kdt

adalah

dan infrastruktur Asia, yakni Marubeni Corporation, Indika Energy, Korean Midland Power (KOMIPO), dan Samtan Corporation. Konsorsium inilah yang berada di balik Pembangkit Listrik Unit 1 1x660 MW di Kanci, Kabupaten Cirebon, Jawa Barat.

Sejak beroperasi pada Juli 2012, atau 8 bulan lebih awal dari rencana semula, unit pertama telah menghasilkan 5TWh listrik pertahun melalui sistem interkoneksi Jawa-Madura-Bali (Jamali).

PLTU Cirebon-1 ini menggunakan teknologi supercritical, termasuk fired boiler dengan LO-NOx Burners. Teknologi ini diklaim bisa meningkatkan efisiensi siklus, mengurangi konsumsi batu bara dan polusi udara meski yang digunakan adalah batu bara berkalori rendah.

Selanjutnya, CEP akan mengoperasikan PLTU Cirebon II berkapasitas 1.000 MW, yang menerapkan teknologi ultra super critical boiler dengan tekanan dan suhu yang sangat tinggi, sehingga bisa mencapai tingkat efisiensi maksimal untuk memproduksi listrik. PLTU Cirebon II ini menelan biaya investasi senilai 2,1 miliar dollar AS. Proyek ini juga diperkirakan akan memiliki kebutuhan batu bara untuk operasionalnya mencapai 40 juta ton per tahun. agk

PLTU Cirebon-1 merupakan proyek konsorsum sejumlah perusahaan, termasuk PT Indika Energy Tbk. (INDY). PLTU Cirebon-1 dioperasikan PT Cirebon Electric Power (CEP). Berdiri sejak tahun 2007, CEP

konsorsium multi-nasional yang diperkuat nama-nama besar dalam industri energi

ELRIKA HAMDI

PENELITI IEEFA

ENERGIPEDIA

ADU CEPAT TUNTASKAN PROYEK SMELTER

Sejumlah perusahaan terus mengejar target untuk menunstakan proyek smelter. Hal ini tak lain untuk mendukung program hilirisasi mineral yang tengah digemborkan pemerintah.

Sebut saja, PT Amman Mineral Nusa Tenggara (AMNT) yang menargetkan pembangunan smelter tembaga di Benete, Kabupaten Sumbawa Barat, Nusa Tenggara Barat, rampung pada akhir tahun 2024. Direktur Utama Amman Mineral Nusa Tenggara Rahmat Makkasau berharap, pabrik pengolahan itu mampu mendukung program hilirisasi pemerintah. “Harapannya di akhir 2024 nanti kami sudah operasikan smelter dan mulai produksi katoda tembaga,” kata Rahmad dalam Rapat Dengar Pendapat (RDP) bersama Komisi VII DPR RI di Jakarta, Kamis (10/11/2022).

Pembangunan smelter tersebut diawali dari peralihan atau akuisisi Kontrak Karya (KK) PT Newmont Nusa Tenggara oleh PT Medco Energi Internasional menjadi Izin Usaha Pertambangan Khusus (IUPK). Nama Newmont akhirnya berubah menjadi PT Amman Mineral Nusa Tenggara pada November 2016.

“Akhirnya diputuskan untuk membangun smelter setelah akuisisi dan penandatanganan memulai kontrak pengerjaan smelter dimulai pada tahun 2021,” ujar Rahmat.

Manajer Komunikasi Perusahaan Amman Mineral, Kartika Octaviana mengatakan, perkembangan konstruksi smelter sudah mencapai 47% dengan total nilai investasi 1 juta dollar AS. Nantinya smelter tembaga tersebut sanggup memproduksi katoda tembaga hingga 222.000 ton per tahun. Pabrik pengolahan dan pemurnian tembaga ini dibangun di kawasan Batu Hijau, dekat dengan lokasi tambang perusahaan.

“Pasir konsentrat itu diolah di smelter, keluarnya katoda tembaga berupa lempengan,” ujar Kartika.

Pembangunan smelter ini molor dari target yang ditetapkan bisa beroperasi secara penuh pada Juli 2023. Kartika menjelaskan, keterlambatan tersebut disebabkan oleh kondisi eksternal seperti Pandemi Covid-19

dan kondisi geopolitik global yang kurang stabil.

Kendati demikian, Amman terus berkomunikasi dengan pemerintah untuk melaporkan perkembangan pembangunan smelter. “Lamanya ada kendala yang tidak bisa kami atur dan itu memengaruhi logistik,” kata Kartika.

Sementara PT Timah Tbk (TINS) memastikan proyek smelter timah berteknologi Ausmelt Furnace telah rampung 100% dan dapat beroperasi pada akhir November 2022. Smelter ini dapat mengolah timah kadar rendah, dan dapat menekan biaya pengolahan hingga 25%.

Timah melakukan transformasi teknologi pengolahan timah kadar rendah dengan membangun Top Submerge Lance (TSL) Ausmelt Furnace di Kawasan Unit Metalurgi Muntok, Kabupaten Bangka Barat, Provinsi Kepulauan Bangka Belitung. “Pengoperasian ausmelt dapat menekan biaya pengolahan sebesar

25% dibandingkan dengan menggunakan Reverberatory Furnace,” kata Sekretaris Perusahaan PT Timah Abdullah Umar Baswedan, Kamis (3/11/2022).

