, Southeast Asia
467 views

Asia Tenggara menghadapi perjuangan berat dalam penerapan CCUS tanpa penetapan harga karbon

Kecil kemungkinan harga karbon di kawasan ini bisa mencapai $40 per ton karbon dioksida.

Tidak ada kebutuhan akan harga karbon dalam upaya mendanai penyebaran teknologi carbon capture, usage, and storage (CCUS), kata Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA). Dan ini adalah rintangan yang dihadapi oleh kekuatan ekonomi yang mengambil bagian dalam transisi energi bersih, terlebih di Asia Tenggara di mana hanya Singapura yang sejauh ini menetapkan harga karbon.

Singapura, bagaimanapun, hanya mengenakan  biaya $3,7 per ton karbon dioksida (tCO2), jumlah yang terlalu kecil dibandingkan dengan biaya $60-100tCO2 yang dikeluarkan untuk pembangkit listrik, Energy Analyst IEEFA Putra Adhiguna mengatakan kepada Asian Power.

Badan Energi Internasional atau The International Energy Agency (IEA) telah memproyeksikan harga karbon dapat mencapai $40tCO2 di 2070, turun dari $65/tCO2 di 2020. Meskipun demikian, dia mengatakan harga $40 masih mahal.

“Untuk pembangkit listrik, $40tCO2 masih mahal dan kami percaya Asia Tenggara tidak mungkin dapat mengikuti ini, mengingat CCUS akan menjadi lebih matang dalam dua dekade ke depan, sementara pembangkit listrik sudah tiga dekade atau empat dekade dan hal tersebut akan menjadi pertanyaan lain,” kata Adhiguna.

Adhiguna menjelaskan negara-negara yang telah menerapkan penangkapan karbon untuk pemrosesan gas dapat mengatasi persoalan keuangan yang ada dalam mendapatkan kesepakatan pembiayaan yang tepat, yang tidak terjadi di sektor listrik.

“Di sektor listrik, harganya sangat mahal dan kami tidak percaya ada cara lain untuk menjawab pertanyaan tentang harga karbon. Dengan tidak adanya harga karbon yang tepat dan tidak adanya harga listrik yang layak untuk didistribusikan ke masyarakat, sangat sulit untuk melihat bahwa penangkapan karbon dalam pembangkit listrik akan menang,” katanya.

Singapura dan pasar lainnya

Sementara harga karbon $3,7 masih belum mencukupi, Singapura menjadi pengecualian karena IEEFA melihat potensinya untuk mendirikan hub CCUS. Pertama, Singapura lebih unggul dari tetangganya dalam hal penetapan harga karbon karena pemerintahnya mengumumkan “rencana agresif” untuk menaikkan harga karbon menjadi $18/tCO2 di 2024 dan menjadi $37-60/tCO2 di 2030. Singapura juga memiliki PDB yang lebih tinggi dibandingkan dengan negara-negara Asia Tenggara lainnya, tetapi di atas segalanya, pasar Sinagpura memiliki basis industri yang terkonsentrasi, seperti kilang, dan industri petrokimia.

“Karena Singapura adalah pusat bagi banyak produk, apakah produk  itu diekspor atau digunakan di dalam negeri, ini dapat menjadi contoh jika CCUS akan ditempatkan di sana,” kata Adhiguna, sembari mencatat bahwa pasar menikmati dukungan substansial dari pemerintah, khususnya di bidang riset dan pengembangan (R&D).

Selain itu, dia menambahkan Singapura kemungkinan harus bekerja sama dengan  negara-negara terdekat, seperti Malaysia dan Indonesia, karena melihat kebutuhan untuk menemukan lokasi penempatan CCUS.

Selain Singapura, Indonesia juga telah mengumumkan skema cap-and-tax dengan $2,1/tCO2e yang akan dimulai pada 2022; sementara Malaysia, Filipina, Thailand, dan Vietnam semuanya masih mempertimbangkan penetapan harga karbon.

Di luar Asia Tenggara, IEEFA mencatat dalam laporan Carbon Capture in the Southeast Asia Market Context bahwa Jepang, Cina, dan Korea Selatan berpotensi menjadi pemimpin di CCUS, namun masih berjuang dalam pengembangannya. Jepang memimpin dalam hal pengembangan teknologi CCUS baik di Asia maupun di seluruh dunia dengan teknologi yang digunakan oleh perusahaan-perusahaan di AS. Namun, kapasitas penangkapan karbonnya masih rendah sekitar 0,2 juta ton per tahun.

