Indonesia sebagai negara ke 4 terbesar di dunia dengan populasi sekitar 280 juta jiwa, memiliki garis pantai terpanjang kedua di dunia setelah Kanada dan memiliki sumber daya alam melimpah, termasuk minyak, gas, dan mineral. Kegiatan industri hidrokarbon menyumbang sekitar 30% dari PDB Indonesia dan Pulau Jawa menyumbang sekitar 60% terhadap perekonomian nasional secara keseluruhan serta merupakan tempat tinggal bagi 70% dari populasi negara ini.
International Energy Agency melaporkan bahwa bahan bakar fosil yang tersedia di Indonesia berkontribusi terhadap 60% emisi CO2 keseluruhan. Hal ini menjadi salah satu landasan untuk komitmen Indonesia dalam mencapai NZE pada tahun 2060, salah satunya dengan menerapkan carbon capture and storage. Pemerintah Indonesia telah mengeluarkan peraturan presiden No. 14/2024 tentang CCS pada akhir Januari 2024 yang menandai langkah signifikan untuk pengembangan proyek CCS dalam pengumpulan, transportasi, dan penyimpanan karbon dioksida di Indonesia.
Selain itu, Pertamina memaparkan bahwa terdapat potensi tinggi dalam kapasitas penyimpanan CO2 sebesar 600 gigaton yang mampu memenuhi kebutuhan domestik dan regional dan memberikan Indonesia kemampuan penyimpanan CO2 selama sekitar 482 tahun. (International Trade Administration, 2024). Pusat Penyimpanan Karbon Indonesia (ICCSC) juga sedang mengidentifikasi lokasi cluster CCS potensial dekat sumber emisi utama. Lokasi strategis Indonesia di Indo-Pasifik memungkinkan potensi kuat sebagai pusat CCS hub dalam operasi lintas batas untuk transportasi CO2 antara Singapura, Malaysia, Timor Leste, dan Australia. Perusahaan energi global seperti BP, Chevron, dan ExxonMobil saat ini sedang mengembangkan proyek-proyek CCS di Indonesia. Potensi investasi ini dapat menjadikan Indonesia pemimpin global dalam kegiatan CCS dalam waktu dekat.
Secara umum, penyimpanan CO2 terbagi atas dua, yaitu geological storage dan ocean storage
Geological Storage
Penyimpanan geologi melalui akumulasi karbon dioksida (CO2) di bawah tanah adalah fenomena geologis yang luas dengan penjebakan alami CO2 dalam reservoir bawah tanah. Di Indonesia, hal ini merupakan rencana teknologi baru yang akan diterapkan untuk mendukung emisi nol bersih pada tahun 2060. Dalam rencana penerapannya, Indonesia dapat memperoleh informasi dan pengalaman dari negara lain, terutama US yang telah melakukan banyak injeksi karbon dioksida sejak tahun 90-an.
Berbagai proyek eOR di dunia, seperti proyek terkenal dunia dari Sleipner, Weyburn, dan In Salah, serta pengalaman industri terutama dalam penyimpanan gas di bawah tanah dan injeksi acid gas, memberikan indikasi bahwa CO2 dapat diinjeksikan dan disimpan dengan aman di lokasi yang dikarakterisasi dengan baik dan dikelola dengan tepat. IPCC menjelaskan bahwa menginjeksikan CO2 ke dalam formasi geologis yang dalam di lokasi yang dipilih dengan benar dapat menyimpannya di bawah tanah untuk jangka waktu yang lama; diperkirakan bahwa 99% atau lebih dari CO2 yang disuntikkan akan tetap terjaga selama 1000 tahun (IPCC, 2024)
Terdapat 3 opsi penyimpanan geologi CO2 :
- Depleted oil and gas reservoir
Penyimpanan karbon dioksida (CO2) di reservoir minyak dan gas yang sudah habis sangat menjanjikan di beberapa daerah karena strukturnya sudah dikenal infrastruktur sudah tersedia. Meskipun memiliki tingkat ketidakpastian, kapasitas global untuk menyimpan CO2 di bawah tanah sangat besar. Reservoir minyak dan gas yang sudah habis diperkirakan memiliki kapasitas penyimpanan sebesar 675–900 GtCO2 (IPCC, 2024). Berikut beberapa alasan reservoir minyak dan gas dapat dikatakan sebagai kandidat utama er untuk penyimpanan CO2 :
- Akumulasi hidrokarbon yang tidak melarikan diri dari reservoir menunjukkan integritas dan keamanannya
- Struktur geologis dan sifat fisik sebagian besar reservoir minyak dan gas telah dipelajari secara mendalam.