Ia menjelaskan, tujuan transformasi teknologi pengolahan itu untuk optimalisasi teknologi, peningkatan kapasitas, efisiensi produksi dan keselamatan serta kesehatan lingkungan. PT Timah menggandeng Outotec Australia yang berpusat di Finlandia sebagai provider teknologi TSL Ausmelt Furnace. Advertisement “Dengan beroperasinya TSL Ausmelt Furnace tentunya dapat meningkatkan efektifitas produksi dengan proses pengolahan yang lebih efisien,” katanya.

Menurut dia, pembangunan TSL Ausmelt Furnace sendiri merupakan strategi untuk menjawab tantangan yang dihadapi industri pertambangan timah saat ini yang ketersediaan biji timah dengan kadar tinggi atau diatas 70% Sn sudah terbatas. “Teknologi peleburan timah yang dimiliki PT Timah saat ini, Tanur Reverberatory tidak mempunyai fleksibilitas mengolah konsentrat bijih Timah kadar rendah (< 70% Sn),” katanya.

Teknologi peleburan timah yang dimiliki PT Timah saat ini, Tanur Reverberatory tidak mempunyai fleksibilitas mengolah konsentrat bijih timah kadar rendah di bawah 70%. Selain itu, membutuhkan waktu yang relatif lebih lama untuk melebur timah dan perak. Tanur Reverberatory menggunakan bahan bakar minyak dengan reduktor batu bara jenis antrasit yang lebih banyak dan membutuhkan biaya yang relatif besar.

Untuk mampu bersaing dengan industri pertambangan timah dunia, perseroan harus menekan biaya produksi sehingga penggunaan teknologi menjadi hal yang harus dilakukan untuk menjawab tantangan ke depan.

Abdullah Umar berharap, smelter ini mampu mengolah konsentrat bijih timah dengan kadar rendah mulai dari 40% dengan kapasitas produksi 40.000 ton timah kasar per tahun atau 35.000 metrik ton ingot per tahun.

Selain itu, dari sisi pengoperasian smelter ausmelt dilakukan dengan proses otomasi dengan sistem kontrol. Fasilitas ini menggunakan bahan bakar batu bara jenis sub-bituminus yang cenderung lebih mudah didapatkan di Indonesia. Waktu pengolahan juga lebih singkat karena satu batch pengolahan hanya membutuhkan waktu sekitar 10,5 jam.

Sedangkan, Reverberatory membutuhkan waktu 24 jam per batch. “Selain itu, di tengah gencarnya isu lingkungan yang menyoroti perusahaan pertambangan, TSL Ausmelt Furnace lebih safety dan menerapkan teknologi ramah lingkungan karena dilengkapi dengan hygien system dan waste water treatment,” imbuhnya.

Teken MoU Difinif

PT Vale Indonesia Tbk (INCO) telah menandatangani Perjanjian Kerjasama Definitif bersama Zhejiang Huayou Cobalt Co., Ltd (Huayou), Minggu (13/11/2022). Perjanjian ini dilakukan untuk memproses bijih nikel milik Vale Indonesia dari Blok Pomalaa di Kolaka, Sulawesi Tenggara.

Proyek Pomalaa merupakan bagian dari komitmen INCO untuk membangun portofolio proyek kelas dunia dan memperkuat penambangan berkelanjutan generasi berikutnya di Indonesia. Perjanjian ini terkait dengan nota kesepahaman (MoU) yang tidak mengikat dengan Huayou dan Ford Motor Company pada bulan Juli yang lalu. Proyek HPAL Blok Pomalaa diperkirakan akan menghasilkan hingga 120 kiloton nikel yang menjadi bagian penting untuk mendukung ekosistem

baterai kendaraan listrik.

Direktur Keuangan Vale Indonesia Bernardus Irmanto mengatakan, setelah penandatanganan beberapa key agreements seperti definitive agreement hingga joint venture agreement, Huayou akan melakukan share subscription ke PT Kolaka Nickel Indonesia (KNI) yang saat ini masih 100% dimiliki oleh INCO dan Vale Canada Limited (VCL).

Setelah share subscription selesai, Huayou akan menjadi pemegang saham mayoritas dan akan mulai menjalakan pekerjaan awal, yang kemudian dilanjutkan dengan pekerjaan konstruksi. Secara paralel, INCO akan menyelesaikan mine development plan. “Seluruh pekerjaan direncanakan selesai dalam waktu tiga tahun,” tutur Irmanto kepada Kontan. co.id, Senin (14/11/2022).

Namun, ada beberapa hal terkait perizinan dan analisis dampak lingkungan (AMDAL) yang harus disesuaikan dengan rencana teknis. “Karena projek ini masuk dalam proyek strategis nasional (PSN), kami optimis hal-hal terkait perizinan bisa diselesaikan sesuai target,” kata Irmanto.

Holding Industri Pertambangan Indonesia, Mining Industry Indonesia (MIND ID) juga menargetkan pembangunan proyek smelter PT Freeport Indonesia (PTFI) mencapai 50% pada akhir tahun ini. Sekretaris Perusahaan MIND ID Heri Yusuf mengungkapkan, pihaknya bersama dengan PTFI berkomitmen untuk merampungkan proyek smelter yang kini tengah digarap.