Adhiguna mengaitkan hal ini dengan risiko geologis di Jepang, mengingat negara tersebut sangat rawan gempa. Dia menambahkan pasar juga menghadapi tantangan kesediaan pemerintah untuk mengadopsi CCUS dengan harga karbon yang tinggi. Saat ini, Jepang mengenakan $3tCO2e.

Cina memiliki kapasitas CCUS skala kecil dan belum meningkat secara signifikan selama beberapa dekade terakhir. IEEFA juga mengamati pengembangan CCUS bukan menjadi prioritas pemerintah karena Cina gagal memberikan arahan yang lebih jelas untuk pengembangan CCUS skala luas. Kapasitas penangkapan karbon negara itu mencapai antara 2-4 juta tCO2 per tahun (MTPA), yang kurang dari yang dapat dihasilkan oleh satu pabrik di AS, menurut perbandingan IEEFA.

Sementara itu Korea Selatan telah menyusun rencana untuk berinvestasi di CCUS baik di dalam maupun di luar negeri. Menurut IEEFA, perusahaan utilitas Korean Electric Power Corporation (KEPCO) berencana untuk keluar dari batu bara di 2050 dan mengkomersialkan teknologi CCUS untuk pembangkit listrik tenaga batu bara 500 megawatt dan tenaga gas 150 MW di 2030. Namun, pemanfaatan CCUS saat ini masih “sebagian besar terbatas pada instalasi percontohan skala kecil.”

“Sebagian besar penyedia teknologi di sektor ketenagalistrikan dan industri di kawasan ini berasal dari ketiga negara tersebut,” katanya.

“Penting bagi Asia Tenggara untuk mengetahui ke mana arah ketiga negara ini karena arah ke mana mereka pergi dapat memberikan indikasi ke mana arah Asia Tenggara.”

Pemrosesan gas vs pembangkit listrik

Melihat lebih dekat, pengembangan CCUS di Asia Tenggara sebagian besar didominasi oleh CCUS pengolahan gas daripada CCUS untuk pembangkit listrik. Lebih dari 60% kapasitas CCUS yang dikerahkan saat ini adalah untuk pengolahan gas, yang menurut Adhiguna ditujukan untuk mendukung produksi industri migas. Ini bertentangan dengan diskusi yang sedang berlangsung tentang CCUS sebagai cara untuk mengurangi emisi.

“Akan sangat sulit bagi CCUS pemrosesan gas untuk terus berkembang karena pada akhirnya, ketika kita bergerak menuju target net-zero, ada dua pertanyaan yang tidak dapat dijawab oleh CCUS pemrosesan gas— pertama, apakah Gas ini untuk mendukung industri migas berproduksi,” katanya.

“Kedua, kita juga perlu mengingat bahwa setiap kali ada diskusi tentang CCUS, dan melibatkan pendanaan publik, publik pada akhirnya akan bertanya, apakah mereka membelanjakan uang pajaknya untuk mendukung transisi menuju net-zero, atau apakah mereka mendukung transisi menuju sesuatu yang memberikan lebih banyak liability jangka panjang daripada yang lainnya.”

Follow the link for more news on

ACWA dan PT PLN teken MoU baterai untuk pengembangan hidrogen hijau di Indonesia

Ini juga mencakup proyek penyimpanan pompa untuk fasilitas pembangkit listrik tenaga air.

Unit RATCH Group membeli saham Eco Energy untuk ikut mengembangkan proyek pembangkit listrik tenaga air di Indonesia

RH Internationa (Singapura) sekarang akan memegang 50% saham dalam proyek tersebut.

Rencana transisi energi Indonesia menghadapi rintangan implementasi

Indonesia dan mitra internasionalnya sepakat untuk memobilisasi pembiayaan sebesar US$20 miliar.

PLN Indonesia menandatangani perjanjian dengan Amazon untuk proyek tenaga surya 210MW

Amazon berkomitmen untuk melakukan off-take daya dari empat proyek tenaga surya.

Indonesia mendapatkan $20 miliar di bawah Just Energy Transition Partnership

Rencana Indonesia termasuk memuncaknya total emisi sektor listrik pada 2030.

Apa yang bisa mengeringkan potensi tenaga air Laos

Pasar Laos siap untuk menjadi pengekspor listrik utama di Asia Tenggara.

Pertamina mendukung target net-zero Indonesia 2060

Indonesia menaikkan target pengurangan emisi karbon menjadi 31,89% pada 2030.

Laba bersih Adaro Energy melonjak 366% YoY dalam sembilan bulan pertama

Hal ini didukung oleh kenaikan harga jual rata-rata.

Laporan IRENA: Biaya energi terbarukan saat ini semakin efektif bagi Indonesia

Penghematan biaya energi diperkirakan bernilai US$400 miliar-600 miliar hingga 2050.