- Model komputer telah dikembangkan untuk memprediksi pergerakan dan perilaku pergerakan hidrokarbon. Hal ini biasa disebut simulasi resevoir
- Beberapa infrastruktur dan sumur yang sudah ada dapat digunakan untuk operasi penyimpanan CO2. Lapangan yang sudah habis tidak akan terpengaruh negatif oleh CO2 karena sebelumnya telah mengandung hidrokarbon, dan jika lapangan hidrokarbon masih dalam produksi, skema penyimpanan CO2 dapat dioptimalkan untuk meningkatkan produksi minyak atau gas.
Penyimpanan di reservoir pada kedalaman kurang dari sekitar 800 m mungkin secara teknis dan ekonomis layak, tetapi kapasitas penyimpanan yang rendah dari reservoir dangkal dapat menjadi masalah.
| 1. Saline formation Formasi garam adalah batuan sedimen dalam yang jenuh dengan air formasi atau brine yang mengandung konsentrasi garam terlarut yang tinggi. Formasi ini tersebar luas dan mengandung jumlah air yang sangat besar, tetapi tidak cocok untuk pertanian atau konsumsi manusia. Brine garam digunakan secara lokal oleh industri kimia, sementara air formasi dengan salinitas yang bervariasi digunakan di spa kesehatan dan untuk menghasilkan energi geotermal ber entalpi rendah. 2. Coal bed methane / unmineable coal Batubara mengandung retakan yang dikenal sebagai cleats, yang memberikan tingkat permeabilitas tertentu. Di antara cleats ini, batubara padat dipenuhi dengan banyak mikropori di mana molekul gas dapat berdifusi dan teradsorpsi. Batubara dapat secara fisik mengadsorpsi berbagai gas dan dapat menyimpan hingga 25 meter kubik metana per ton pada tekanan tertentu. Batubara memiliki kecenderungan lebih besar untuk mengadsorpsi gas CO2 dibandingkan metana. Ketika gas CO2 disuntikkan melalui sumur, ia mengalir melalui sistem cleat, berdifusi ke dalam matriks batubara, dan teradsorpsi pada permukaan mikropori, melepaskan gas seperti metana yang memiliki afinitas lebih rendah terhadap batubara. Mekanisme penjebakan CO2 dalam batubara pada suhu dan tekanan di atas titik kritis belum sepenuhnya dipahami. Selain itu, saat CO2 terabsorpsi, batubara mengembang, yang dapat secara signifikan mengurangi permeabilitas dan kemampuan injeksi; hal ini dapat diatasi dengan meningkatkan tekanan injeksi. Menyuntikkan CO2 ke dalam jalur batubara dapat menggantikan metana, meningkatkan pemulihan Coal Bed Methane (CBM). Injeksi yang berhasil telah dilakukan dalam proyek seperti Proyek Allison dan di Cekungan Alberta di Kanada pada kedalaman yang melebihi titik kritis CO2. Teknik Enhanced Coal Bed Methane (ECBM) berpotensi meningkatkan produksi metana hingga hampir 90%, dibandingkan hanya 50% melalui metode konvensional. Permeabilitas adalah faktor kunci dalam pemilihan lokasi penyimpanan untuk batubara, yang bervariasi secara luas dan umumnya menurun seiring bertambahnya kedalaman akibat penutupan cleat di bawah stres yang meningkat. Sebagian besar sumur penghasil CBM di seluruh dunia memiliki kedalaman kurang dari 1000 meter. |
3. Media penyimpanan geologis lainnya
- Batuan Basalt
- Basalt, sejenis batuan vulkanik, ditemukan secara global dalam jumlah besar. Batuan ini biasanya memiliki porositas rendah, permeabilitas rendah, dan kontinuitas ruang pori yang terbatas, yang berarti bahwa setiap permeabilitas sering kali terkait dengan retakan yang dapat memungkinkan CO2 bocor kecuali ada caprock yang memadai. Namun, basalt mungkin memiliki potensi untuk penjebakan mineral CO2 karena CO2 yang disuntikkan dapat bereaksi dengan mineral silikat dalam basalt untuk membentuk mineral karbonat. Meskipun ada potensi ini, penelitian lebih lanjut diperlukan, dan secara keseluruhan, basalt umumnya dianggap tidak cocok untuk penyimpanan CO2.