“Perkembangan konstruksi hingga akhir Juli 2022 mencapai 36,2%. Di akhir tahun 2022 diperkirakan mencapai 50%,” ungkap Heri, Jumat (11/11/2022).

Heri mengatakan, dengan perkembangan yang ada maka pembangunan smelter ditargetkan selesai pada akhir 2023 mendatang. Selanjutnya, akan dilanjutkan pada tahapan pre-commissioning dan commissioning. Kehadiran smelter baru ini pun diyakini bakal memungkinkan PTFI untuk mengolah seluruh konsentrat tembaga produksi dalam negeri. agung kusdyanto, ktn, kdt

RAHMAT MAKKASAU DIREKTUR UTAMA AMMAN MINERAL NUSA TENGGARA

TARGET 53 SMELTER DI 2023 BERPOTENSI MELESET

Saat ini Indonesia sudah memiliki 21 smelter, ada tambahan 7 di 2022 yang sedang dalam proses. Maka di akhir tahun ini akan ada 28 smelter yang beroperasi. Ke - 21 smelter yang dikelola oleh Kementerian ESDM yang terdiri dari 15 smelter nikel, 2 smelter bauksit, 1 smelter besi, 2 smelter tembaga, dan 1 smelter mangan

Adapun di 2023 pemerintah menargetkan akan ada tambahan fasilitas pemurnian hingga mencapai 53 smelter. “Namun target 53 smelter di 2023 ini yang kemungkinan tidak tercapai,” kata Staf Khusus Menteri ESDM Bidang Percepatan Tata Kelola Mineral dan Batubara (Minerba), Irwandy Arif dalam webinar, Jumat (18/11/2022).

Irwandy mengungkapkan, banyak tantangan yang harus dihadapi pelaku usaha seperti kendala

pada aspek perizinan, pendanaan, kesiapan energi (tarif listrik, biaya instalasi), dan isu lainnya seperti kedatangan alat dan Tenaga Kerja Asing (TKA), teknologi, dan lainnya.

Di sisi lain, pada tahun 2022, ada tantangan lainnya berupa penerapan teknologi bersih. Produk logam hijau akan mendukung ekosistem baterai dan kendaraan listrik. Namun, saat ini produksi logam di Indonesia baru terbatas pada logam utama seperti nikel, emas, perak, tembaga, tetapi produk sampingan belum digarap dengan baik.

Padahal pengembangan ekosistem baterai, stainless steel, dan modul surya yang sudah ada di depan mata sudah cukup berkembang di Indonesia. “Ini tinggal bagaimana memaksimalkan proses hilirisasi,” ujarnya.

Sejumlah Rintangan

Irwandy mengatakan, ada sejumlah rintangan yang harus dilalui pemerintah jika ingin melakukan hilirisasi komoditas tambang di dalam negeri. Mulai dari pendirian pabrik pengolahan dan pemurnian atau smelter hingga tantangan rantai pasok dari hulu ke hilir.

Guna mendorong hilirisasi pemerintah harus mengoptimalkan produksi di sektor pertambangan, mengembangkan industri untuk mengolah bahan mentah menjadi barang jadi. “Kelemahan ada di manufaktur. Manufaktur pusatnya di Korea, Cina dan Jepang. Kita sama sekali belum punya kemampuan ke sana, khususnya untuk smelter,” kata Irwandi.

Menurut Irwandy, kemandirian pengembangan smelter di Tanah Air perlu ditingkatkan mengingat mayo-

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) mengungkapkan banyaknya tantangan yang dihadapi industri hilirisasi membuat target 53 smelter di 2023 berpotensi tidak tercapai.

ritas dari sumber daya dan teknologi untuk pembangunan smelter diperoleh dari luar negeri.

“Ini yang harus kita kembangakan, dari sisi teknologi kita belum punya, kita bayar sangat mahal sehingga penambahan negara berkurang karena itu,” jelasnya.

Di samping itu, pemerintah juga masih harus memperbaiki rantai pasok pengelolaan komoditas tambang. Pemerintah perlu meningkatkan harmonisasi antar kementerian dan lembaga agar program hilirisasi bisa membentuk rantai pasok yang berjalan secara optimal dan efisien dari produksi hulu sampai industri di hilir.

“Kemudian bagaimana pengembangan industri ke hilir. Nah ini adalah di tangan kementerian perindustrian, kerja sama ini sangat dipentingkan awal tahun lalu sudah ada rapat internal ya, rapat pimpinan secara khusus perindustrian dan pertambangan, tapi harus didorong lagi supaya lebih maju,” tutur dia.

Selain itu, fluktuasi harga jual produk hilirisasi juga menimbulkan kekhawatiran. Menurut Irwandy, perubahan harga komoditas akhir selalu berubah tiap bulan.

Nilai Tambah

Irwandy juga mengatakan, program hilirisasi produk tambang bisa meningkatkan nilai tambah dari mineral yang akan dijual. Ia mencontohkan, harga bijih nikel yang hanya dihargai 33 dollar AS per ton akan melonjak jadi 2.622 dollar AS per ton dan 8.396 dollar AS per ton setelah dimurnikan menjadi ferronikel dan nikel matte. Angka ini akan lebih tinggi jika dioleh lebih jauh menjadi nikel batangan senilai 13.786 dollar AS per ton. Hal serupa juga terjadi pada sektor tambang aluminum. Saat masih dalam bentuk bauksit, harga jual di pasaran hanya berada di 18 dollar AS per ton. Harga jual akan meningkat usai bauksit dimurnikan menjadi alumina dengan harga jual 350 dollar AS per ton dan kembali meningkat jika diolah menjadi produk aluminum 1.762 dollar AS per ton.

