JEJAK KARBON PENGEMBANGAN PEMBANGKIT LISTRIK PANAS
BUMI DI INDONESIA
CARBON FOOTPRINT OF GEOTHERMAL POWER PLANT
DEVELOPMENT IN INDONESIA
I Made Agus Dharma Susila, Adolf Leopold Sihombing, Medhina Magdalena, dan Ikrar Adila Puslitbangtek. Ketenagalistrikan, Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi
Jl. Ciledug Raya Kav. 109, Cipulir, Kebayoran Lama, Jakarta Selatan
Abstrak
Sebuah studi dilakukan untuk menganalisis jejak karbon dalam bentuk intensitas emisi CO2 –e dari pengembangan pembangkit listrik panas bumi (PLTP) di Indonesia dimana metodologi yang digunakan adalah penakaran daur hidup sebagaimana didefinisikan dalam ISO 14040 dan ISO 14044. Cakupan studi ini meliputi kegiatan eksplorasi, konstruksi sumur, konstruksi jaringan pipa, konstruksi jalan akses, konstruksi pembangkit hingga operasional pembangkit. Analisis terhadap konsentrasi gas yang tidak dapat terkondensasi dari uap panas bumi dan pengaruh alih guna lahan terhadap intensitas emisi pembangkit juga dilakukan. Unit fungsional yang digunakan dalam studi ini adalah kWh produksi listrik bersih. Dalam studi ini, tiga skenario dirancang yaitu kasus dasar, kasus terburuk dan kasus terbaik. Produksi bersih energi listrik yang dihasilkan oleh PLTP selama daur hidupnya adalah sekitar 11.285,3 GWh. Sedangkan total emisi CO2-e yang dihasilkan berkisar antara 219 Mt sampai dengan 1.466 Mt dengan total emisi rata-rata sekitar 511 Mt. Intensitas emisi berkisar antara 130 g sampai dengan 19 g CO2 –e per kWh dengan rata-rata sekitar 45 g CO2 –e per kWh. Intensitas emisi ini jauh lebih kecil dari intensitas emisi pembangkit listrik berbahan bakar fosil. Intensitas emisi CO2 –e dalam studi ini didominasi oleh NCG (71% - 82%), diikuti infrastruktur pembangkit (13% - 14%), dan alih guna lahan (5% - 15%).
Kata kunci: PLTP, penakaran daur hidup, intensitas emisi CO2 -e
Abstract
This study is carried out to analyze CO2e emission intensity of geothermal power plant development in Indonesia. Methodology applied in the study is Life Cycle Assessment (LCA) as defined in ISO 14040 and ISO 14044. The scope of the study is whole life of a geothermal power plant from exploration, construction of wells, pipeline, access road, and plant into plant operation. In addition, an analysis on the effects of non-condensable steam gas and land use change to the emission intensity is also conducted. Functional unit applied on the study is kWh of net electricity produced. There are three scenarios are designed, which are base, worst, and best cases. Net electricity generated by the plant is about 11,285 GWh while total CO2e emissions emitted by the plant about 219 Mt to 1,466 Mt with its average 511 Mt. Emission intensities range is 19 g to 130 g CO2e per kWh with average 45 g CO2e per kWh. The emission intensity estimated in the study is much lower than those on fossil-fueled power plants. Emission intensity in this study is dominated by NCG (71% - 82%) followed by power plant infrastructures (13% - 14%) and land use change (5% - 15%).
PENDAHULUAN
Latar belakangDalam rangka mewujudkan ketahanan dan kemandirian energi untuk mendukung pembangunan nasional, Pemerintah Indonesia menetapkan arah kebijakan energi nasional melalui Peraturan Presiden Nomor 5 Tahun 2006. Untuk subsektor ketenagalistrikan, ditetapkan bahwa kontribusi energi panas bumi adalah sebesar 5% dari konsumsi energi nasional di tahun 2025 atau sekitar 9.500 MW. Selanjutnya, melalui Peraturan Menteri ESDM Nomor 1 Tahun 2012 tentang program percepatan pembangunan pembangkit listrik 10.000 MW Tahap II disebutkan bahwa kontribusi energi panas bumi sebesar 4.925 MW di tahun 2014.
Pilihan untuk mengembangkan energi panas bumi sebagai pembangkit listrik diambil karena energi ini memang dikenal sebagai salah satu energi alternatif yang ramah lingkungan. Seberapa ramah suatu teknologi energi alternatif terhadap lingkungan pasti ada indikatornya. Hampir dapat dipastikan bahwa kegiatan yang melibatkan manusia akan tetap meninggalkan jejak karbon yang dicerminkan oleh nilai intensitas emisi CO2 –e. Berkaitan dengan isu pemanasan global, nilai intensitas emisi ini merupakan indikator ramah tidaknya suatu teknologi pembangkit.