- Salt caverns
Penyimpanan CO2 dalam gua garam yang dibuat melalui proses pengolahan larutan dapat memanfaatkan teknologi yang dikembangkan untuk penyimpanan gas alam cair dan produk petroleum di lapisan dan kubah garam di Kanada Barat dan Teluk Meksiko (Dusseault et al., 2004). Satu gua garam bisa menampung lebih dari 500 ribu meter kubik. Prosès penyimpanan CO₂ berbeda dengan gas alam dan udara kompresi karena harus efektif pada skala abad-abad sampai ribuan tahun bukan siklus harian-tahunan seperti halnya dengan gas-gas lainnya. Akibat properti creep batu garam, gua yang diisi superkritik CO₂ akan mengecil volumenya hingga tekanan di dalam gua setara dengan stres eksternal pada lempengan garam (Bachu and Dusseault, 2005). Meski sebuah gua dengan diamater 100 meter hanya bisa menyimpan kurang lebih 0,5 juta ton karbon dioksida padat tinggi, array-array gua semacam itu bisa membantu penyimpanan massal. Pelestarian gua ini sangat penting untuk mencegah kebocoran atau runtuhnya atap gua yang bisa melepaskan kuantitas gas signifikan (Katzung et al., 1996). Kelebihan antara lain adalah kapasitas tinggi per satuan volumenya (kgCO₂/m³), efisiensi, dan laju injeksi. Keterbatasan antara lain adanya potensi kebocoran CO₂ apabila sistem gagal, kapasitas relatif kecil gua individu, serta masalah lingkungan terkait limbah brine dari kavitas pelarutan. Gua garam juga bisa digunakan sebagai tempat penyimpanan sementara CO₂ dalam sistem kolektor-distributor antara sumber-sumber dan sumur-sumur CO₂.
- Abandoned mines
Potensi tambang untuk penyimpanan CO2 sangat ditentukan oleh jenis batuan dan kemampuannya untuk menyegel. Batuan yang sangat retak, yang umum ditemukan di daerah igneus dan metamorf, sulit untuk disegel dengan efektif. Sebaliknya, batuan sedimen, seperti yang terdapat di tambang potash dan garam atau deposit timbal dan seng, mungkin menyediakan opsi yang layak untuk penyimpanan CO2. Tambang batubara yang ditinggalkan juga menawarkan kesempatan untuk penyimpanan CO2, karena batubara yang tersisa dapat mengadsorpsi CO2. Namun, batuan retak di atas tambang ini meningkatkan risiko kebocoran gas. Selain itu, saat ini belum ada segel tekanan tinggi yang aman dan tahan lama untuk penyimpanan CO2, sehingga menimbulkan kekhawatiran tentang kemungkinan kegagalan poros yang dapat menyebabkan emisi CO2 yang signifikan. Contoh pendekatan ini dapat dilihat di Colorado, AS, di mana fasilitas penyimpanan gas alam beroperasi di dalam tambang batubara yang ditinggalkan.
References:
https://www.researchgate.net/publication/329714495_Significant_Aspects_of_Carbon_Capture_and_Storage_-_A_Review
https://www.trade.gov/market-intelligence/indonesia-carbon-capture-storage
https://www.ipcc.ch/site/assets/uploads/2018/03/srccs_wholereport-1.pdf