“Secara internal bapak presiden

menginginkan hilirisasi tidak hanya di satu komoditas, tapi juga di komoditas bauksit, timah, nikel, dan sebagainya,” katanya.

Irwandi mengatakan, pemerintah juga dalam waktu dekat akan menerapkan hilirisasi pada produk tembaga. Saat masih menjadi bijih, tembaga cuma berada di harga 4,36 dollar AS per ton. Harga jualnya akan naik menjadi 1.365 dollar AS per ton jika diolah menjadi konsentrat tembaga.

Lebih dari itu, harga komoditas

lah pemurnian. Lebih dari itu, harga bijih besi atau baja akan melonjak hingga 975 dollar AS per ton setelah menjadi produk manufaktur baja karbon.

Sementara Kementerian Investasi atau BPKM menyatakan sedang fokus membangun hilirisasi sektor pertambangan, khususnya nikel. Pasalnya, nilai tambah dari hilirisasi ini sangat luar biasa terbukti dari nilai ekspor nikel tahun ini yang diproyeksi dapat mencapai 10 kali lipat dari capaian 2017 yang hanya sekitar 3 miliar dollar AS.

Menteri Investasi Bahlil Lahadalia mencatat nilai perdagangan nikel Indonesia pada 2021 telah mencapai 20,9 miliar dollar AS. Seperti diketahui, pemerintah telah melarang ekspor bijih nikel pada 2020 dan memaksa pelaku industri nikel melakukan hilirisasi.

tembaga bakal bernilai lebih tinggi jika telah melewati fase pemurnian menjadi katoda tembaga dengan harga 6.049 dollar AS per ton. Produk paling ujung adalah kabel tembaga dengan harga jual mencapai 13.000 dollar AS per ton.

Selanjutnya, komoditas tambang bijih timah juga berpeluang untuk menghasilkan keuntungan besar jika melewati proses hilirisasi. Adapun bijih timah hasil penambangan dihargai 1.000 dollar AS per ton. Angka ini akan naik jadi 9.000 dollar AS per ton setelah melewati proses pengolahan dan pemurnian.

Harga timah bisa melambung lebih tinggi jika sudah dalam bentuk timah batangan untuk keperluan manufaktur seharga 16.250 dollar AS per ton. Terakhir, hal yang sama juga terjadi pada komoditas tambang besi atau baja. Saat masih dalam bentuk bijih, harga jual hanya sekitar 30 dollar AS per ton. Harga jual akan meningkat ke 138 dollar AS per ton usai diolah dan melonjak menjadi 555 dollar AS per ton sete-

“Menurut data perdagangan, kami akan menutup perdagangan nikel pada 2022 dengan nilai 27 miliar dollar AS sampai 30 miliar dollar AS,” kata Bahlil dalam Indonesia Net Zero Summit 2022, Bali, Jumat (11/11/2022).

Namun demikian, Bahlil mengatakan banyak negara-negara yang tidak setuju terhadap kebijakan hilirisasi pemerintah Indonesia. Negara yang dimaksud oleh Bahlil tergabung dalam Uni Eropa.

Bahlil mengatakan, pelarangan ekspor bahan baku termasuk dalam upaya pemerintah dalam mengurangi emisi karbon. Menurutnya, pengolahan bahan baku di dalam negeri dapat mengatur emisi yang dikeluarkan dalam pengolahan bahan baku. Menurut dia, salah satu hal yang akan menjadi syarat pengolahan bahan baku di dalam negeri adalah penggunaan energi baru terbarukan atau EBT. Namun demikian, Bahlil mengatakan pemerintah Indonesia tetap digugat ke Organisasi Dagang Dunia atau WTO atas kebijakan tersebut.

“Tapi, kami Indonesia bangsa yang sudah merdeka, sedikit pun tidak mundur ketika negara kami ingin maju,” kata Bahlil.  agung kusdyanto, kdt, ktn

IRWANDY ARIF STAF KHUSUS MENTERI ESDM BIDANG PERCEPATAN TATA KELOLA MINERBA

2023, DMO BATUBARA KELISTRIKAN DIPATOK NAIK

Target pasokan batubara untuk sektor kelistrikan meningkat tahun 2023. Lewat surat B-1372/MB.05/DBB.OP/2022, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) menugaskan sebanyak 125 badan usaha yang terdiri atas perusahaan, CV, dan koperasi untuk memasok total 161.155.417 ton batubara untuk sejumlah pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) di tahun 2023. Sedangkan tingkat produksi meningkat menjadi 694 juta ton.

Sebagai pembanding, target pemenuhan kebutuhan domestik alias domestic market obligation (DMO) batubara untuk sektor kelistrikan di tahun 2022 ditetapkan sebesar 130 juta ton, sementara target produksi batubara nasional ditetapkan sebesar 663 juta ton di tahun 2022.