Walaupun tidak termasuk dalam kegiatan wajib pada Rencana Aksi Nasional Penurunan Emisi Gas Rumah Kaca (RAN GRK) yang menargetkan pengurangan emisi GRK dari sektor energi sebesar 4,25 juta ton CO2 -e, kebijakan untuk mempercepat pengembangan
panas bumi sebagai pembangkit listrik masih sejalan dengan komitmen pemerintah untuk mengurangi emisi CO2 -e sebesar 26 - 41% di tahun 2020.
Ada beberapa publikasi yang berkaitan dengan intensitas atau faktor emisi CO2 –e dari pengembangan pembangkit listrik panas bumi (PLTP) yang dilakukan oleh beberapa peneliti. Bertani & Thain dalam studinya terhadap 85 PLTP di 11 negara menyatakan bahwa intensitas emisi rata-rata dari PLTP adalah sekitar 122 g/kWh[1]. Bloomfield et al yang melakukan studi terhadap beberapa PLTP di Amerika Serikat menyebutkan bahwa intensitas emisi PLTP sekitar 90 g/kWh[2]. Selanjutnya, Hondo yang melakukan studi terhadap intensitas emisi berbagai jenis pembangkit listrik di Jepang menyimpulkan bahwa intensitas emisi PLTP sekitar 15 g/kWh, lebih kecil dari pembangkit listrik energi terbarukan lainnya dan sedikit lebih besar dari pembangkit hidro[3]. Sullivan et al yang melakukan studi terhadap beberapa model PLTP menyebutkan bahwa intensitas emisi PLTP sekitar 103 g/kWh[4]. Terakhir, Skone yang juga melakukan studi pemodelan melaporkan bahwa intensitas emisi PLTP sekitar 245.2 g/kWh[5]. Adanya perbedaan nilai nilai intensitas emisi tersebut disebabkan karena ruang lingkup dan asumsi yang digunakan juga berbeda.
Untuk kasus Indonesia, sejauh ini belum ditemukan publikasi yang khusus membahas intensitas atau faktor emisi dari PLTP. Untuk itu dipandang perlu untuk melakukan studi yang dapat menghasilkan besaran intensitas emisi CO2 –e yang nantinya dapat digunakan
untuk menginventarisasi jumlah emisi yang dihasilkan dari pengembangan panas bumi sesuai amanat Perpres No. 71 Tahun 2011. Selanjutnya, nilai intensitas emisi ini dapat dijadikan acuan untuk menghitung kontribusi panas bumi dalam penurunan emisi CO2 –e. Tujuan
Tujuan dari studi ini adalah untuk menakar emisi CO2 -e pada setiap fase dan satu siklus daur hidup dari PLTP di Indonesia. Ruang lingkup studi ini adalah mulai dari fase pembangunan yang meliputi eksplorasi, pengembangan sumur, pembangunan jaringan pipa, pembangunan pembangkit dan pembangunan jalan akses antar sumur, serta operasionalisasi pembangkit. Dalam studi ini juga akan dilakukan analisis terhadap alih guna lahan akibat pengembangan PLTP.
METODOLOGI
Metodologi yang digunakan pada studi ini adalah penakaran daur hidup atau Life Cycle
Assessment, (LCA) sebagaimana yang didefinisikan dalam ISO 14040 dan 14044 yaitu suatu teknik untuk penakaran semua aspek lingkungan dan dampak potensial yang berasosiasi dengan suatu produk[6], [7]. Berkaitan dengan kegiatan pengembangan panas bumi, pendekatan LCA ini meliputi dampak lingkungan baik langsung maupun tidak yang berkaitan dengan pembangunan, dan pengoperasian suatu pembangkit listrik panas bumi (PLTP).
Sesuai dengan standard LCA, setelah tujuan dan ruang lingkup ditentukan, dilanjutkan dengan analisis inventarisasi, analisis dampak, dan interpretasi. Pada tahap analisis inventarisasi, semua masukan baik material maupun energi yang dibutuhkan pada setiap produk dan proses dalam keseluruhan daur hidup PLTP untuk menghasilkan satu kWh energi listrik diinventarisasi. Produksi listrik yang dimaksudkan disini adalah produksi total dikurangi konsumsi internal pembangkit (auxiliary consumption) selama daur hidup. Hasil inventarisasi disajikan pada Tabel 1.
Pada tahap analisis dampak, dilakukan pengkuantifikasian efek lingkungan dengan menjumlahkan semua masukan yang telah diinventarisasi ke dalam indikator dampak potensi perubahan iklim yaitu emisi CO2 –e. Pada tahap ini, intensitas emisi dari tiap masukan mengacu pada basis data dari Ecoinvent seperti yang disajikan pada Tabel 1. Pada tahap interpretasi dilakukan penafsiran terhadap hasil-hasil analisis dampak secara kualitatif dengan fokus pembahasan pada pengaruh dari setiap tahapan pengembangan PLTP.
