Page 155 - Demo

PT Pertamina Hulu Energi %u2022 Sustainability Report 153PHE Subholding Upstream secara regular melakukan pengukuran tingkan emisi yang dihasilkan. Perhitungan emisi mengacu pada International GHG Standard Protocol, dan menggunakan operational control approach. Penghitungan hanya dilakukan untuk emisi dari cadangan yang sudah dieksploitasi maupun yang terproduksi, meliputi sumber emisi tidak bergerak dan sumber emisi bergerak. PHE Subholding Upstream has been regularly measuring the level of emissions produced. Emission calculations refer to the International GHG Standard Protocol and use the operational control approach. Calculations are only made for emissions from exploited and produced reserves, including stationary emission sources and mobile emission sources. Emisi Cakupan 1 berasal dari kegiatan produksi migas dan konsumsi bahan bakar. Emisi karbon biogenik sudah masuk di dalam cakupan perhitungan emisi GRK yang berasal dari kegiatan pembakaran dalam dan luar, suar bakar, fugitive, kegiatan proses produksi dan proses pengolahan limbah cair. Sedangkan emisi Cakupan 2 berasal dari pemakaian listrik dari pihak ketiga pada seluruh Anak Perusahaan. Parameter pengukuran dan perhitungan mengacu pada Standar Pertamina Nomor PS-S017-100-2021 perihal Penghitungan Emisi sesuai PermenLH No. 12 tahun 2012 tentang Pedoman Penghitungan Beban Emisi Kegiatan Industri Minyak dan Gas Bumi yang dinyatakan dalam ton CO2eq. [GRI 305-1, 305-2] PHE Subholding Upstream secara kontinu melakukan pemantauan dan pengukuran emisi GRK. Dalam implementasinya pengukuran dan pemantauan emisi terintegrasi dengan dashboard emisi PHE Subholding Upstream. Selama tahun 2023, volume emisi GRK yang dihasilkan untuk Cakupan 1 dan Cakupan 2 mencapai 13,97 Juta ton CO2eq dengan penurunan emisi GRK sebesar 872.495,58 ton CO2eq terhadap business as usual (BAU) scenario.Scope 1 emissions come from oil and gas production activities and fuel consumption. Biogenic carbon emissions have been included in the scope of GHG emission calculations originating from internal and external combustion activities, flares, fugitive, production process activities and liquid waste treatment processes. Meanwhile, Scope 2 emissions come from electricity consumption by third parties in all subsidiaries. The measurement and calculation parameters refer to Pertamina Standard Number PSS-017-100-2021 concerning Emission Calculation in accordance with Regulation of the Minister of Environment No. 12 of 2012 concerning Guidelines for Calculating the Emission Load of Oil and Gas Industry Activities expressed in tons CO2eq. [GRI 305-1, 305-2]PHE Subholding Upstream continuously monitors and measures GHG emissions. In its implementation, emissions measurement and monitoring are integrated with PHE Subholding Upstream's emissions dashboard. In 2023, the volume of GHG emissions generated for Scope 1 and Scope 2 reached 13.97 million tons CO2eq, with a decrease in GHG emissions of 872,495.58 tons CO2eq compared to the business-as-usual (BAU) scenario.Emisi yang DihasilkanEmission Produced13,97* juta TonCO2eq0,35%dari tahun sebelumnyafrom previous yearIntensitas EmisiIntensitas Emisi0,0384**TonCO2eq/BOE1,8% dari tahun sebelumnyafrom previous year*) Merupakan Total emisi yang dihasilkan di Subholding Upstream yang memperhitungkan emisi dari Badak NGL, PDSI dan ELNUSA.**)Intensitas emisi dihitung tanpa memasukkan total emisi dari Badak NGL, PDSI dan ELNUSA. Nilai emisi yang dihasilkan tanpa Badak NGL adalah 11,06 juta TonCO2Eq. Apabila memperhitungkan Emisi dari Badak NGL, PDSI dan ELNUSA Intensitas Emisi 2022 akan menjadi 0,0485 TonCO2 eq/BOE.*) Represents the total emissions generated in the Subholding Upstream, including emissions from Badak NGL, PDSI and ELNUSA.**)Emission intensity is calculated without including the total emissions from Badak NGL, PDSI and ELNUSA. The emission value generated without Badak NGL is 11.06 million TonCO2Eq. If including emissions from Badak NGL, PDSI dan ELNUSA the Emission Intensity for 2022 would be 0.0485 TonCO2 eq/BOE.