Direktur Pembinaan Pengusahaan Batubara Kementerian ESDM, Lana Saria mengatakan, kenaikan rencana DMO kelistrikan di tahun 2023 ditetapkan lantaran kebutuhan listrik yang meningkat. Di sisi lain, ia juga mengonfirmasi produk-

si batubara nasional di tahun 2023 direncanakan meningkat.

“Tingkat produksi 2023 meningkat menjadi 694 juta ton,” ujar Lana, Kamis (10/11/2022).

Sementara PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) sendiri membutuhkan sekitar 161,15 juta ton batubara pada 2023 mendatang. Kebutuhan batubara PLN tersebut terungkap dari surat yang ditandatangani Direktur Pembinaan Pengusahaan Batubara Kementerian ESDM Lana Saria.

Surat tertanggal 7 November 2022 tersebut disebutkan bahwa sehubungan dengan kewajiban pemenuhan

kebutuhan batubara dalam negeri oleh pemegang Perjanjian Karya Pengusahaan Pertambangan Batubara (PKP2B), Izin Usaha Pertambangan dan Izin Usaha Pertambangan Khusus tahap Operasi Produksi komoditas batubara, Kementerian ESDM menyampaikan data kebutuhan masing-masing PLTU tahun 2023 yang wajib dipenuhi oleh perusahaan.

Tercatat 10 pemasok dengan volume terbesar batubara ke PLN. Rincinya, PT Bukit Asam Tbk (PTBA) menempati urutan teratas dengan volume pasokan mencapai 26,75 juta ton. Kemudian, PT Kaltim Prima

Coal, anak usaha PT Bumi Resources Tbk (BUMI) dengan volume sebesar 13,70 juta ton. Selanjutnya, PT Adaro Indonesia, anak usaha PT Adaro Energy Indonesia Tbk (ADRO), dengan volume sebesar 12,32 juta ton.

Kemudian, anak usaha PT Indika Energy Tbk (INDY) yakni PT Kideco Jaya Agung dengan kewajiban pasok sebesar 10,55 juta ton. Selanjutnya, anak usaha BUMI yakni PT Arutmin Indonesia dengan volume pasokan sebesar 7,80 juta ton. Perusahaan lain yang mendapatkan alokasi volume cukup tinggi yakni PT Berau Coal dengan volume 6,95 juta ton. Selanjutnya, PT Bara Tabang yang merupakan anak usaha PT Bayan Resources Tbk (BYAN) dengan alokasi mencapai 6,29 juta ton.Anak usaha PT Golden Energy Mines Tbk (GEMS), PT Borneo Indobara mendapatkan kewajiban pasokan batubara sebesar 5,99 juta ton.

Dua perusahaan lainnya yakni PT Indexim Coalindo dengan kewajiban pasok sebesar 5,61 juta ton serta PT Antang Gunung Meratus dengan alokasi sebesar 4,52 juta ton batubara.

Secara terpisah, Direktur Eksekutif Asosiasi Pertambangan Batubara Indonesia (APBI) Hendra Sinadia mengungkapkan, Indonesia masih memiliki angka produksi yang besar. Kendati demikian, ia menekankan perlunya skema pemenuhan DMO batubara yang adil.

“Perlu skema yang memberikan level playing field yang sama buat semua pemasok agar pasokan bisa lancar,” kata Hendra.

Hendra berharap, dalam rangka pemenuhan DMO batubara pada tahun depan, Badan Layanan Umum (BLU) batubara bisa segera diimplementasikan. Selain itu, skema BLU yang nantinya diterapkan turut memuat masukan-masukan dari pelaku usaha.

Sementara itu, Sekretaris Perusahaan PT Mitrabara Adiperdana Tbk (MBAP) Chandra Lautan memastikan perusahaan siap memenuhi ketentuan DMO yang ada.

“Mitrabara akan tetap mengikuti aturan yang berlaku dan mencoba untuk menyesuaikan dengan in-

struksi dari Kementerian ESDM,” kata Chandra.

Merujuk surat dari Kementerian ESDM, Mitrabara Adiperdana mendapatkan kewajiban pasokan batubara sebesar 375 ribu ton untuk pembangkit listrik pada 2023 mendatang. Meski belum bisa merinci lebih jauh target produksi untuk tahun depan, Chandra optimistis produksi batubara pada tahun ini bisa mencapai di atas 3 juta ton.

Hendra memprediksi harga batubara pada tahun depan berpotensi susut. Hal ini karena harga komoditas tambang tersebut sangat volatil,

mengikuti fluktuasi permintaan yang cenderung naik-turun. “Diperkirakan tahun depan harga batu bara bisa tertekan tetapi secara umum masih di level yang positif,” katanya

Melansir Minerba One Data Indonesia (MODI), produksi penjualan batubara hingga akhir Oktober mencapai 559,59 juta ton atau 83,9% dari target produksi akhir tahun sebanyak 663 juta ton. Selanjutnya, penjualan di pasar ekspor sejumlah 224,53 juta ton atau 45,15% dari rencana tahunan di angka 497,25 juta ton. Sedangkan penjualan dalam negeri sebesar 167,09 juta ton. Adapun realisasi penjualan ke PLN dengan harga domestic market obligation (DMO) 70 dollar AS per ton, berada di angka 128,76 juta ton.