Tabel 1 Inventarisasi masukan pengembangan PLTP dan intensitas emisinya [8]
Masukan Intensitas emisi (kg CO2 –e / kg
masukan) Diesel 3,922 Pipa baja 2,080 Plat baja 1,590 Besi 0,908 Aluminum 3,180
Insulasi glass wool 2,670
Semen portland 0,903 Air 0,007 Barit 0,187 Bentonit 0,493 Pasir 0,002 Kerikil 0,003
Penentuan studi kasus
Fakta bahwa setiap lapangan panas bumi mempunyai karakteristik yang berbeda-beda dan terbatasnya data yang tersedia membuat analisis menjadi lebih sulit. Untuk menjembataninya, maka pendekatan yang digunakan adalah dengan merancang beberapa skenario dengan nilai-nilai parameter diusahakan sedekat mungkin dengan kondisi Indonesia.
Rancangan dasar skenario mengacu pada hasil studi Sanyal et al yang menyebutkan bahwa kedalaman sumur produksi panas bumi di Indonesia umumnya berkisar antara 1.500 - 2.500 m dengan tingkat kesuksesan pemboran
sekitar 63% - 73%. Disebutkan juga bahwa kapasitas sumur dapat dikelompokkan menjadi empat kelompok, yaitu 3-5 MW, 7-9 MW, 15-19 MW dan 27-31 MW[9]. Hanya tiga kelompok pertama yang digunakan dalam perancangan skenario karena kelompok keempat jarang ditemukan. Karena hampir semua parameter mempunyai nilai yang bervariasi maka skenario dirancang menjadi tiga yaitu Terburuk, Rata-rata, dan Terbaik. Untuk skenario Terburuk dan Terbaik menggunakan nilai maksimum atau minimum tiap parameter, disesuaikan dengan potensi parameter tersebut terhadap emisi CO2 –e. Detail skenario disajikan pada Tabel 2.
Tabel 2 Rancangan skenario PLTP
Parameter Unit Skenario Keterangan
Terburuk Rata-rata Terbaik
Kapasitas MW 50
Teknologi Flash
Daur hidup Tahun 30 Asumsi
Faktor kapasitas % 89 Indonesia, 2011[10]
Konsumsi internal % 3,5 Kamojang [11]
Kapasitas sumur MW 4 8 17 Indonesia [9]
Jumlah sumur
Eksplorasi Buah 3 3 3 Asumsi
Produksi Buah 13 7 3
Injeksi/monitoring Buah 8 4 2
Cadangan Buah 2 1 1 10% sumur produksi
Tambahan Buah 22 11 5
Kedalaman m 2.500 2.000 1.500 Indonesia [9]
Tingkat kesuksesan pemboran
% 63 68 73 Indonesia [9]
Laju produksi uap t/h.MWe 7,32 Indonesia [10]
Laju penurunan produksi uap
% / tahun
3 Kamojang [12]
NCG % 1,22 0,46 0,21 Darajat & Wayang
Windu[13] &[14]
Jaringan pipa
Produksi m/MW 87 46 25 Kamojang, Wayang
Windu, G. Salak[11][15][16]
Injeksi m/MW 155 66 30
Diameter pipa
Produksi inch 36
Injeksi inch 30
Berat nominal pipa
Produksi t/m 0,276
Injeksi t/m 0,230
Jalan akses
Tipe Kerikil
Luas m2/MW 8.183 1.472 390 Indonesia
Alih guna lahan
Tipe Hutan tropis menjadi pemukiman
Luas m2/MW 19.463 4.337 1.021 Indonesia (2012)
Pengembangan panas bumi diawali dengan tahap eksplorasi dan konstruksi sumur dimana kegiatan utamanya adalah pemboran sumur, slim hole untuk eksplorasi dan big hole untuk produksi atau injeksi. Masukan utama untuk pemboran sumur yaitu bahan bakar diesel, selubung baja, semen, air, barit dan
bentonit. Karena jumlahnya relatif kecil, polimer untuk campuran lumpur pemboran dan aditif untuk campuran bubur semen diabaikan. Nilai rata-rata tiap masukan mengacu pada hasil analisis data sumur-sumur lapangan Wayang Windu dan disajikan pada Tabel 3.
Tabel 3 Masukan pemboran sumur panas bumi[14]
Masukan Eksplorasi (t/m) Produksi (t/m)
Diesel 0,036 0,195 Selubung baja 0,025 0,122 Semen 0.008 0,218 Air 0,020 0,563 Barit 0,003 0,087 Bentonit 0,001 0,037
Selanjutnya adalah masukan pada tahap konstruksi jaringan pipa dari sumur ke pembangkit. Panjang, diameter dan berat nominal pipa produksi dan injeksi didasarkan pada hasil analisis jaringan pipa lapangan Kamojang, Wayang Windu dan G. Salak seperti yang disajikan pada Tabel 2.
Agar temperatur uap pada pipa produksi tetap terjaga, diperlukan insulasi dan aluminium sebagai selubung. Diasumsikan insulasi terbuat dari glass wool dengan berat sekitar 6 kg/m2 luas permukaan pipa produksi[3]. Tebal selubung aluminium diasumsikan sekitar 1 mm dengan berat jenis 2,70 t/m3 dan diameter total selubung aluminium diasumsikan 4” lebih besar dari diameter pipa produksi.
Masukan lain pada tahap konstruksi jaringan pipa adalah bahan bakar diesel untuk alat berat berupa ekskavator dan pipelayer, dan penyangga pipa. Mengacu pada Sullivan et al, ekskavator dan pipelayer berkapasitas 240 HP mengkonsumsi bahan bakar diesel sekitar 0,34 kL per hari. Satu ekskavator mampu menggali 10 lubang pondasi penyangga per hari dan dengan satu pipelayer insulasi yang dipasang
sekitar 22 ruas per hari. Dengan dua pipelayer, pipa yang mampu dipasang adalah 122 m/hari[4]. Mengacu pada McAllister, dengan diameter pipa produksi 36” dan pipa injeksi 30” maka interval antar penyangga pipa masing-masing adalah 14 m dan 13 m. Setiap meter kubik beton terdiri atas 0,31 ton semen, 0,62 t pasir, 1,05 t kerikil, dan 0,19 t air[17]. Mengacu pada Bonds, ukuran beton penyangga untuk pipa produksi dan pipa injeksi masing-masing 1,26 m3 dan 1,08 m3[18].
Hasil analisis terhadap luas jalan akses empat lapangan panas bumi di Jawa Barat juga dijadikan salah satu parameter dalam penyusunan skenario. Diasumsikan bahwa keseluruhan jalan akses adalah jalan semi permanen dengan tutupan kerikil yang tebalnya sekitar 12”[19]. Kebutuhan akan bahan bakar diesel diasumsikan sekitar 0,16 kg/m2 luas jalan[5].
Masukan pada tahap konstruksi pembangkit sepenuhnya mengacu pada hasil studi Skone[5] seperti yang disajikan pada Tabel 4. Dibandingkan dengan studi Sulivan et al[4], jenis masukan yang digunakan Skone lebih banyak sehingga dianggap lebih mewakili.
Pada tahap operasi, beberapa hal yang harus diperhatikan diantaranya laju produksi uap, konsentrasi dan komposisi non condensable gas (NCG) uap, dan laju
penurunan produksi uap. Laju produksi uap untuk menghasilkan satu MWh listrik tiap pembangkit bervariasi, tergantung pada teknologi pembangkit yang digunakan. Besaran laju produksi uap ini selanjutnya akan menjadi dasar perhitungan jumlah total NCG. Konsentrasi NCG dengan komposisi utama berupa CO2 dan sedikit H2S, CH4, dan N2O dari
beberapa lapangan panas bumi di Indonesia bervariasi antara 0,1% - 1% [20]. Secara lebih detail, kandungan CO2 -e dari uap Kamojang umumnya <1% [12], Darajat sekitar 0,39%[13], Wayang Windu 0,77%[14] dan G. Salak sekitar 1%[21]. Konsentrasi NCG menjadi salah satu parameter skenario karena pada saat operasi, NCG ini harus dilepaskan ke luar sistem pembangkit atau ke atmosfir dan akan mempengaruhi jumlah emisi dari pembangkit tersebut.
Tabel 4 Masukan konstruksi pembangkit[5]
Masukan Jumlah (t/MW) Energi 22,27 Pipa baja 9,03 Plat Baja 24,44 Besi 0,45 Aluminium 0,22 Semen 9,77 Pasir 19,54 Kerikil 33,22 Air 5,86
Laju penurunan produksi uap sebagai akibat dari penurunan suhu dan atau tekanan reservoir maupun proses scaling pada pipa, juga bervariasi di setiap lapangan panas bumi. Suryadarma et al mencatat laju penurunan produksi uap di lapangan Kamojang sekitar 3 %/tahun[12], sementara di G. Salak sekitar 4 %/tahun[22]. Laju penurunan produksi uap ini penting untuk memperkirakan jumlah sumur produksi tambahan yang harus dibor untuk mencukupi kebutuhan uap pembangkit sehingga harus dijadikan salah satu parameter
skenario. Umur tiap sumur diasumsikan sama dengan umur pembangkit sehingga tidak menjadi faktor yang mempengaruhi jumlah sumur tambahan.