Terbitkan 169 Surat

Sebelumnya Direktorat Jenderal Mineral dan Batu Bara (Minerba) Kementerian ESDM telah menerbitkan 169 surat penugasan kepada badan usaha pertambangan guna memenuhi kebutuhan batu bara untuk pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) PLN dengan total volume 23,75 juta ton sepanjang tahun ini. “Kami telah menerbitkan 169 surat penugasan kepada badan usaha pertambangan untuk memenuhi kebutuhan batu bara PLN dengan total 23,75 juta ton,” kata Lana.

Lana menambahkan, total realisasi penerimaan batu bara untuk PLTU milik PLN dan pembangkit swasta atau Independent Power Producers (IPP) sebesar 94,3 juta ton atau 93% dari rencana kebutuhan batu bara sampai dengan bulan September 2022.

Guna melancarkan pengangkutan dan pengiriman batu bara dari lokasi tambang ke PLTU PLN dan IPP, Kementerian ESDM melalui Direktorat Jenderal Ketenagalistrikan telah berkoordinasi dengan Kementerian Perhubungan untuk menangani kebutuhan armada kapal atau tongkang pengangkut batu bara. Advertisement “Ini untuk mendorong pemilik kapal maupun tongkang untuk mengutamakan pengangkutan batu bara dari lokasi tambang ke

LANA SARIA DIREKTUR PEMBINAAN PENGUSAHAAN BATUBARA ESDM

HENDRA SINADIA DIREKTUR EKSEKUTIF APBI

ENERGI TERBARUKAN

PLTU PLN dan IPP,” ujar Lana.

PLN sendiri telah menyiapkan 11 juta ton batubara untuk ketersediaan pasokan pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) PLN hingga akhir tahun 2022. Direktur Utama PLN Energi Primer Indonesia (PLN EPI), Iwan Agung Firsantara mengatakan, pasokan batu bara hingga akhir tahun masih akan ditangani oleh PLN Batu Bara (PLN BB).

“Untuk target pasokan batu bara tahun 2022 sebesar 11 juta ton, masih di-handle PLN BB,” kata Iwan.

Ia menambahkan, dalam menjaga keberlangsungan pasokan batubara, perusahaan seterum nasional itu akan terus bekerja sama dengan Kementerian ESDM yang sejuah ini terus memberikan dukungan besar kepada PLN dalam ketersediaan batu bara untuk ketenagalistrikan. PLN EPI juga telah menyusun langkahlangkah untuk menjamin kepastian suplai batu bara pada tahun 2023 lewat kerja sama intensif dengan Direktorat Jenderal Mineral dan Batu Bara Kementerian ESDM. Kemudian, PLN EPI juga bakal menjalin kontrak jangka panjang dengan sumber tambang, mitra pemasok dan Perusahaan transportasi batubara.

Sudah Tepat

Pengamat Ekonomi Energi Uni-

versitas Gadjah Mada, Fahmy Radhi menilai, tindakan Kementerian ESDM mengedarkan surat penugasan pasokan DMO batubara, lengkap dengan daftar nama perusahaan yang wajib pasok dan kebutuhan batubara PLTU, sudah tepat. Menurutnya, daftar tersebut dapat digunakan sebagai acuan pengawasan agar ada jaminan bahwa perusahaan terdaftar sudah memasok batubara ke PLN. “Hasil monitoring tersebut sebagai dasar untuk menentukan sanksi bagi perusahaan yang tidak memenuhi kewajiban,” ujarnya saat dihubungi Kontan. co.id (10/11/2022).

Direktur Center of Economic and Law Studies (CELIOS) Bhima Yudhistira mengatakan, Ketegasan soal DMO termasuk sanksi pencabutan izin usaha pertambangan bagi peru-

sahaan yang tidak patuh harus dijalankan. Dengan begitu, kebutuhan batubara PLN untuk kelistrikan bisa aman dipenuhi.

“Tren harga batubara bisa jadi masih tinggi tahun depan, karena berlanjutnya perang. Jangan sampai jadi kesempatan untuk ekspor batubara besar besaran tanpa melihat kebutuhan domestik. Kunci nya di Kemen ESDM soal penegakan aturan,” kata Bhima kepada Kontan.co.id (10/11).

Direktur Eksekutif Energi Watch, Mamit Setiawan berujar, Pemerintah sudah mempunyai instrumen secara legal yaitu Keputusan Menteri ESDM Nomor 139 Tahun 2021 dan Keputusan Menteri ESDM Nomor 13 Tahun 2022 yang mewajibkan perusahaan pertambangan untuk memenuhi DMO minimal sebesar 25% dari rencana produksi untuk kelistrikan umum dan nonkelistrikan umum serta sanksi bagi pemasok yang tidak memenuhi kewajiban DMO. “Selain itu, pemerintah juga sudah mempunyai sistem yang disebut SIMBARA sebagai aplikasi untuk melakukan kontrol terhadap tata niaga batubara. Ke depan, dengan adanya BLU Batubara akan semakin menata tata niaga batubara dalam negeri,” imbuh Mamit. djauhari effendi, agung kusdyanto, ktn,kdt