Analisis emisi CO2 –e sebagai akibat alih guna lahan didasarkan pada data luasan lahan yang digunakan untuk semua infrastruktur pembangkit. Metode yang digunakan mengacu metode IPCC dengan asumsi lahan sebelum PLTP dibangun adalah lahan volkanik berhutan tropis berubah menjadi kawasan hunian[23].
HASIL DAN PEMBAHASAN
HasilEnergi listrik yang dihasilkan oleh PLTP berkapasitas 50 MW dengan faktor kapasitas sebesar 89% dan konsumsi internal sekitar 3,5% adalah sekitar 376.176 MWh per tahun yang setara dengan 11.285,3 GWh dalam 30 tahun.
Total emisi CO2 –e yang dihasilkan oleh kegiatan pengembangan PLTP selama 30 tahun daur hidupnya untuk masing-masing skenario adalah 1.466 Mt, 511 Mt dan 219 Mt. Nilai total emisi pada tiap tahapan dari pembangkit tersebut diilustrasikan pada Gambar 1. Terlihat bahwa total emisi dari skenario terburuk hampir dua kali total emisi skenario rata-rata atau hampir tiga kali total emisi skenario
terbaik. Pada ketiga skenario, dengan kontribusi 71% - 82%, NCG mendominasi total emisi, diikuti oleh alih guna lahan dengan kontribusi 5% - 15% dan, sisanya kontribusi infrastruktur pembangkit (Gambar 2). Secara lebih detail, kontribusi tiap tahapan pada infrastruktur pembangkit disajikan pada Gambar 3.
Kontribusi konstruksi sumur dan operasi pembangkit mendominasi emisi infrastruktur pembangkit yaitu 34% - 47% dan 29% - 45%. Selanjutnya adalah kontruksi pembangkit, 4% - 29% dan konstruksi pipa, 4% - 6%. Kontribusi tahapan eksplorasi sekitar 1% - 2% dan konstruksi jalan akses sangat kecil yaitu kurang dari 1% .
Gambar 1. Emisi total CO2 –e pada setiap parameter pengembangan PLTP 0 500,000 1,000,000 1,500,000 Terburuk Rata-rata Terbaik To tal em is i C O 2 -e (ton)
Eksplorasi Konstruksi sumur Konstruksi pipa Konstruksi jalan akses Konstruksi pembangkit Operasi pembangkit Alih guna lahan NGC
Gambar 2. Kontribusi emisi tiap parameter dalam pengembangan PLTP
Gambar 3. Kontribusi tiap parameter dari infrastruktur PLTP 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Terburuk Rata-rata Terbaik 15 10 5 71 76 82 NGC
Alih guna lahan Operasi pembangkit Konstruksi pembangkit Konstruksi jalan akses Konstruksi pipa Konstruksi sumur Eksplorasi 0% 20% 40% 60% 80% 100% Terburuk Rata-rata Terbaik 47 43 34 4 5 6 4 11 29 45 40 29 Operasi pembangkit Konstruksi pembangkit Konstruksi jalan akses Konstruksi pipa Konstruksi sumur Eksplorasi
Gambar 4 Intensitas emisi CO2 –e pengembangan PLTP di Indonesia
Intensitas emisi CO2 –e pada PLTP untuk ketiga skenario adalah 130 g/kWh, 45 g/kWh, dan 19 g/kWh seperti ditunjukkan pada Gambar 4. Jika dibandingkan dengan skenario terbaik, intensitas emisi skenario terburuk hampir tiga kali lipatnya. Sedangkan intensitas emisi skenario rata-rata hampir dua kali lipatnya.
Pembahasan
Jika dilihat pada Gambar 1 terlihat total emisi CO2 –e pada skenario terbaik paling kecil dibandingkan dengan dua skenario lainnya. Ini logis karena dalam skenario terbaik, nilai parameter-parameter yang digunakan adalah nilai yang memiliki potensi emisi paling kecil. Sebaliknya, yang berpotensi paling besar dimasukan ke dalam skenario terburuk. Hal ini dilakukan karena hampir semua parameter mempunyai nilai yang bervariasi sehingga tetap memiliki unsur ketidakpastian.
Karena skenario yang dirancang berdasarkan kecenderungan tiap parameter
terhadap potensi emisi dengan nilai yang tidak sama untuk setiap skenario, maka agak sulit untuk melakukan perbandingan ketiganya. Tapi jika dilihat kecenderungannya, faktor konsentrasi NCG pada uap panas bumi menjadi faktor dominan yang menentukan jumlah emisi dan intensitas emisi CO2 –e dari PLTP. Hal ini dapat dilihat pada Gambar 2 dimana kontribusi NCG cenderung meningkat dari skenario terburuk ke skenario terbaik padahal konsentrasi NCG turun. Sebaliknya kontribusi parameter lainnya menurun seiring penurunan nilai asumsi parameter tersebut. Pengecualian terjadi pada konstruksi pembangkit sedikit meningkat karena masukan pada konstruksi pembangkit sama untuk semua skenario sedangkan yang lainnya turun.
Besarnya peranan tiap parameter juga dapat dilihat dari pengaruhnya terhadap perubahan jumlah total emisi melalui uji sensitifitas. Dengan menaikkan nilai konsentrasi NCG menjadi sama dengan nilai 0 20 40 60 80 100 120 140 Terburuk Rata-rata Terbaik 130 45 19 In te n si tas e m isi (g CO2 -e /kWh )
maksimalnya atau sekitar 3 kali nilai rata-ratanya atau, total emisi meningkat sekitar 2,3 kali. Di lain pihak, menaikkan nilai parameter alih guna lahan dan infrastruktur pembangkit dengan besaran yang sama hanya meningkatkan total emisi sekitar 1,2 kali dan 1,3 kali. Sebaliknya, dengan menurunkan nilai parameter NCG, alih guna lahan dan infrastruktur pembangkit sebesar 50%, penurunan total emisi masing-masing turun sebesar 40%, 5% dan 7%. Hal ini menunjukkan bahwa konsentrasi NCG menjadi faktor dominan yang menentukan total emisi CO2 –e suatu PLTP.
Jika dilihat Gambar 3, terlihat bahwa tahapan konstruksi sumur awal dan penambahan sumur pada tahap operasi pembangkit mendominasi total emisi dari infrastruktur pembangkit. Hal ini disebabkan karena pada tahap ini masukan utama berupa bahan bakar diesel, baja dan semen jauh lebih besar dari tahapan lainnya. Dalam proses produksinya pun menghasilkan emisi CO2 –e yang besar.
Walaupun mendominasi, dari skenario terburuk ke skenario terbaik, kontribusi konstruksi sumur juga menunjukkan penurunan yang disebabkan karena penurunan jumlah dan kedalaman sumur. Sebaliknya, kontribusi konstruksi pembangkit meningkat karena, seperti disebutkan sebelumnya, semua masukan diasumsikan tetap pada semua skenario sementara yang lain turun.
Sebagai fungsi dari nilai total emisi yang dihasilkan pada setiap skenario, maka intensitas emisinya pun memiliki pola yang sama. Hal ini
disebabkan karena energi listrik yang dihasilkan oleh PLTP pada ketiga skenario adalah sama. Dibandingkan dengan hasil studi Bertani dan Thain, nilai intensitas emisi CO2 -e rata-rata dalam studi ini lebih kecil dan sebaliknya sedikit lebih besar pada skenario terburuk. Walaupun tidak secara spesifik menyebutkan faktor-faktor yang mempengaruhi nilai intensitas emisi dalam studinya, akan tetapi Bertani dan Thain lebih banyak membahas konsentrasi NCG pada uap panas bumi. Dari hal ini diperkirakan bahwa asumsi nilai konsentrasi NCG yang digunakan dalam studi tersebut lebih besar dari asumsi rata-rata pada studi ini.
Nilai intensitas emisi CO2 -e pada skenario rata-rata dalam studi ini, kurang lebih sama dengan setengah dari hasil studi Bloomfield et al dan sebaliknya, intensitas emisi pada skenario Terburuk lebih besar. Karena nilai intensitas emisi yang dilaporkan tersebut merupakan intensitas emisi rata-rata dari semua jenis PLTP termasuk binary cycle, maka ada kemungkinan nilai intensitas emisi dari studi Bloomfield et al akan lebih besar jika hanya memperhitungkan PLTP berteknologi
flash. Hal ini disebabkan karena intensitas
emisi PLTP berteknologi binary cycle lebih kecil dibandingkan intensitas emisi PLTP berteknologi flash. Sepertinya yang menyebabkan perbedaan nilai intensitas emisi adalah asumsi nilai konsentrasi NCG pada uap panas bumi karena dalam laporannya Bloomfield lebih banyak membahas pengaruh konsentrasi NCG terhadap nilai intensitas emisi.
Jika dibandingkan dengan hasil studi yang dilakukan oleh Hondo, intensitas emisi CO2 –e yang dihasilkan dalam studi ini lebih besar bahkan dengan skenario terbaik. Hal ini disebabkan karena dalam studinya, Hondo tidak memperhitungkan emisi dari NCG. Jika dianalogikan dengan pembangkit lain, uap panas bumi adalah bahan bakar dari PLTP yang akan terus dikonsumsi sehingga tetap harus diperhitungkan emisi yang ditimbulkannya.