MAMIT SETIAWAN DIR. EKSEKUTIF ENERGI WATCH

PT

PT Hutamas Kuado

PT Indexim Coalindo

PT Indominco Mandiri

PT Injatama

PT Insani Baraperkasa

PT Inti Bara Nusalima

PT Jambi Prima Coal

PT Jembayan Muarabara

PT Jorong Barutama Greston

PT Multi Sarana Avindo

PT Musi Prima Coal

PT Mustika Indah Permai

PT Nusa Alam Lestari

PT Pancaran Surya Abadi

PT Pengembangan Investasi Riau

PT Perkasa Inakakerta

PT Putra Maga Nanditama (Blok A)

PT Quasar Inti Nusantara

PT Bumi Alam Raya

PT Bumi Bara Makmur Mandiri

PT Bumi Indo Power

PT Bumi Petangis

PT Cahaya Bumi Perdana

PT Cakrawala Dinamika Energi

PT Cereno Energi Selaras

PT Dasrat Sarana Arang Sejati

PT Daya Bambu Sejahtera

PT Dizamatra Powerindo

PT Duta Alam Sumatera

PT Energi Batubara Lestari

PT Era Energi Mandiri

PT Era Perkasa Mining

PT Fajar Sakti Prima

PT Ferly Tirta Jaya

PT Firman Ketaun

PT Firman Ketaun Perkasa

PT Fontana Resources Indonesia

PT Ganda Alam Makmur

PT Golden Great Borneo

PT Gorby Energy

PT Gorby Putra Utama

PT Kaltim Jaya Bara

PT Kaltim Prima Coal

PT Kamalindo Sompurna

PT Karya Bumi Baratama

PT Karya Putra Borneo

PT Kasongan Mining Mills

PT Khatulistiwa Makmur Persada

PT Kideco Jaya Agung

PT Komunitas Bangun Bersama

PT Kurnia Alam Investama

PT Kutai Energi

PT Lanna Harita Indonesia

PT Lembuswana Perkasa

PT Mahakam Sumber Jaya

PT Manambang Muara Enim

PT Mandiri Intiperkasa

PT Manggala Alam Lestari

PT Marga Perkasa

PT Mifa Bersaudara

PT Mitra Setia Tanah Bumbu

PT Mitrabara Adiperdana

PT Mitrajaya Abadi Bersama

PT Multi Harapan Utama

PT Samantaka Batubara

PT Sarolangun Prima Coal

PT Singlurus Pratama

PT Sungai Danau Jaya

PT Supra Bara Energi

PT Surya Anugrah Sejahtera

PT Surya Global Makmur

PT Surya Kalimantan Sejati

PT Surya Sakti Darma Kencana

PT Tanah Bumbu Resources

PT Tebo Prima

PT Tempirai Energy Resources

PT Tiwa Abadi

PT Triaryani

PT Trimata Benua

PT Tunas Inti Abadi

PT Usaha Baratama Jesindo

PT Wahana Baratama Mining

PT Welarco Subur Jaya 125

PT Zefina Bara Energi

WASPADAI

BENJOLAN

YANG TIDAK NYERI

Oktober dikenal sebagai bulan kesadaran kanker payudara. Kendati begitu membangun kesadaran pentingnya melakukan deteksi dini terhadap kanker payudara tetap harus dilakukan sepanjang waktu mengingat penyakit ini terus bertambah jumlah penderitanya.

Deteksi dini yang paling mudah dilakukan adalah dengan melakukan pemeriksaan payudara sendiri (Sadari). Sadari bertujuan untuk menemukan benjolan dan tandatanda lain pada payudara sedini mungkin agar dapat dilakukan tindakan secepatnya.

Dari 200 jenis kanker yang ada

saat ini, kanker payudara merupakan jenis kanker terbanyak di dunia, termasuk di Indonesia. Tercatat sebanyak 2,3 juta perempuan di dunia didiagnosis kanker payudara.

Di Indonesia sendiri, jumlah penderita kanker payudara diperkirakan bertambah sekitar 65.000 kasus baru setiap tahun. Yang memprihatinkan, 70% pasien kanker payudara datang terlambat sudah stadium. Di tahun 2020, kasus baru kanker payudara mencapai 65.858 kasus dengan jumlah kematian 22.430 orang.

Dr Andy Achmad Suanda SpB (K) Onk, mengatakan, setiap perempuan pasti mencintai payudaranya dan tak ingin terpapar kanker. Namun sayangnya, lanjut Andy, banyak dari mereka tidak mengenali payudaranya sendiri. Sehingga ketika terjadi perubahan mereka menyadarinya. “Sebelum love your breast, hendaknya mengenali kondisi payudaranya. Masak mencintai, tapi tidak kenal. Cara mengenalinya, saat mandi atau sesudah mandi

berkaca dan mengamati payudaranya. Apakah yang kiri dan kanan sama, atau tinggi sebelah karena beberapa orang ditakdirkan tidak simetris. Kalau know your breast, akan tahu kalau terjadi perbedaan, kemarin tidak begini kok sekarang seperti ini. Love kalau tidak kenal ya percuma,” ujar spesialis bedah onkologi ini dalam Pink Talk bertajuk Love Your Breast yang digelar National Hospital, Senin (31/10/2022).

Dijelaskan, gejala-gejala paling umum dari kanker adalah adanya benjolan. Benjolan karena kanker tidak menimbulkan nyeri, karena itu sering diabaikan. Sebaliknya benjolan yang menimbulkan nyeri itu justru tidak berbahaya karena itu adalah bisul akibat terjadi infeksi.