Walaupun tidak melibatkan alih guna lahan dalam analisisnya, intensitas emisi dari studi Sullivan et al lebih besar dari intensitas rata-rata studi ini bahkan dengan skenario terburuk pun. Jika dibandingkan proporsi kontributor emisi, terlihat persentase NCG dalam studi Sullivan et al hampir 96% dari total emisi, dan sisanya dari infrastruktur pembangkit. Di lain pihak, persentase NCG dalam studi ini sekitar 76% dan sisanya 24% adalah infrastruktur pembangkit dan alih guna lahan. Besarnya kontribusi NCG diperkirakan karena asumsi konsentrasi NCG dari uap pada Sullivan et al hampir tiga kali lipat dari nilai NCG pada skenario Rata-rata atau hampir dua kali lipat dari skenario Terburuk. Walaupun pengaruhnya tidak sebesar NCG, sepertinya asumsi penurunan laju penurunan suhu reservoir yang berkorelasi terhadap penurunan produksi uap juga mempengaruhi perbedaan intensitas emisi yang dihasilkan. Tercatat laju penurunan produksi uap pada studi Sullivan et al enam kali lebih kecil dari laju penurunan produksi uap dalam studi ini juga.
Nilai intensitas emisi CO2 –e yang dilaporkan Skone lebih dari lima kali lipat nilai
intensitas emisi pada studi ini dimana hampir 94% nya berasal dari NCG. Sepertinya konsentrasi NCG lah yang menjadi faktor utama karena dalam studinya, Skone mengasumsikan konsentrasi NCG yang digunakan dalam studinya lebih dari lima kali lipat asumsi konsentrasi NCG dalam skenario Rata-rata dalam studi ini.
Jika dibandingkan dengan hasil studi Bloomfield et al dan juga Hondo, maka intensitas emisi dari PLTP dalam studi ini 19 kali lebih kecil dari intensitas emisi dari pembangkit berbahan bakar batubara, 18 kali lebih kecil dari pembangkit berbahan bakar minyak, dan 12 kali lebih kecil dari pembangkit berbahan bakar gas.
KESIMPULAN DAN SARAN
KesimpulanDari hasil pembahasan atas hasil studi ini maka dapat disimpulkan:
1. Intensitas emisi CO2 –e pada pengembangan PLTP di Indonesia berkisar antara 19,5 – 130,6 g/kWh dengan rata-rata sekitar 45,5 g/kWh. Dengan intensitas emisi yang jauh lebih kecil dibandingkan intensitas emisi dari pembangkit berbahan bakar fosil, menunjukkan bahwa PLTP lebih ramah lingkungan dari sisi pemanasan global.
2. Nilai intensitas emisi yang kecil dengan jelas menunjukkan bahwa peningkatan penggunaan panas bumi sebagai pembangkit listrik dapat membantu usaha Pemerintah Indonesia dalam rangka
penurunan emisi CO2 –e khususnya dari sektor energi.
3. Konsentrasi NCG pada uap panas bumi menjadi faktor utama yang menentukan besar kecilnya intensitas emisi CO2 –e dari PLTP. Jika dipandang perlu, terobosan teknologi untuk menangani emisi dari NCG ini akan sangat berguna.
Saran
Ada beberapa keterbatasan dalam studi ini diantaranya kurangnya data PLTP yang dapat dianalisis, dan beberapa asumsi yang digunakan masih mengacu pada hasil studi di luar Indonesia. Walaupun demikian, hasil akhir dari analisis ini sangat dipengaruhi oleh satu faktor yaitu kandungan NCG dari uap panas bumi. Ke depannya perlu dilakukan pengumpulan data yang lebih lengkap untuk menganalisis indikator dampak yang lain seperti pengasaman, eutrofikasi dan lain-lainnya.
UCAPAN TERIMA KASIH
Terima kasih disampaikan kepada
Direktorat Panas Bumi, Ditjen. EBTKE
atas data yang digunakan pada studi ini.
DAFTAR PUSTAKA
[1]. Bertani, R. and I. Thain. 2001.
Geothermal power generating plant CO2 emission survey. International Geothermal Association IGA News. Vol.
49. Tersedia pada:
www.geothermal-energy.org. [Diakses pada tanggal 18 Oktober 2013]
[2]. Bloomfield, K. K., J. N. Moore, and R. M. Neilson Jr. 2003. Geothermal energy
reduces greenhouse gases. Tersedia
pada: http://geothermal.org [Diakses pada tanggal 18 Oktober 2013]
[3]. Hondo, H. 2005. Life cycle GHG
emission analysis of power generation systems: Japanese case. Energy. Vol. 30:
2042-2056.
[4]. Sullivan, J.L., C.E. Clark, J. Han, and M. Wang. 2010. Life-cycle analysis results
of geothermal systems in comparison to other power systems. Tersedia pada:
http://www1.eere.energy.gov [Diakses pada tanggal 18 Oktober 2013].
[5]. Skone, T.J. 2012. Role of alternative
energy sources: Geothermal technology assessment. Tersedia pada: www.netl.doe.gov. [Diakses pada tanggal 11 Oktober 2013]
[6]. International Organization for Standardization Organization (ISO). 2006. Environmental management-Life cycle assessment-Principles and framework. ISO.
[7]. International Organization for Standardization Organization (ISO). 2006. Environmental management-Life cycle assessment-Requirements and guidelines. ISO.
[8]. Swiss Centre for Life Cycle Inventories.
2013. Ecoinvent data v2.0. Tersedia
[9]. Sanyal, S.K., J.W. Morrow, M.S. Jayawardena, N. Berrah, S.F. Li, and Suryadarma. 2011. Geothermal resources risk in Indonesia - A statistical inquiry. Proceedings, 36th Workshop on Geothermal Reservoir Engineering.
Tersedia pada:
https://pangea.stanford.edu [Diakses pada tanggal 26 Desember 2013].
[10]. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral. 2013. 2012 Handbook of
Energy and Economic Statistics of Indonesia. Tersedia pada:
http://prokum/esdm.go.id. [Diakses pada tanggal 13 November 2013]
[11]. Agani, M., K. Rozaq, and Z. I. Bachrun. 2010. Construction and operation of
Kamojang Unit 4, the first commercial geothermal power plant built, owned and operated by PT Pertamina Geothermal Energy. Proceedings World Geothermal Congress 2010. Tersedia pada:
http://www.geothermal-energy.org
[Diakses pada tanggal 22 November 2013]
[12]. Suryadarma, T. Dwikorianto, A.A. Zuhro, and A. Yani. 2010. Sustainable
development of the Kamojang geothermal field. Geothermics. Vol. 39:
391-399
[13]. Chevron Geothermal Indonesia, Ltd. 2011. CDM Monitoring Report of
Darajat Unit III Geothermal Project.
Tersedia pada: http://cdm.unfccc.int. [Diakses tanggal 13 November 2013]
[14]. Ditjen. Mineral, Batubara dan Panasbumi. 2010. Laporan Pengawasan Pengelolaan Reservoir Panas Bumi di Area Geothermal Wayang Windu Tahun 2010. Jakarta
[15]. Murakami, H., Y. Kato, and N. Akutsu. 2000. Construction of the largest
geothermal power plant for Wayang Windu project, Indonesia. Proceedings World Geothermal Congress 2000.
Tersedia pada: http://www.geothermal-energy.org [Diakses pada tanggal 25 November 2013].
[16]. Soeparjadi, R., G.D. Horton, E. Bradlet, and P.E. Wendt. 1998. A review of the
Gunung Salak geothermal expansion project. Proceedings 20th NZ Geothermal Workshop. Tersedia pada: http://www.geothermal-energy.org. [Diakses pada tanggal 13 November 2013].
[17]. McAllister, E.W. 2002.Pipeline rules of
thumb handbook. Gulf Professional Publishing. USA
[18]. Bonds, R.W. 2001. Design of ductile
iron pipe on supports. Ductile Iron Pipe Research Association. Alabama
[19]. US. EPA. 2003. Gravel road thickness
design methods. Tersedia pada: http://water.epa.gov. [Diakses pada tanggal 16 Desember 2013].
[20]. GeothermEx. 2010. An assessment of
geothermal resource risks in Indonesia.
Tersedia pada: https://www.ppiaf.org [Diakses pada tanggal 19 Desember 2013]
[21]. Hochstein, M. P. and S. Sudarman. 2008.
History of geothermal exploration in Indonesia from 1970 to 2000. Geothermics Vol. 37: 220-266.
[22]. Acuna, J.A., J. Stimac, L. Sirad-Azwar, and R.G. Pasikki. 2008. Reservoir
management at Awibengkok geothermal field, West Java, Indonesia. Geothermic.
Vol. 37:332-346
[23]. Intergovernmental Panel on Climate
Change (IPCC). 2003. Good Practice Guidance for Land Use, Land-Use Change and Forestry. IPCC. Kanagawa, Japan
![Tabel 1 Inventarisasi masukan pengembangan PLTP dan intensitas emisinya [8]](https://thumb-ap.123doks.com/thumbv2/123dok/1925292.3007220/4.892.212.702.163.579/tabel-inventarisasi-masukan-pengembangan-pltp-intensitas-emisinya.webp)
![Tabel 3 Masukan pemboran sumur panas bumi [14]](https://thumb-ap.123doks.com/thumbv2/123dok/1925292.3007220/6.892.131.763.154.368/tabel-masukan-pemboran-sumur-panas-bumi.webp)
![Tabel 4 Masukan konstruksi pembangkit [5]](https://thumb-ap.123doks.com/thumbv2/123dok/1925292.3007220/7.892.126.790.522.788/tabel-masukan-konstruksi-pembangkit.webp)