“Benjolan tidak nyeri yang ada selama berbulan-bulan, itu harus diwaspadai. Kanker tidak nyeri, kalau infeksi dalam beberapa hari saja sudah memunculkan nyeri,” kata Andy.

Survivor kanker payudara, Ika Damayanti mengatakan, ketika per-

tama kali mendapat benjolan di payudaranya 22 tahun silam, dirinya mengabaikan. Benjolan itu ditemukan karena ketidaksengajaan. “Saya merasa nggak sakit, makanya saya cuek saja. Apalagi payudara saya juga tidak mengalami keriput seperti kulit jeruk, cairan juga enggak ada. Keturunan apalagi, nggak ada. Saya merasa masih muda, nggak mungkinlah kena kanker,” ungkap dosen UK Petra ini.

Karena alasan itulah, Ika memilih menunda dulu ketika sang suami mengajaknya ke dokter untuk memastikan benjolan di payudaranya.

Kapan kita harus curiga? Benjolan yang merupakan kanker akan mengalami pertumbuhan yang cepat. Kalau dia sudah menginfiltrasi kulit dan menimbulkan perubahan jadi seperti kulit jeruk, atau memunculkan benjolan di ketiak itu harus diwaspadai.

Karena itu ketika mendapati adanya benjolan hendaknya segera diperiksakan ke dokter. Selanjutnya dokter akan melakukan USG payudara atau melakukan pemeriksaan dengan mamografi. Untuk memastikan apakah itu tumor jinak atau ganas akan dilakukan pemeriksaan patologi atau sitologi yaitu dengan ditusuk dan diambil sampel jaringannya untuk dibiopsi. Dari biopsi jaringan akan diketahui secara pasti ganas tidaknya sel kanker. Dan terakhir dokter akan melakukan penentuan diagnosa untuk mengambil tindakan operasi.

Deteksi dini akan membantu meningkatkan harapan hidup penderita hingga 10 tahun sebesar 95%. Sementara kalau sudah stadium 4 berdasarkan penelitian di Amerika Serikat yang secara medis lebih maju, angka harapan hidupnya hanya 2%.

Penasihat Darma Wanita Persatuan Kementerian Kesehatan, Ida Budi Gunadi Sadikin, pada peringatan Bulan Kanker Payudara di Jakarta, Minggu (30/10/2022) mengatakan, berdasarkan BPJS Kesehatan pada tahun 2020, kanker menjadi penyakit katastropik dengan pembiayaan terbesar kedua setelah penyakit jantung yaitu sebe-

sar Rp 3,5 triliun. Dan 1 dari 8 wanita dapat mengidap kanker payudara selama hidupnya.

“Saya sangat menyadari dan ingin mengingatkan kita semua, bahwa terlambat mendeteksi kanker bisa mengakibatkan penurunan kualitas hidup, lama harapan hidup menjadi rendah, serta beban pembiayaan yang besar,” ujarnya.

Padahal jika penanganan kanker pada stadium dini akan memberikan peluang harapan hidup lebih dari 90%. Oleh karena itu kunci keberhasilan dari penanggulangan kanker payudara adalah dengan melakukan pencegahan faktor risiko kanker payudara melalui penerapan pola hidup sehat serta deteksi dini. Andy mengingatkan, tidak ada kata

sembuh pada penderita kanker. “Dia akan menjadi survivor dengan tingkat harapan hidup yang lebih tinggi bila ditemukan sejak dini. Tujuan utama pengobatan adalah meningkatkan surviver (lama hidup) atau menunda kematian. Lebih lama lebih bagus,” tandasnya.

Sebelumnya, Breast Surgeon RS Onkologi Surabaya, dr Bob J.Octovianus dalam acara Pink Movie & Talk with RS Onkologi di Hotel Double Tree by Hilton, mengatakan, keterlambatan pasien datang ke rumah sakit kerap disebabkan karena kurangnya pengetahuan tentang kanker, masalah ekonomi, hambatan psikologis dan informasi yang salah –terkait mitos-mitos di masyarakat.  retno asri

Antara Sadari dan Sadanis

Sadari dan Sadanis merupakan kegiatan pemeriksaan payudara secara rutin setiap bulannya. Sadari merupakan pemeriksaan payudara sendiri, sehingga tidak memerlukan alat-alat khusus. Sadari dilakukan dengan meraba dan melihat payudara sendiri. Jika selama pemeriksaan menemukan benjolan atau perubahan pada payudara bisa diketahui sejak dini. Karenanya Sadari penting dilakukan selama 7-10 hari setiap bulannya setelah menstruasi. Jika menstru-

asinya tanggal 1, maka Sadari bisa dilakukan mulai tanggal 9.

Dengan melakukannya secara rutin, kita bisa tahu kalau ternyata ada yang beda dengan payudara kita. Sehingga bisa segera dilakukan pemeriksaan lanjutan.

Sadanis atau pemeriksaan payudara klinis harus dilakukan oleh tenaga kesehatan baik dokter, bidan, ataupun petugas kesehatan lain yang terlatih. Dilakukan mulai dari inspeksi payudara hingga palpasi di seluruh area payudara. retno

DAPATKAN

ENERGI HIJAU

MULAI

DARI KITA